Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Xác định vị trí và dung lượng của TCSC để đảm bảo an ninh trong thị trường điện

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

VÕ ĐỨC NHU

XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG

CỦA TCSC ĐỂ ĐẢM BẢO AN NINH

TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số ngành:60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 03 năm 2016

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

VÕ ĐỨC NHU

XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG

CỦA TCSC ĐỂ ĐẢM BẢO AN NINH

TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số ngành:60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS. TS TRƯƠNG VIỆT ANH

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 11 năm 2015

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : PGS.TS. TRƯƠNG VIỆT ANH

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM

ngày … tháng … năm …

Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:

Họ và tên Chức danh Hội đồng TT

1 PGS. TS. DƯƠNG HOÀI NGHĨA Chủ tịch

2 PGS. TS. NGUYỄN THANH PHƯƠNG Phản biện 1

3 PGS. TS. LÊ MINH PHƯƠNG Phản biện 2

4 TS. VÕ HOÀNG DUY Ủy viên

5 TS. ĐẶNG XUÂN KIÊN Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được

sửa chữa (nếu có).

Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận văn

PGS. TS. DƯƠNG HOÀI NGHĨA

TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

PHÒNG QLKH – ĐTSĐH Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

TP. HCM, ngày11 tháng 11 năm 2015

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Giới tính: Nam Họ tên học viên: VÕ ĐỨC NHU

Nơi sinh: TP. HCM Ngày, tháng, năm sinh: 22/02/1974

MSHV: 1341830059 Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

I- Tên đề tài:

Xác định vị trí và dung lượng của TCSC để đảm bảo an ninh trong thị trường

điện.

II- Nhiệm vụ và nội dung:

 Tìm hiểu giải pháp chống nghẽn mạch trong thị trường điện

 Trình bày nguyên lý hoạt động của thiết bị TCSC

 Áp dụng bài toán OPF để quản lý nghẽn mạch trong thị trường điện sử dụng

TCSC (Vị trí đặt và dung lượng). Giảm thiểu không gian tìm kiếm vị trí đặt TCSC

bằng phương pháp mặt cắt tối thiểu. Xác định dung lượng TCSC phù hợp để nâng

cao khả năng tải chống nghẽn mạch hệ thống điện.

 Ứng dụng thực tế và so sánh với các ví dụ mẫu

III- Ngày giao nhiệm vụ: 26/05/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: 26/11/2015

V- Cán bộ hướng dẫn: PGS. TS. TRƯƠNG VIỆT ANH

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký)

(Họ tên và chữ ký)

i

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả

nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình

nào khác.

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này

đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc.

Học viên thực hiện Luận văn

VÕ ĐỨC NHU

ii

LỜI CẢM ƠN

Tôi xin chân thành cảm ơn và tri ân:

- PGS. TS. TRƯƠNG VIỆT ANH đã tận tình giảng dạy, hướng dẫn khoa học và

tạo mọi điều kiện thuận lợi cho tôi trong thời gian học tập, nghiên cứu và hoàn thành luận

văn.

- Quý Thầy, Cô đã giảng dạy, hướng dẫn trong suốt quá trình học tập tại Trường

Đại Học Công Nghệ Tp.HCM.

- Ban Giám Hiệu và các Thầy Cô đồng nghiệp Trường Cao đẳng Điện lực

Tp.HCM đã tạo điều kiện để tôi có thể hoàn thành khóa học.

- Và tất cả các anh, các bạn học viên cùng lớp, những người thân đã giúp đỡ, đóng

góp ý kiến, động viên tôi trong suốt thời gian học tập.

Trân trọng.

Tp.HCM, ngày 11 tháng 11 năm 2015

VÕ ĐỨC NHU

iii

TÓM TẮT

Trên thế giới quá trình cải tổ và cơ cấu lại ngành điện đã và đang diễn ra ở nhiều

nước phát triển. Ở các nước này, ngành công nghiệp điện theo xu hướng hướng cạnh

tranh và thị trường điện đang dần thay thế các phương pháp vận hành truyền thống. Mục

tiêu của thị trường điện chính là giảm giá điện thông qua sự cạnh tranh, nâng cao hiệu

quả hoạt động và hiệu quả đầu tư của các công ty Điện lực Quốc gia (hầu hết là sở hữu

Nhà nước), tăng cường tính cạnh tranh ở cả 3 khâu: sản xuất, bán buôn và bán lẻ điện

năng bằng cách thiết lập thị trường điện và tư nhân hóa một hay nhiều bộ phận của Công

ty Điện lực Quốc gia. Kết quả cho thấy đây là một tiến bộ của khoa học quản lý trong

ngành năng lượng. Bởi vì, thị trường điện tạo ra môi trường kinh doanh cạnh tranh bình

đẳng giữa các doanh nghiệp và là giải pháp hữu hiệu huy động vốn trong việc đầu tư xây

dựng nguồn cũng như hệ thống truyền tải điện.

Xu hướng chuyển dịch từ hệ thống điện độc quyền cơ cấu theo chiều dọc sang thị

trường điện cạnh tranh đã và đang diễn ra mạnh mẽ ở nhiều nước trên thế giới. Thị

trường điện với cơ chế mở đã đem lại hiệu quả ở các nước và cho thấy những ưu điểm

vượt trội hơn hẳn hệ thống điện độc quyền cơ cấu theo chiều dọc truyền thống. Tuy

nhiên, nó cũng tạo ra nhiều thách thức cho người vận hành hệ thống điện để đạt được lợi

nhuận kinh tế và an ninh.

Ở Việt Nam, lộ trình cho việc áp dụng thị trường điện đã được Thủ tướng Chính

phủ phê duyệt. Hiện nay, đang áp dụng những bước thí điểm và sau đó tiến tới xây dựng

một thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn. Thị trường điện là một vấn đề rất mới đối với

Việt Nam, do vậy cần thiết phải có những nghiên cứu về thị trường điện, từ đó áp dụng

một cách linh hoạt, hợp lý để từng bước xây dựng thị trường điện Việt Nam thích hợp

trong từng giai đoạn.

iv

MỤC LỤC

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU LUẬN VĂN ........................................................................ 1

1.1. Đặt vấn đề .................................................................................................................... 1

1.2. Mục tiêu và nhiệm vụ ................................................................................................... 2

1.3. Phương pháp giải quyết ................................................................................................ 3

1.4. Giới hạn của đề tài ........................................................................................................ 3

1.5. Điểm mới của luận văn ................................................................................................. 3

1.6. Phạm vi ứng dụng ......................................................................................................... 3

1.7. Giá trị thực tiễn của đề tài ............................................................................................ 3

1.8. Bố cục của luận văn ...................................................................................................... 3

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN, NGHẼN MẠCH TRUYỀN

TẢI VÀ THIẾT BỊ FACTS ........................................................................ 4

2.1. Giới thiệu ...................................................................................................................... 4

2.2. Các mô hình thị trường điện ......................................................................................... 4

2.2.1. Mô hình thị trường điện thế giới 4

2.2.2. Mô hình thị trường điện Việt Nam ..................................................................... 6

2.3. Những vấn đề về truyền tải điện trong thị trường điện ............................................. 7

2.4. Nghẽn mạch truyền tải trong thị trường điện ............................................................... 9

2.4.1. Đặt vấn đề ........................................................................................................... 9

v

2.4.2. Xác định nghẽn mạch ..................................................................................... 9

2.4.3. Ảnh hưởng của nghẽn mạch ......................................................................... 10

2.4.4. Quản lý nghẽn mạch trong thị trường điện ...................................................... 10

2.5. Tổng quan thiết bị FACTS ......................................................................................... 13

2.5.1. Phân loại thiết bị FACTS................................................................................. 15

2.5.2. Một số thiết bị FACTS .................................................................................... 18

CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP MẶT CẮT TỐI THIỂU VÀ DÒNG CÔNG SUẤT

CỰC ĐẠI .................................................................................................... 28

3.1. Giới thiệu .................................................................................................................... 28

3.2. Cơ sở lý thuyết về mặt cắt tối thiểu và dòng công suất cực đại ................................. 29

3.2.1. Mặt cắt tối thiểu ............................................................................................ 29

3.2.2. Dòng công suất cực đại ................................................................................. 30

3.3. Ứng dụng trong hệ thống điện ............................................................................... 32

3.4. Khảo sát trên lưới điện bảy nút ................................................................................. 37

CHƯƠNG 4: XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG CỦA TCSC ĐỂ ĐẢM BẢO

AN NINH TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN .............................................. 42

4.1. Giới thiệu .................................................................................................................... 42

4.2. Mô hình tĩnh của TCSC .............................................................................................. 44

4.3. Mục tiêu của bài toán phân bố công suất tối ưu (OPF) ............................................. 45

4.3.1. Hàm mục tiêu..................................................................................................... 45

vi

4.3.2. Ứng dụng Matpower để giải bài toán phân bố công suất tối ưu ....................... 47

4.4. Mô phỏng trên hệ thống IEEE .................................................................................... 50

4.4.1. Hệ thống IEEE 6 nút ....................................................................................... 50

4.4.2. Hệ thống IEEE 30 nút .................................................................................... 56

CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN .............................................................................................. 63

5.1. Kết luận ....................................................................................................................... 63

5.2. Hướng phát triển đề tài ............................................................................................... 64

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

FACTS: Flexible Alternating Current Transmission System

SCOPF: Security Constraint Optimal Power Flow

TCSC: Thyristor Controller Series Capacitor

OPF: Optimal Power Flow

IOS: International Organization for Standar

LMP: Location Marginal Pricing

TCSR: Thyristor Controller Series Reactor

TSSC: Thyristor Switched Series Compensator

TSSR: Thyristor Switched Series Reactor

TCR: Thyristor Controlled Reactor

TSR: Thyristor Switched Reactor

TSC: Thyristor Switched Compensator

MSC: Mechanically Switched Compensator

STATCOM: Static Synchronous Compensator

SVC: Static Var Compensator

TCPAR: Thyristor Controller phase Angle Regulator

UPFC: Unified Power Flow Controlled

GTO: Gate Turn Off

FC: Fixed Capacitor

1

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU LUẬN VĂN

1.1 Đặt vấn đề

Xu hướng chuyển dịch từ hệ thống điện độc quyền cơ cấu theo chiều dọc

sang thị trường điện cạnh tranh đã và đang diễn ra mạnh mẽ ở nhiều nước trên thế

giới. Thị trường điện với cơ chế mở đã đem lại hiệu quả ở các nước và cho thấy

những ưu điểm vượt trội hơn hẳn hệ thống điện độc quyền cơ cấu theo chiều dọc

truyền thống. Tuy nhiên, nó cũng tạo ra nhiều thách thức cho người vận hành hệ

thống điện để đạt được lợi nhuận kinh tế và an ninh. Nhiều yếu tố chẳng hạn như:

Việc nâng cấp hệ thống truyền tải không theo kịp sự tăng tải; sự tạo ra thị trường

điện đã dẫn đến một số lượng giao dịch đáng kể năng lượng điện cần được truyền

qua khoảng cách xa; một lượng công suất không nằm trong kế hoạch phát đã được

tăng lên do sự cạnh tranh giữa các nhà máy…. đã làm cho mức độ an ninh hệ thống

bị yếu đi. Vì vậy, an ninh hệ thống đã trở thành một trong những vấn đề quan trọng

trong vận hành thị trường điện. Trong những thị trường điện, an ninh được đo lường

thông qua mức độ nghẽn mạch. Nghẽn mạch ảnh hưởng đến ổn định và độ tin cậy

hệ thống. Hơn nữa, nghẽn mạch còn ảnh hưởng trực tiếp đến các hợp đồng giao

dịch và giá điện đồng thời dẫn đến việc khai thác hệ thống không còn hiệu quả, giá

cả tại một số vùng tăng lên trong khi các vùng khác giảm. Do đó nghẽn mạch đã

làm méo dạng thị trường. Thị trường điện và các điều kiện vận hành sẽ tốt hơn nếu

như an ninh hệ thống và kinh tế được tính toán tốt hơn. Việc giải quyết vấn đề này

được biết đến như là bài toán ràng buộc an ninh phân bố công suất tối ưu (SCOPF).

Có rất nhiều công trình nghiên cứu về vận hành tối ưu hệ thống điện. Một

trong các bài toán đặt ra là phân bố luồng công suất tối ưu còn được biết đến như

phương pháp điều khiển dòng công suất trên lưới điện truyền tải nhằm: Hạn chế quá

tải trên đường dây ở thời điểm hiện tại cũng như khi mở rộng phụ tải trong tương

lai. Đây là nguyên nhân chính gây nên giá sản xuất điện năng tăng cao. Có nhiều

phương pháp để giải quyết bài toán quá tải như: Điều chỉnh công suất phát của nhà

máy, xây dựng các đường dây song song sử dụng các thiết bị bù công suất phản

kháng tại chỗ…

2

Hiện nay Các thiết bị FACTS (Flexible Alternating Current Transmission

System) được sử dụng để điều khiển điện áp truyền tải, phân bố công suất, giảm tổn

thất phản kháng, và làm giảm dao động công suất hệ thống cho các mức truyền tải

công suất cao, đặc biệt là tăng khả năng truyền tải công suất. Vì vậy, lắp đặt các bộ

điều khiển FACTS nhằm điều khiển tốt hơn trong hệ thống điện cần phải được xem

xét, trong đó việc lắp đặt thích hợp các thiết bị FACTS trở thành quan trọng. Nếu

lắp đặt không thích hợp các bộ điều khiển FACTS làm giảm đặc tính tối ưu thu

được và có thể làm mất đi tính hữu ích.

Từ những khó khăn trong quản lý, vận hành hệ thống điện và tính năng của

FACTS thì việc sử dụng thiết bị FACTS trên đường dây truyền tải là rất cần thiết,

trong đó việc xác định vị trí tối ưu để đấu nối thiết bị FACTS nhằm đảm bảo khả

năng nhận công suất, khả năng phát công suất và khả năng truyền tải công suất trên

đường dây là lớn nhất đóng vai trò rất quan trọng trong hệ thống điện hiện nay.

Ngoài ra việc sử dụng các thiết bị FACTS điều khiển dòng công suất trên

đường dây còn được biết đến như biện pháp chống nghẽn mạch, giảm rủi ro về mất

điện, tăng độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng, đảm bảo lợi ích kinh tế, đồng

thời tránh được tình trạng đầu cơ tăng giá điện khi có sự cố nghẽn mạch. Một số

công trình nghiên cứu cũng cho thấy rằng, việc sử dụng các thiết bị FACTS để điều

khiển dòng công suất sẽ hạn chế được quá tải trên đường dây từ đó làm giảm chi phí

sản xuất điện năng, tăng giá trị phúc lợi xã hội.

Trên cơ sở những kết quả của các công trình nghiên cứu trước đây đã đạt

được, đề tài đề xuất tên “Xác định vị trí và dung lượng của TCSC để đảm bảo an

ninh trong thị trường điện” nhằm xây dựng giải thuật tìm kiếm vị trí tối ưu của

thiết bị TCSC (Thyristor Controller Series Capacitor) với mục đích xây dựng giải

thuật xác định vị trí tối ưu của TCSC bằng phương pháp mặt cắt tối thiểu để cực

tiểu chi phí sản xuất điện năng đồng thời đảm bảo an ninh vận hành hệ thống điện.

1.2 Mục tiêu và nhiệm vụ

- Tìm hiểu các giải pháp chống nghẽn mạch trong thị trường điện

- Trình bày nguyên lý hoạt động của thiết bị TCSC.

3

- Áp dụng bài toán OPF để quản lý nghẽn mạch trong thị trường điện sử

dụng TCSC (vị trí đặt và dung lượng)

 Giảm thiểu không gian tìm kiếm vị trí đặt TCSC bằng phương pháp

mặt cắt tối thiểu

 Xác định dung lượng TCSC phù hợp để nâng cao khả năng tải chống

nghẽn mạch hệ thống điện

- Ứng dụng trên lưới điện chuẩn IEEE 6 nút và IEEE 30 nút

1.3 Phương pháp giải quyết

- Giải tích và mô phỏng toán học.

- Sử dụng phần mềm Matpower.

1.4 Giới hạn đề tài

- Chỉ xét ổn định tĩnh không xét đến ổn định động của hệ thống điện

1.5 Điểm mới của luận văn

- Xây dựng thuật toán xác định vị trí và dung lượng của TCSC để cực tiểu

chi phí vận hành và đảm bảo được an ninh hệ thống điện.

1.6 Phạm vi ứng dụng

- Ứng dụng cho các mô hình hay lưới điện bất kỳ.

- Ứng dụng cho các lưới điện IEEE mẫu

- Làm tài liệu tham khảo khi vận hành lưới điện với thiết bị FACTS.

1.7 Giá trị thực tiển của đề tài

Kết quả nghiên cứu của đề tài làm cơ sở cho việc thiết kế quy hoạch và

vận hành tối ưu hệ thống điện trong thị trường điện cạnh tranh.

1.8 Bố cục của luận văn

Chương 1: Giới thiệu luận văn

Chương 2: Tổng quan về thị trường điện, nghẽn mạch truyền tải và FACTS

Chương 3: Phương pháp mặt cắt tối thiểu và dòng công suất cực đại

Chương 4: Xác định vị trí và dung lượng TCSC để đảm bảo an ninh trong

thị trường điện

Chương 5: Kết luận

4

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN, NGHẼN

MẠCH TRUYỀN TẢI VÀ THIẾT BỊ FACTS

2.1. Giới thiệu.

Khái niệm về thị trường điện: Cũng như các giao dịch thương mại khác, các

giao dịch điện năng cũng cần có các thiết chế như: Người mua, người bán, các hợp

đồng, các cơ chế quản lý thị trường, cơ cấu giá thành, người vận hành thị trường và

người vận hành hệ thống.

Đối với các quốc gia đang phát triển thì đang gặp phải vấn đề là phụ tải tăng

nhanh kết hợp với việc quản lý hệ thống không hiệu quả, hợp lý đã làm ảnh hưởng

đến khả năng nguồn tài chính để hổ trợ đầu tư trong việc cải tạo nâng cấp công suất

phát điện và khả năng truyền tải. Do đó nhiều quốc gia buộc phải xắp xếp lại ngành

điện của họ để nâng cao hiệu quả kinh tế trong vận hành hệ thống điện.

Mặt khác, ở các quốc gia phát triển, vấn đề đặt ra là phải cung cấp điện năng

với giá thấp hơn và tạo điều kiện cho nhà tiêu thụ có nhiều lựa chọn hơn trong việc

mua điện năng giá rẻ.

Mục tiêu của việc thay đổi cách thức vận hành, nghĩa là điều tiết lại để nâng

cao tính cạnh tranh và mang đến cho người tiêu thụ những chọn lựa mới và lợi ích

kinh tế. Dưới môi trường điều tiết, cơ cấu tổ chức ngành dọc mà điều hành tất cả

các chức năng bao gồm phát điện, truyền tải, phân phối và bán lẻ bị tách ra thành

các công ty riêng biệt phục vụ cho mỗi chức năng.

2.2. Các mô hình thị trường điện.

2.2.1. Mô hình thị trường điện thế giới.

Ở các nước Tây Âu, Mỹ và các nước khác, với nền kinh tế thị trường, không

thể tránh khỏi việc tổ chức thị trường trong ngành điện. Vào cuối thế kỷ XX, thị

trường điện được phân chia thành 4 mô hình cơ bản và được các nước sử dụng dưới

dạng này hoặc dạng khác: Mô hình 1, độc quyền điều tiết tự nhiên (không có cạnh

tranh); Mô hình 2, hãng mua điện độc quyền; Mô hình 3, cạnh tranh trên thị trường

bán buôn và Mô hình 4, thị trường cạnh tranh cả bán buôn và bán lẻ.

5

Đối với mô hình 1, Độc quyền điều tiết (không có cạnh tranh): những công ty

độc quyền tự nhiên phân cấp theo ngành dọc, chiếm lĩnh toàn bộ lĩnh vực sản xuất,

truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng. Nhà nước điều khiển những công ty này

để họ không lợi dụng được thế độc quyền của mình. Sự phát triển của hệ thống điện

(HTĐ) được đảm bảo nhờ việc đưa thành phần vốn đầu tư vào giá đối với hộ tiêu

thụ. Giá điện được xác lập theo mức chi phí sản xuất điện trung bình của HTĐ cộng

với một thành phần vốn đầu tư mới trong giá thành. Mô hình này được áp dụng ở

nước ta cho đến cuối thập niên đầu của thế kỷ này.

Trong mô hình 2, Hãng mua điện độc quyền: các nhà sản xuất điện độc lập

về tài chính cạnh tranh với nhau trong việc cung cấp điện năng cho một hãng mua

duy nhất. Các lĩnh vực còn lại của HTĐ được giữ nguyên cơ cấu phân ngành theo

chiều dọc và đối với người tiêu thụ nó được giữ độc quyền như trước... Hoạt động

của Hãng mua điện (kể cả việc quyết định giá điện mua của nhà sản xuất và bán cho

hộ tiêu thụ) được điều tiết bởi Nhà nước. Mô hình này sẽ hiện thực hóa hiệu quả

cạnh tranh giữa các nhà sản xuất điện năng. Khi có sự điều tiết đúng của nhà nước,

giá điện cho các hộ tiêu dùng sẽ thấp hơn so với điều tiết độc quyền. Đây chính là

ưu thế cơ bản của mô hình này so với mô hình trên.

Ở mô hình 3, Cạnh tranh trên thị trường bán buôn: lĩnh vực phân phối và tiêu

thụ điện năng được chia theo vùng với sự thành lập một số công ty phân phối - tiêu

thụ điện, độc quyền cung cấp điện cho tất cả các hộ tiêu dùng trong lãnh thổ của

mình.

Thị trường bán buôn điện được tổ chức với một Nhà điều hành hệ thống

thương mại, trong đó, các nhà sản xuất và nhà phân phối - tiêu thụ điện cạnh tranh

với nhau, và như vậy sẽ chấm dứt tình trạng điều tiết giá bán buôn. Đồng thời, cũng

thành lập Nhà điều độ hệ thống độc lập thực thi nhiệm vụ điều độ vận hành HTĐ.

Mô hình này vận hành khá phức tạp do có hai nhà điều hành hệ thống điện, một nhà

điều hành thương mại và một nhà điều độ kỹ thuật hệ thống điện. Trong quá trình

hoạt động dễ gặp rủi ro gây mất ổn định và độ tin cậy cung cấp điện. Hơn nữa việc

thêm 1 nhà điều hành hệ thống thương mại sẽ có thể làm tăng thêm giá bán điện.

Mô hình 4, Thị trường cạnh tranh cả bán buôn và bán lẻ: lĩnh vực phân phối

và tiêu thụ điện năng được chia tách thêm với sự hình thành những công ty điều tiết

lưới phân phối (theo vùng lãnh thổ) và nhiều công ty bán lẻ điện. Thị trường bán lẻ

6

điện được tổ chức, trong đó các công ty bán lẻ điện (mua điện trên thị trường bán

buôn) cạnh tranh với nhau, chấm dứt việc điều tiết giá bán lẻ.

2.2.2. Mô hình thị trường điện Việt Nam.

Năm 1994, chính phủ từng bước cải thiện ngành điện bằng cách tách rời

chức năng quản lý nhà nước và chức năng quản lý doanh nghiệp. Năm 1995, chính

phủ quyết định thành lập EVN như; là một doanh nghiệp nhà nước quản lý khối

nguồn, khối truyền tải, khối phân phối và các dịch vụ phụ trợ. Luật điện lực có hiệu

lực thi ngành từ ngày 01 tháng 7 năm 2005. Cục điều tiết điện lực được thành lập

theo quyết định số 258/2005/qđ-ttg ngày 19/10/2005. Thủ tướng chính phủ vừa phê

duyệt lộ trình các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực

tại việt nam theo quyết định số 26/2006/qđ-ttg ngày 26/01/2006. Lộ trình cải tổ

ngành điện nước ta theo ba bước sau:

Bước 1 (2001-2005): chuẩn bị hình thành thị trường điện cạnh tranh.

Evn là chủ sở hữu nhà nước chịu trách nhiệm với toàn bộ dây chuyền sản

xuất của hệ thống điện: sản xuất – truyền tải – phân phối. Khối sản xuất theo cơ chế

hạch toán độc lập nhằm chủ động trong chi phí sản xuất và hạ thấp tổn thất, thi hành

cơ chế hạch toán trê cơ sở lợi nhuận, huy động vốn thuận lợi, đa dạng hóa quyền sở

hữu vốn đầu tư. Khối truyền tải là thành viên thường trực của việc quản lý đối với

các dự án nở rộng lưới truyền tải điện. Khối phân phối mua điện từ evn, bán điện

cho khách hàng tiêu thụ và chịu trách nhiệm đối với vốn đầu tư trong mạng lưới

phân phối. Ngoài các công ty phân phối của evn, sự hình thành các công ty phân

phối độc lập theo thể thức cổ phần, tư nhân hoặc liên doanh cũng được khuyến

khích.

Bước 2 (2006-2014): thị trường phát triển điện cạnh tranh, là giai đoạn đầu

tiên đưa cạnh tranh vào khâu phát điện. Các công ty phát điện sẽ phải cạnh tranh với

nhau để bán điện cho EVN. Để tăng mức độ canh tranh, tạo sự lựa chọn cho các

công ty phát điện, EVN dự kiến sẽ cho phép các công ty phát điện ngoài EVN được

bán điện trực tiếp đến một cụm các khách hàng tiêu thụ điện trên một khu vực địa lí

hành chính, trên cơ sở EVN sẽ cho các công ty này thuê lưới truyền tải, phân phối

và chỉ phải trả EVN chi phí quản lý, đầu tư lưới truyền tải, phân phối.

7

Bước 3 (sau 2014): sau giai đoạn đầu tiên, thị trường điện Việt Nam tiếp tục

triển khai giai đoạn 2 và giai đoạn 3.

Giai đoạn 2 (2015-2022): thị trường bán buôn điện cạnh tranh, tạo sự cạnh

tranh trong khâu phát và bán buôn điện: các công ty kinh doanh phân phối bán lẻ

được quyền lựa chọn mua điện từ bất cứ công ty phát điện nào: tạo động lực đề các

công ty phát điện nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh: cho phép các công ty

phân phối quyển được kết nối lưới truyền tải và lựa chọn nhà sản xuất.

Giai đoạn 3 (sau 2022): thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, cho phép cạnh

tranh trong tất cả các khâu phát, bán buôn và bán lẻ điện: quyền tự do; kết nối lưới

điện được mở rộng từ lưới truyền tải quốc gia đến lưới điện phân phối: tất cả các

khách hàng mua điện đều được quyền lựa chọn người bán là các công ty bán lẻ, các

công ty bán lẻ lại được quyền lựa chọn mua điện từ các nhà máy điện trong hệ

thống điện thông qua thị trường bán buôn điện.

Hình 2.1. Các cấp độ phát triển thị trường điện Việt Nam

2.3. Những vấn đề về truyền tải điện trong thị trường điện

- Vận hành hệ thống điện là điều khiển hoạt động của hệ thống điện sao cho

điện năng được truyền từ các nguồn điện đến các phụ tải đúng như yêu cầu của họ

với các chất lượng phục vụ đạt yêu cầu và với chi phí sản xuất và truyền tải nhỏ

nhất trong điều kiện hiện có của lưới điện và hệ thống điện. Hệ thống điện thông

qua hệ thống điều độ giải quyết liên tục các vấn đề sau: Công suất tác dụng nguồn

điện phát ra phải lớn hơn công suất yêu cầu của phụ tải; điều chỉnh liên tục công

suất tác dụng phát ra của các nguồn điện để cân bằng sự biên thiên liên tục của phụ

tải; phải điều chỉnh liên tục điện áp; phải dự phòng công suất tác dụng và phản

8

kháng đủ đáp ứng cáctrường hợp sự cố nguồn điện; khi sự cố, nguồn điện kể cả dự

phòng không đủ đáp ứng phụ tải thì phải sa thải phụ tải để giữ vững hệ thống điện

và khi xảy ra nghẽn mạch cần phải điều chỉnh chế độ phát của các nhà máy điện

hoặc sa thải phụ tải nếu cần để giữ vững hệ thống điện.

Hình 2.2. Mô hình công ty điện lực độc quyền liên kết dọc truyền thống

Tiêu thụ

Hình 2.3. Hình cấu trúc thị trường điện

- Lưới điện trong thị trường điện: là lưới điện mở cho mọi khách hàng, trong

khi HTĐ độc quyền, lưới điện cùng với nhà máy điện và các đơn vị phân phối điện

là một tổng thể duy nhất được điều khiển theo mục tiêu chung của toàn hệ thống.

Trong thị trường điện, người vận hành (SO) điều khiển vận hành lưới điện có các

nhiệm vụ sau: Đảm bảo an toàn cho hệ thống điện; cung cấp các dịch vụ truyền tải

điện; tính và công bố chi phí sử dụng lưới điện, phí vận hành; bảo đảm cơ hội sử

dụng lưới điện một cách công bằng cho mọi khách hàng, không có sự phân biệt đối

9

xử nào; mở thị trường thứ cấp đấu thầu quyền truyền tải chắc chắn và thực hiện các

biện pháp nâng cao khả năng tải. Bên cạnh đó, lưới truyền tải điện làm các dịch vụ

cho người sử dụng bao gồm: Dịch vụ chính là tải điện từ điểm này đến điểm khác

của lưới điện theo yêu cầu của người bán và người mua.

Từ hình 2.3 có thể thấy rằng, khách hàng tiêu thụ thực hiện việc giao dịch

của họ thông qua đơn vị bán lẽ hoặc giao dịch trực tiếp với công ty phát điện, phụ

thuộc vào mô hình thị trường điện. những đơn vị bán điện khác nhau sẽ phân phối

điện năng của họ tới khách hàng của họ (qua đơn vị bán lẽ) trên các đường dây

truyền tải và phân phối được điều hành bởi ISO. Nhà sản xuất, công ty truyền tải và

phân phối, và đơn vị bán lẽ lien lạc với ISO. Phần lớn, khách hàng lien lạc bán lẽ về

nhu cầu điện năng. Đơn vị bán lẻ hợp đồng với công ty phát điện và mua điện năng

từ họ và chuyển tải điện năng tới khách hàng thong qua đường dây truyền tải và

phân phối.

2.4. Nghẽn mạch truyền tải trong thị trường điện.

2.4.1. Đặt vấn đề.

- Khái quát về nghẽn mạch: Nghẽn mạch là tên gọi hiện tượng quá tải, quá

áp và giới hạn ổn định bị vượt qua.

Quản lý nghẽn mạch là một trong những thách thức trong hệ thống nhiều

nhà cung cấp và nhiều nhà tiêu thụ. Trong cấu trúc liên kết dọc, tất cả các khâu

phát điện, truyền tải và phân phối ở trong phạm vi hệ thống quản lý năng lượng

tập trung. Việc phát hiện được huy động công suất nhằm mục tiêu vận hành chi

phí tối thiểu hệ thống. Trong hệ thống này, quản lý nghẽn mạch thường được quan

tâm bằng cách xác định giải pháp điều độ tối ưu, sử dụng OPF hoặc vấn đề điều

độ kinh tế với ràng buộc an toàn. Mô hình phát điện được xác định như vậy không

làm quá tải đường dây.

Việc này không đơn giản trong thị trường điện. Giả sử trong thị trường

điện, mỗi nhà tiêu thụ ở phía Nam muốn mua điện giá rẻ từ nhà máy thủy điện ở

phía Bắc, các nhà cung cấp ở phía Bắc cũng muốn bán điện cho các nhà tiêu thụ ở

phía Nam. Nếu có nhiều kiểu mua bán như vậy sẽ dẫn đến qúa tải đường dây.

2.4.2. Xác định nghẽn mạch.

10

Bất kể khi nào, ràng buộc vật lý hoặc ràng buộc vận hành trong lưới truyền

tải bị vi phạm thị hệ thống được coi là đang ở trạng thái nghẽn mạch. Các giới hạn

trong vấn đề nghẽn mạch là giới hạn nhiệt của đường dây, mức cảnh báo của máy

biến áp, giới hạn điện áp nút, ổn định quá độ hoặc ổn định giao động. Các giới hạn

này ràng buộc lượng công suất ma có thể truyền tải giữa hai vị trí thông qua lưới

truyền tải. Công suất truyền tải không được tăng lên đến mức mà khi có xảy ra sự

cố sẽ làm tan rã lưới điện vì không ổn định điện áp. Trong cấu trúc thị trường

điện, những người tham gia thị trường (nhà cung cấp và nhà tiêu thụ điện năng) tự

do cam kết trong việc giao dịch và hành xử thông qua ảnh hưởng của thị trường,

nhưng theo cách không được báo trước tình trạng vận hành của hệ thống điện. Vì

vậy, không quan tâm đến cấu trúc thị trường, quản lý nghẽn mạch trở thành hoạt

động quan trọng của các đơn vị điều hành hệ thống điện. Nói chung, hai mục tiêu

phối hợp quản lý nghẽn mạch là giảm tối thiểu sự can thiệp vào lưới truyền tải

trong thị trường điện, đồng thời vận hành an ninh hệ thống điện.

2.4.3. Ảnh hưởng của nghẽn mạch.

Luật kirchoff kết hợp với độ lớn và vị trí của nguồn phát và phụ tải, trở

kháng đường dây và hình dạng lưới điện xác định nên dòng công suất trên mỗi

đường dây. Do đó, các ràng buộc an toàn hệ thống điện cần phải có một sự thay

đổi kế hoạch phát điện từ việc huy đông công suất hiệu quả nhất. Trong môi

trường liên kết dọc truyền thống, mô hình phát điện có sựn ổn định rõ ràng và việc

mở rộng mạng lưới truyền tải có thể được hoạch định cùng với việc xâ dựng mới

các nhà máy điện. Trường hợp này, nghẽn mạch hiếm khi xảy ra và mô hình phân

bố công suất có thể dự báo trước. Tuy nhiên trong cấu trúc thị trường điện, với

việc các công ty phát điện (GenCos) cạnh tranh trong môi trường tự do kết nối vào

lưới truyền tải, việc phát điện hay phân bố công suất có thể thay đổi rất nhiều

trong một thời gian ngắn với tác động của thị trường. Trong tình huống đó, cần

thiết phải phối hợp quản lý nghẽn mạch nhăm đảm bảo hệ thống vận hành an toàn.

2.4.4 Quản lý mạch trong thị trường điện.

Hiệu quả thị trường được đo lường bởi phúc lợi xã hội của nó. Phúc lợi xã

hội là sự kết hợp của chi phí điện năng và lợi ích điện năng đối với xã hội cũng như

11

được đo lường bởi sự bằng lòng thanh toán lượng điện năng tiêu thụ của xã hội. Sự

khác nhau trong phúc lợi xã hội giữa một thị trường hoàn toàn và một thị trường

thật là việc đo lường hiệu quả của thị trường thật. Tác dụng của nghẽn mạch truyền

tải làm cho thị trường không hiệu quả.

Việc sử dụng OPF và LMP đã được đưa vào thực tiển để quản lý nghẽn

mạch ở một số quốc gia trên thế giới. Nhà cung cấp giới thiệu hàm chi phí phát

điện, được xem như hàm chào giá đến ISO với mong muốn bán lượng điện năng

của họ. ISO có toàn bộ mô hình lưới truyền tải và có thể thực hiện tính toán OPF.

Phân bố công suất tối ưu (OPF) là kỹ thuật quan trọng nhất để đạt được các

mô hình phát điện chi phí nhỏ nhất trong một hệ thống điện với các điều kiện ràng

buộc truyền tải và vận hành có sẵn. Vai trò của trung tâm vận hành hệ thống độc lập

(ISO) trong thị trường cạnh tranh là điều độ điện năng đáp ứng hợp đồng giữa các

bên tham gia thị trường. Giá nút xác định bởi OPF được sử dụng theo cách thức

sau:

+ Các máy phát được thanh toán theo giá điện tại nút.

+ Các phụ tải cần phải thanh toán theo giá điện tại nút.

Nếu không có nghẽn mạch, tất cả các nút trong hệ thống có cùng giá nút, các

máy phát được thanh toán cùng giá điện năng của họ cũng như các phụ tải càn thanh

toán cùng giá điện năng cua họ. Khi có nghẽn mạch xảy ra, các giá nút khác nhau,

mỗi máy phát được thanh toán theo giá nút của nó và mỗi phụ tải phải thanh toán

tiền điện năng theo giá nút của nó.

ISO nhận đường cong chào giá từ những người tham gia thị trường. Đường

cong chào giá cung cấp chỉ ra mức giá tối tiểu mà nhà cung cấp sẽ sản xuất một

lượng công suất. Đường cong chào giá tiêu thụ chỉ ra mức giá tối đa có thể chấp

nhận mà nhà tiêu thụ có thể mua một lượng công suất. Thông qua chương trình tính

toán bài toán tối ưu, giá tại mỗi nút trên tên toàn bộ hệ thống được tính toán. Các

giá cuối cùng mà chi phối bất kỳ sự giao dịch nào dựa trên cơ sở các giá chào đã đệ

trình và được điều chỉnh bởi ISO phản ảnh giá trị vị trí của nhà cung cấp theo như

phân bố của họ đối với các ràng buộc hệ thống. Đơn vị điều hành hệ thống tính toán

giá nút bằng OPF và tất cả các nhà cung cấp và nhà tiêu thụ phải chấp nhận giá này.

Tuy nhiên, trong thực tế không phải lúc nào cũng theo tình huống như vậy.

12

Giả sử có vài người tham gia thị trường, vì một lý do nào đó, không muốn bị

điều chỉnh công suất phát của họ trong tình huống nghẽn mạch truyền tải. Điều này

tùy thuộc vào tình trạng thị trường truyền tải tách rời với nhau. Với tình huống này,

những người tham gia thị trường mong muốn đưa ra các giá chào riêng biệt, cung

cấp các giá chào cho thị trường điện và điều chỉnh các giá chào cho thị trường

truyền tải. Sự tham gia ở cả hai thị trường là tự nguyện. Một số người tham gia chỉ

chào giá vào thị trường điện, trong khi những người tham gia khác chỉ cung cấp giá

chào điều chỉnh và một số khác tham gia chào giá ở cả hai thị trường. Trước tiên thị

trường điện được minh bạch không xét các ràng buộc truyền tải. Nếu có bất kỳ sự vi

phạm giới hạn truyền tải nào sau khi minh bạch thị trường điện, thì đơn vị điều hành

hệ thống sử dụng giá chào điều chỉnh theo hướng kinh tế nhất để giảm nhẹ nghẽn

mạch trước khi chấp thuận các giá chào từ thị trường điện.

Ví dụ minh họa:

Trường hợp 1: Xét hệ thống 2 nút đơn giản như hình 2.4. Giả thuyết hệ thống có

tổng thất công suất không đáng kể. Với điều kiện giao dịch được xác định với thị

trường không bị giới hạn khả năng truyền tải.

Hình 2.4. Hệ thống 2 nút không ràng buộc

Hệ thống có nhà cung cấp gồm 2 nút và 2 máy phát: G1 tại nút 1 và nhà G2 tại nút

2. Khách hàng L2 tại nút 2 dự kiến mua 100MW. G1 đưa ra bản chào giá cung cấp

100MW với giá bán điện 10$/MWh tại nút 1. G2 đưa ra bản chào giá là 15$/MWh,

vì vậy G2 sẽ không được huy động công suất. G1sẽ bán 100MW cho khách hàng

L2 tại nút 2. Do đó tổng chi phí mỗi giờ là 1000$/MWh

Trường hợp 2: tương tự như trường hợp 1 nhưng có xét đến giới hạn khả năng

truyền tải trên đường dây giữa nút 1và nút 2.

13

Hình 2.5. Hệ thống 2 nút bị ràng buộc

Giả sử ta huy động công suất tối ưu nhằm cực tiểu tổng chi phí như trường

hợp 1: nhà cung cấp G1 tại nút 1 được huy động 100MW bán cho khách hàng D2

tại nút 2 và G2 tại nút 2 không được huy động công suất. Trong trường hợp này,

việc giao dịch 100MW giữa G1 tại nút 1 và L2 tại nút 2 không thể thực hiện được vì

sẽ xảy ra quá tải do khả năng tải của đường dây là 80 MW.

Để loại trừ hiện tượng quá tải này, G1 chỉ được huy động 80 MW và huy

động thêm công suất của G2 với mức giá cao hơn. Với việc huy động này, tổng chi

phí sẽ là 1100$/h. Ràng buộc giới hạn truyền tải của đường dây làm tăng thêm tổng

chi phí của hệ thống là 1.1%.

Về cơ bản ta có thể xử lý nghẽn mạch bằng hai phương pháp. Một mặt, ta

phân bố lại công suất trên đường dây truyền tải và khả năng truyền tải thực tế trên

đường dây không vi phạm bất kỳ rang buộc nào. Mặt khác, ta có thể xác định chi

phí nghẽn mạch như là sự chênh lệch giữa chi phí đảm bảo cung cấp cho phụ tải hệ

thống không xét đến bất kỳ điều kiện ràng buộc nào và chi phí cung cấp cho phụ tải

không vi phạm các giới hạn hiện tại.

2.5 Tổng quan thiết bị FACTS

Hiện nay, hệ thống điện chúng ta đang sử dụng là hệ thống điện xoay chiều

và hệ thống điện xoay chiều là một hệ thống điện phức tạp gồm các máy phát đồng

bộ, đường dây truyền tải, máy biến áp, các thiết bị bù và phụ tải…và được chia

thành ba khâu : sản xuất, truyền tải và tiêu thụ.

Một hệ thống điện hoạt động phải thỏa các yêu cầu sau:

 Các máy phát điện làm việc trong chế độ đồng bộ.

 Điện áp vận hành trong giới hạn cho phép theo quy định.

14

 Tần số vận hành trong giới hạn cho phép theo quy định.

 Các phụ tải phải được cung cấp điện đầy đủ.

 Các đường dây phải được vận hành ở điều kiện bình thường không quá

tải.

Trong hệ thống điện, công suất truyền tải trên các đường dây phụ thuộc vào

tổng trở đường dây, điện áp và góc lệch pha. Vì vậy, khả năng truyền tải công suất

của đường đây được cải thiện đáng kể bằng việc tăng công suất phản kháng ở phụ

tải, lắp cuộn kháng bù ngang (mắc song song), tụ điện bù dọc (mắc nối tiếp) vào

đường dây để điều khiển điện áp dọc theo chiều dài đường dây.

Để nâng cao chất lượng điện áp và ổn định điện áp cho hệ thống điện Việt

Nam, hiện tại đã có rất nhiều công trình nghiên cứu về việc ứng dụng thiết bị bù

công suất phản kháng. Tuy nhiên, các thiết bị đó vẫn chưa đáp ứng được yêu cầu về

phản ứng nhanh nhạy khi có sự thay đổi đột ngột của hệ thống về công suất phản

kháng. Các thiết bị truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (Flexible AC Tranmission

System – FACTS) đã đáp ứng yêu cầu về phản ứng nhanh nhạy cũng như dung

lượng bù tối ưu cho hệ thống điện trong mọi chế độ của hệ thống. FACTS dùng để

tăng khả năng điều khiển và tăng công suất truyền tải của đường dây FACTS được

IEEE định nghĩa là : “ Hệ thống sử dụng các thiết bị điện tử công suất và các thiết bị

tĩnh khác để điều khiển một hay nhiều thông số của hệ thống đường dây truyền tải,

qua đó nâng cao khả năng điều khiển và khả năng truyền tải công suất.”

Qua định nghĩa FACTS, nhận thấy được tầm quan trọng của thiết bị FACTS

đến hệ thống điện có sự ảnh hưởng rất lớn về kinh tế và kỹ thuật.

Trong thực tế, tính chất tiêu thụ điện ở từng thời điểm luôn khác nhau, cho

nên tình trạng truyền tải công suất trên đường dây cũng khác nhau, có thể tại một

thời điểm trên hệ thống có những đường dây quá tải và cũng có những đường dây

non tải. Với tình hình công nghiệp hóa như hiện nay, đòi hỏi nhu cầu truyền tải để

đáp ứng cho phụ tải ngày càng cao và hiện tại đường dây cao áp luôn đặt trong tình

trạng báo động về giới hạn vật lý của chúng như quá tải đường dây, các hiện tượng

nhiễu hệ thống như là hiện tượng dao động tần số, điện áp…

15

Nhằm tăng khả năng truyền tải trên hệ thống điện và khắc phục những nhược

điểm nêu trên, trên thế giới đã sử dụng thiết bị FACTS. Các thiết bị này được sử

dụng để điều khiển điện áp, trở kháng và góc pha của đường dây cao áp. Các thiết

bị FACTS đã đem lại nhiều lợi ích cho các nhà cung cấp như:

 Tận dụng lưới điện hiện hữu để lắp đặt thiết bị FACTS.

 Giảm chi phí đầu tư.

 Tăng độ tin cây của hệ thống truyền tải.

 Tăng độ ổn định của lưới.

 Tăng chất lượng cung cấp điện năng cho các ngành công nghiệp và các

ngành có yêu cầu chất lượng điện cao.

 Ảnh hưởng không đáng kể đến môi trường.

2.5.1 Phân loại thiết bị FACTS

FACTS có thể được kết nối với hệ thống điện theo kiểu nối tiếp (bù dọc)

hoặc bù song song (shunt) hoặc kết hợp cả hai phương thức trên.

Các thiết bị FACTS có thể phân ra làm bốn loại: thiết bị điều khiển nối tiếp,

thiết bị điều khiển song song, thiết bị điều khiển kết hợp nối tiếp – nối tiếp, thiết bị

điều khiển kết hợp nối tiếp – song song.

a. Thiết bị điều khiển nối tiếp (Series Controllers)

Loại thiết bị này cho phép thay đổi tổng trở đường dây bằng tụ điện, điện

kháng, hoặc biến đổi nguồn có tần số bằng tần số lưới nhờ thiết bị bán dẫn công

suất. Về nguyên lý, tất cả các thiết bị điều khiển nối tiếp chỉ cung cấp hoặc tiêu thụ

công suất phản kháng.

 Một số thiết bị bù nối tiếp

Thyristor Controlled Series Compensator (TCSC): là thiết bị mắc nối tiếp

với đường dây gồm các tụ điện được nối song song với một điện cảm và được điều

khiển bằng cách thay đổi góc mở của thyristor.

Thyristor Controlled Series Reactor (TCSR): là thiết bị mắc nối tiếp với

đường dây gồm một điện kháng nối song song với một điện kháng khác và được

điều khiển bằng thyristor.

16

Thyristor Switched Series Compensator (TSSC): là thiết bị gồm một bộ tụ

được đóng mở bằng khóa thyristor.

Thyristor Switched Series Reactor (TSSR): là thiết bị gồm một bộ điện

kháng được đóng mở bằng khóa thyristor.

Hình 2.6. Ứng dụng của FACTS -bù nối tiếp (sơ đồ mạch)

b. Thiết bị điều khiển song song (Shunt Controllers)

Loại thiết bị này cho phép thay đổi tổng trở, thay đổi nguồn hoặc kết hợp cả

hai. Tất cả các thiết bị điều khiển song song bù dòng điện vào hệ thống tại điểm nút.

Các đường dây truyền tải dài sinh ra các điện kháng ký sinh nối tiếp dọc đường dây.

Do đó, khi truyền tải công suất lớn sẽ gây ra tổn thất điện áp trên đường dây. Để bù

các điện kháng ký sinh này, người ta đặt các tụ bù dọc trên đường dây và trong

trường hợp này FACTS có tác dụng như một nguồn áp. Hệ thống điện được nối

song song với các thiết bị FACTS và trong trường hợp này FACTS đóng vai trò như

một nguồn dòng.

Bù song song có hai loại: bù điện dung và bù điện cảm.

- Bù điện dung

Phương pháp này dùng để nâng cao hệ số công suất. Khi một tải có tính cảm

được nối với hệ thống, hệ số công suất sẽ bị giảm xuống do sự trễ pha của dòng

điện. Để bù cảm kháng này, người ta lắp một tụ điện nối song song với tải, việc này

sẽ kéo dòng điện lên sớm pha hơn so với điện áp và kết quả là hệ số công suất được

nâng cao.

- Bù điện cảm

17

Phương pháp này dùng để bù trong trường hợp đóng điện cho đường dây

không tải hoặc non tải cuối đường dây. Khi không tải hoặc non tải chỉ có một dòng

rất nhỏ chạy trên đường dây. Trong khi đó, điện dung ký sinh trên đường dây và đặc

biệt đối với các đường dây dài lại có giá trị khá lớn. Việc này sẽ sinh ra quá áp trên

đường dây (hay còn gọi là hiệu ứng Ferranti), điện áp cuối đường dây có thể tăng

gấp đôi điện áp nguồn tới (trong trường hợp đường dây rất dài). Để bù điện dung ký

sinh này, người ta lắp các điện cảm song song trên dọc đường dây.

 Một số thiết bị bù song song :

Thyristor Controlled Reactor (TCR): Cuộn kháng được điều khiển bằng

thyristor TCR được mắc nối tiếp với 2 van thyristor ngược chiều nhau. Mỗi bộ

thyristor điều khiển một pha điện kháng đẳng trị là một giá trị liên tục.

Thyristor Switched Reactor (TSR): Cuộn kháng được đóng cắt bằng

thyristor có cấu tạo tương tự như TCR nhưng thyristor chỉ có hai trạng thái đóng

hoặc mở hoàn toàn điện kháng đẳng trị là một giá trị nhảy cấp.

Thyristor Switched Compensator (TSC): Tụ điện được đóng cắt bằng

thyristor và điện dung đẳng trị là một giá trị nhảy cấp.

Mechanically Switched Compensator (MSC): Tụ điện được đóng cắt bằng

máy cắt, MSC chỉ được dùng để bù công suất phản kháng và chỉ được đóng mở vài

lần trong ngày khi hệ thống thiếu công suất phản kháng hoặc tụt áp nhiều trên

đường dây.

18

Hình 2.7. Ứng dụng của FACTS -bù song song (sơ đồ mạch)

c. Thiết bị điều khiển kết hợp nối tiếp với nối tiếp (Combined series - series

Controllers)

Đây là sự kết hợp các thiết bị điều khiển nối tiếp riêng rẽ nhưng có cùng cách

thức điều khiển được sử dụng trong hệ thống nhiều dây dẫn hoặc có thể là thiết bị

điều khiển hợp nhất. Trong những thiết bị điều khiển nối tiếp, công suất phản kháng

được bù độc lập cho mỗi đường dây. Tuy nhiên, công suất tác dụng giữa các đường

dây được trao đổi qua các nguồn liên kết. Khả năng truyền tải công suất tác dụng

của thiết bị điều khiển nối tiếp - nối tiếp hợp nhất tạo ra sự cân bằng cả dòng công

suất tác dụng và công suất phản kháng trong các dây dẫn để tận dụng tối đa hệ

thống truyền tải.

d. Thiết bị điều khiển kết hợp nối tiếp với song song (Combined series - shunt

Controllers)

Đây là sự kết hợp các thiết bị điều khiển nối tiếp và song song riêng rẽ được

điều khiển kết hợp hoặc điều khiển hợp nhất dòng năng lượng với các phần tử nối

tiếp và song song.

2.5.2 Một số thiết bị FACTS

- Thiết bị bù tĩnh điều khiển bằng thyristor (SVC)

SVC (Static Var Compensator) là thiết bị bù ngang dùng để phát hoặc tiêu thụ

công suất phản kháng có thể điều chỉnh bằng cách tăng hay giảm góc mở của

thyristor, được tổ hợp từ hai thành phần cơ bản:

+ Thành phần cảm kháng để tác động về mặt công suất phản kháng (có thể

phát hay tiêu thụ công suất phản kháng tuỳ theo chế độ vận hành).

+ Thành phần điều khiển bao gồm các thiết bị điện tử như thyristor, các cửa

đóng mở (GTO - Gate turn off)...

SVC được cấu tạo từ ba phần tử chính bao gồm:

+ Kháng điều chỉnh bằng thyristor (TCR - Thyristor Controlled Reactor):

Có chức năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng tiêu thụ.

19

+ Kháng đóng mở bằng thyristor (TSR - Thyristor Switched Reactor ): Có

chức năng tiêu thụ công suất phản kháng, đóng cắt nhanh bằng thyristor.

+ Bộ tụ đóng mở bằng thyristor (TSC - Thyristor Switched Capacitor): Có

chức năng phát công suất phản kháng, đóng cắt nhanh bằng thyristor.

- Sử dụng SVC cho phép nâng cao khả năng tải của đường dây một cách

đáng kể mà không cần dùng đến những phương tiện điều khiển đặc biệt và phức tạp

trong vận hành. Các chức năng chính của SVC bao gồm:

Điều khiển điện áp tại nút có đặt SVC có thể cố định giá trị điện áp.

Điều khiển trào lưu công suất phản kháng tại nút được bù.

Giới hạn thời gian và cường độ quá điện áp khi xảy ra sự cố (mất tải, ngắn

mạch..) trong HTĐ.

Tăng cường tính ổn định của HTĐ.

Giảm sự dao động công suất khi xảy ra sự cố trong HTĐ như ngắn mạch,

mất tải đột ngột...

- Ngoài ra, SVC cũng có các chức năng mang lại hiệu quả khá tốt cho quá

trình vận hành HTĐ như:

+ Làm giảm nguy cơ sụt áp trong ổn định tĩnh.

+ Tăng cường khả năng truyền tải của đường dây.

+ Giảm góc làm việc làm tăng cường khả năng vận hành của đường dây và

giảm tổn thất công suất và điện năng.

Hình 2.8. Cấu tạo của SVC

20

- Thiết bị bù ngang điều khiển thyristor (STATCOM)

STATCOM là sự hoàn thiện của thiết bị bù tĩnh SVC, bao gồm các bộ tụ

điện được điều chỉnh bằng các thiết bị điện tử như thyristor và khoá đóng mở GTO.

So với SVC nó có ưu điểm là kết cấu gọn nhẹ hơn và không đòi hỏi diện tích lớn

như SVC, đặc biệt là nó điều khiển linh hoạt và hiệu quả hơn.

Các tính năng của STATCOM cũng như của SVC nhưng khả năng điều

chỉnh, điều khiển các thông số của STATCOM ở mức cao hơn bao gồm:

Điều khiển điện áp tại nút đặt STATCOM có thể cố định giá trị điện áp.

Điều khiển trào lưu công suất phản kháng tại nút được bù.

Giới hạn thời gian và cường độ quá điện áp khi xảy ra sự cố (mất tải, ngắn

mạch...) trong HTĐ.

Tăng cường tính ổn định của HTĐ.

Giảm sự dao động công suất khi xảy ra sự cố trong HTĐ như ngắn mạch,

mất tải đột ngột...

Ngoài ra, STATCOM cũng có đặc điểm nổi trội so với SVC như sau:

Có khả năng vận hành trong chế độ sự cố và tiếp tục điều khiển khi loại trừ

được sự cố.

Có thể phát công suất phản kháng khi điện áp thanh cái nhỏ hơn điện áp lưới

và ngược lại, tiêu thụ công suất phản kháng khi điện áp thanh cái lớn hơn điện áp

lưới.

21

Hình 2.9. Cấu tạo của STATCOM

- Thiết bị điều khiển góc pha bằng thyristor (TCPAR)

Thiết bị TCPAR là một khái niệm mới với việc ứng dụng thyristor để điều

chỉnh góc lệch pha của điện áp pha trên đường dây.

Hình 2.10. Nguyên lý cấu tạo của TCPAR

22

Về mặt cấu tạo, TCPAR như một máy biến áp 3 cuộn dây nối song song với

đường dây truyền tải và có thể điều chỉnh góc lệch của điện áp Uf truyền tải trên

đường dây. Các tính năng của TCPAR cũng như của các thiết bị bù có điều khiển

khác nhưng chức năng của nó là điều chỉnh góc pha của điện áp trên đường dây.

Khả năng điều chỉnh trào lưu công suất là rất cao, các tính năng của TCPAR bao

gồm:

- Điều khiển trào lưu công suất phản kháng tại nút được bù.

- Tăng cường tính ổn định tĩnh, tính ổn định động của HTĐ.

- Giảm sự dao động công suất khi xảy ra sự cố trong HTĐ như ngắn mạch,

mất tải đột ngột...

- Các khả năng vận hành trong chế độ sự cố và tiếp tục điều khiển khi loại

trừ được sự cố.

- Thiết bị điều khiển dòng công suất hợp nhất (UPFC)

Hình 2.11. Nguyên lý cấu tạo của UPFC

UPFC là một khái niệm mới với việc ứng dụng các thiết bị bù đa chức năng

để điều khiển điện áp tại các thanh cái độc lập, dòng công suất tác dụng P và phản

kháng Q trên các đường dây truyền tải. UPFC là thiết bị làm cho lưới điện vận hành

rất linh hoạt và hiệu quả.

Về nguyên lý cấu tạo, UPFC được hiểu như sự kết hợp thiết bị bù dọc làm

thay đổi góc pha (Static Synchoronous Series Compensator).

23

- Về nguyên lý, UPFC có ba chế độ vận hành bao gồm:

Hình 2.12. Nguyên lý hoạt động.

Chế độ 1: Chế độ điều khiển trở kháng XC

) (

Chế độ 2: Chế độ điều khiển điện áp trực giao

| |

( ) ( )

Chế độ 3: Chế độ điều khiển góc pha điện áp

( ) | | ( )

( ) ( )

Trong đó:

I2: Véc tơ dòng của UPFC.

XC: Điện kháng bù.

U1: Véc tơ điện áp nhận

: Góc lệch pha giữa U2 và U1.

X: Điện kháng của đường dây truyền tải .

24

: Góc lệch pha giữa điện áp đầu và cuối đƣờng dây

Trong 3 chế độ vận hành trên của UPFC thì chế độ 2 và chế độ 3 có ưu điểm

hơn chế độ 1 vì có thể điều khiển dòng công suất tác dụng P ngay cả khi góc pha

rất nhỏ. Trong chế độ 1, nếu dòng trong thành phần bù dọc (Series Compensator)

giảm thì khả năng điều khiển của UPFC cũng giảm theo. Hơn nữa, trong chế độ 1

và chế độ 2 công suất của thành phần bù ngang (Shunt Compensator) có thể giảm

tối thiểu vì dòng công suất đi qua liên kết một chiều (DC link) gần như bằng 0.

- Thiết bị bù dọc điều khiển bằng thyristor (TCSC)

Cũng tương tự như phần tử SVC, phần tử TCSC (Thyristor Controlled Series

Capacitor) là thiết bị điều khiển trở kháng nhanh của đường dây và hoạt động trong

điều kiện ổn định của hệ thống điện, nó được tổ hợp từ một hay nhiều modul TCSC.

Mỗi một modul bao gồm hai thành phần cơ bản:

- Thành phần cảm kháng có thể thay đổi được điện dung nhờ bộ điều chỉnh

van thyristor.

- Thành phần điều khiển bao gồm các thiết bị điện tử như các van thyristor ,

các khoá đóng mở GTO...

Ngoài ra, TCSC cũng có một số thiết bị phụ như bộ lọc F nhằm lọc bỏ các

sóng hài bậc cao, thiết bị đóng ngắt phục vụ các chế độ vận hành của TCSC trong

các chế độ khác nhau của HTĐ.

 Cấu tạo của TCSC

TCSC bao gồm các tụ điện tĩnh nối tiếp (fixed series capacitor – FC) có điện

dung C được nối song song với cuộn dây điện cảm có thể điều chỉnh dòng điện

bằng thyristor (Thyristor Controlled Reactor - TCR).

25

Hình 2.13. Cấu tạo TCSC

Ngoài ra, nó còn có các cơ chế bảo vệ như: VAR, khe hở phóng điện, máy

cắt (circuit breaker CB) và dao cách ly.

 Nguyên lý TCSC

Nếu gọi dung kháng của tụ là còn cảm kháng của TCR là thì

điện kháng đẳng trị của TCSC tính được theo công thức:

( ) ( )

Với:

( )

( )] [ ( ) ( ) ( ) ( )

( ) gọi là góc dẫn. Với √

Với thiết kế điện kháng ; Với của TCR lớn hơn ta luôn có trị số điện kháng đẳng trị của TCSC mang dấu âm nghĩa là tương ứng với tụ bù dọc. Khi góc cắt của TCR thay

đổi từ đến , dung kháng của TCSC thay đổi liên tục đến một giá trị âm đủ lớn.

 Bảo vệ TCSC

26

Máy cắt MC dùng để đưa TCSC vào hoạt động hoặc cắt ra khỏi lưới khi có

yêu cầu hoặc sự cố. Vì tụ điện C rất nhạy cảm với điện áp đặt trên tụ nên

khi dòng điện chạy qua tụ lớn, đặc biệt trong chế độ sự cố ngắn mạch, tăng, cần

phải có cơ chế chống quá áp cho tụ.

Bảo vệ cho tụ điện C gồm nhiều cấp đầu tiên là van chống quá áp VAR là

một điện trở phi tuyến, bình thường có trị số rất lớn. Khi và đạt tới

ngưỡng làm việc của VAR, điện trở của VAR giảm rất nhanh, cho phép dòng qua

VAR nhờ đó giảm điện áp dư trên tụ C.

Khi dòng ngắn mạch duy trì có thể làm hỏng VAR, trong trường hợp này khe

mồi phóng điện K sẽ hoạt động. Dòng ngắn mạch sẽ chạy qua K và máy biến dòng

khi tới ngưỡng tác động, Rơ le sẽ có tín hiệu đóng máy cắt MC. Do đó, toàn bộ các

phần tử của TCSC và VAR được nối tắt.

Khi đã nối tắt TCSC, có thể đóng dao cách ly DCL vào để nối tắt lâu dài tụ.

Ngoài ra còn nhiều cơ chế khác bảo vệ cho TCSC hoạt động tốt.

 Mô hình điều khiển TCSC

Khi làm việc trong HTĐ TCSC có 2 chế độ hoạt động, trong chế độ làm việc

bình thường TCSC hoạt động với trị số đặt điểm đặt có thể thay đổi theo thông

số CĐXL thông qua kênh điều khiển riêng (Power Flow Control Loop). Trong chế

độ quá độ, TCSC hoạt động theo kênh điều khiển ổn định (Stability Control Loop)

đặc trưng hoạt động của TCSC phụ thuộc hàm truyền của kênh này.

Mô hình điều khiển TCSC bao gồm các khối trễ, khối lọc, khối bù pha, và

khối khuyếch đại, có thể mô tả bằng một số khâu tuyến tính như sau (theo mô hình

của chương trình PSS/E):

Hình 2.14. Mô hình điều khiển TCSC

27

Trong đó: T1 là thời gian trễ của khâu đo lường và chuyển đổi (0<= T1<5);

T2 và T3 là hằng số của khâu bù pha (0<= T2<5; 1< T3<20), (washout) (0<=

<2); K là hệ số khuyếch đại.

Hàm truyền của mô hình:

( )

Tín hiệu đầu vào của kênh ổn định hiện nay thường được chế tạo mặc định

theo các lựa chọn đại lượng đo trên chính mạch có đặt TCSC, tương ứng làm giảm

dao động dòng (Constant Current Control), giảm dao động góc pha (Constant Angle

Control) hoặc giảm dao động công suất (Constant Power Control) của đường dây

truyền tải. Thực chất của các thuật toán điều khiển trên là tạo ra tín hiệu thay đổi

dung dẫn TCSC tác động ngược chiều với đạo hàm các đại lượng đo. Thật vậy nếu

bỏ qua quán tính (các khâu khuếch đại, dịch pha) ta có hàm truyền đẳng trị:

( )

Hay

Trong đó, q - Ký hiệu chung các tín hiệu đo đầu vào.

Khi bỏ qua quán tính thay đổi điện kháng (thường nhỏ) ta có:

Hay ( )

28

CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP MẶT CẮT TỐI THIỂU VÀ

DÒNG CÔNG SUẤT CỰC ĐẠI

3.1 Giới thiệu

Câu hỏi thông thường đối với hệ thống điện là quá tải ở nơi nào ( nhà máy

điện, tuyến dây, trạm biến áp). Người quản lý, vận hành hay quy hoạch muốn biết

dòng công suất cực đại được vận chuyển từ nhà máy điện đến nơi tiêu thụ đầu cuối

là bao nhiêu. Đây cũng là thông tin rất quan trọng trong việc đưa ra quyết định về

vận hành hay quy hoạch hệ thống điện.

Hình 3.1. Mối quan hệ giữa sự phát, sự truyền tải và phân phối

Các thuộc tính vốn có của hệ thống điện mở rộng ra theo thời gian, như sự

tăng lên của phụ tải và máy phát được cộng thêm vào. Nếu điều kiện truyền tải của

đường dây truyền tải không được nâng cấp một cách thích đáng thì hệ thống điện

trở nên quá tải ở trạng thái tĩnh và các vấn đề ổn định quá độ, như giới hạn ổn định

trở nên hẹp. Khả năng của đường dây truyền tải để truyền công suất trở nên yếu bởi

một hoặc nhiều các giới hạn trạng thái tĩnh và trạng thái động:

 Sự ổn định góc pha

 Độ lớn điện áp

 Các giới hạn nhiệt

 Sự ổn định quá độ

 Sự ổn định động

29

Các giới hạn ổn định này được định nghĩa là công suất điện lớn nhất để được

truyền tải mà không gây ra nguy hiểm cho các đường dây truyền tải và thiết bị điện.

Nguyên tắc, các sự giới hạn công suất truyền có thể được giảm bởi sự cộng thêm

vào của một đường dây truyền tải mới và các nhà máy phát điện.

Tất nhiên hệ thống điện có công suất giới hạn nên không thể có được dòng

công suất vô hạn truyền từ nhà máy điện đến nơi tiêu thụ điện mà chỉ có giá trị cực

đại nào đó. Để xác định dòng công suất cực đại này, công cụ sử dụng là lý thuyết về

mặt cắt tối thiểu và dòng công suất cực đại ( Maxium flow – minimum cut set).

3.2 Cơ sở lý thuyết về mặt cắt tối thiểu và dòng công suất cực đại

Thuật ngữ dòng công suất cực đại còn được biết đến với tên gọi “lát cắt cực

tiểu –dòng công suất cực đại” (max flow-min cut). Với mỗi một mạng bất kỳ gồm

có nút nguồn phát (s), nút tải thu (t), giữa nguồn và tải có các nút trung gian. Khả

năng truyền trên các nhánh nối giữa nút i và nút j bất kỳ được gọi là dung lượng

truyền tải của các cung Cij hay còn gọi là trọng số. Khả năng truyền tải dòng công

suất trong mạng tuỳ thuộc vào dung lượng truyền tải của các cung. Do khả năng

truyền tải của các cung Cij là khác nhau nên dung lượng truyền tải từ nguồn s tới tải

t có giá trị lớn nhất bằng lượng cực đại có thể truyền tải trên các đường truyền từ s

1

4

2

Cij

t

i

j

s

1

6

2

tới t.

Hình 3.2. Sơ đồ mạng với nguồn phát s, tải thu t và hai nút trung gian

3.2.1 Mặt cắt tối thiểu

Xét sơ đồ mạng hình 3.2 với Cij là khả năng có thể truyền tải từ nút i đến nút

j.

Sử dụng các lát cắt sao cho mỗi lát cắt đều phải chia đôi nguồn s và tải t nằm ở hai

nửa của mặt phẳng cắt. Khi đó khả năng truyền tải từ nguồn s tới tải t thông qua lát

30

cắt sẽ bằng tổng khả năng truyền tải của các cung mà lát cắt đi qua. Lát cắt không

đảm bảo cách ly nguồn s và tải t không được gọi là lát cắt trong thuật toán mincut.

Vì đối với lát cắt này, nguồn phát s vẫn có khả năng truyền tải tới t thông qua các

cung còn lại. Sơ đồ Hình 3.3 giới thiệu một số lát cắt theo lý thuyết và một lát cắt

1

4

2

t

s

1

3

6

2

Not cut-set

không phải.

Hình 3.3. Mô hình hoá mạng với một số lát cắt tiêu biểu.

Như vậy; lát cắt cực tiểu (min-cut) là lát cắt có tổng dung lượng đường truyền nhỏ

nhất thuộc tập hợp nhóm lát cắt của giải thuật (cut-set).

3.2.2 Dòng công suất cực đại:

Dòng công suất cực đại (max-flow) được hiểu là dòng công suất có khả năng

truyền từ nguồn s tới tải t thông qua tất cả các mặt cắt. Do đó max-flow  min-cut.

Có thể hiểu theo nghĩa nút thắt cổ chai “bottle-neck” như sau: khả năng truyền từ

nguồn s tới tải t có thể lớn hơn giá trị min-cut tại những vị trí lát cắt khác. Nhưng do

hệ thống bị nghẽn mạch tại vị trí nút thắt cổ chai nên luồng công suất truyền từ s tới

t tối đa chỉ được tính bằng luồng công suất chuyển qua mặt phẳng cắt có giá trị tối

thiểu. Nói cách khác; lượng cực đại của một luồng từ nguồn phát s tới đỉnh thu t

bằng khả năng thông qua của một lát cắt tối thiểu.

Phát triển từ nguyên lý cơ bản về max-flow và giải thuật min cut. Thuật toán

xác định mặt cắt tối thiểu và luồng công suất cực đại trong mạng điện được hình

thành theo những bước sau:

31

Bước 1: thành lập ma trận A=Anxn .

Đối với mạng n nút cho tổng thông lượng có thể truyền tải giữa các nút trong

mạng. Trong đó thành phần đường chéo chính bằng aii = 0. Các thành phần còn lại

aij là thông lượng liên kết giữa hai nút i-j có giá trị đối xứng nhau qua đường chéo

chính (aij = aji). Những nút không nối với nhau có giá trị aij = 0

s 1 2 . m t

Bước 2: Chọn hướng cắt.

Tổ hợp nút nguồn S = {s}

Tổ hợp đỉnh thu T = {t}.

Tính tổng giá trị hàng thứ nhất-tương đương với tổng các thông lượng của các nút

được nối với tổ hợp nút nguồn phát S.

Tính tổng giá trị hàng cuối cùng -tương đương với tổng thông lượng của các nút

được nối với tổ hợp đỉnh thu T.

Thêm tổ hợp các nhánh Csi và tổng thông lượng vào danh sách listcut.

Thêm tổ hợp các nhánh Cit và tổng thông lượng vào danh sách listcut.

Csi là thông lượng của các cung từ tổ hợp nguồn phát S đến nút i.

Cit là thông lượng của các cung từ nút thứ i tới tổ hợp đỉnh thu T.

Bước 3: Chọn nút giảm trong sơ đồ.

nếu >

Cmax = max[asi] = max[as1, as2 ,…, asm ]

Di chuyển nút i vào tổ hợp nguồn phát S = {s,i} bằng cách:

Bỏ và cộng giá trị hàng i vào hàng s

32

Bỏ và cộng giá trị cột i vào cột s

Quay lại bước 2:

nếu <

Cmax = max[ait] = max[ a1t, a2t , …, amt]

Di chuyển nút i vào tổ hợp đỉnh thu T = {t,i} bằng cách:

Bỏ và cộng giá trị hàng i vào hàng t

Bỏ và cộng giá trị cột i vào cột t

Nếu =

Kiểm tra ma trận A = [A]nxn.

Nếu n  2 thì:

Cmax = max[asi , ait]

Nếu max = ait thì di chuyển nút i vào tổ hợp đỉnh thu T, ngược lại thì di chuyển nút

i vào tổ hợp nguồn phát S. Và quay lại bước 2.

Nếu n = 2 thì xuất ra kết quả trong danh sách listcut và dừng lặp

33

start

A=[A]nxn

S={s}, T={t}

Di chuyển nút i vào tổ hợp S={s,i}

Thêm tổ hợp Csi, Cit và , vào listcut

Y

Di chuyển nút i vào tổ hợp T={t,i}

Max=max[asi]

N

Y

Max=max[ait]

N

Y

In ra danh sách listcut

N

Max=max[asi, ait]

end

Y

N

Hình 3.4: Lưu đồ giải thuật xác định luồng công suất cực đại

3.3 Ứng dụng trong hệ thống điện

Trên cơ sở những phân tích về lát cắt cực tiểu và luồng công suất cực đại,

ứng dụng để xây dựng thuật toán xác định dòng công suất truyền tải cực đại và

nhánh nghẽn mạch - quá tải trên hệ thống mạng điện như sau:

Xét một mạng điện đơn giản như Hình 3.5.

34

1

20MW

40MW

10MW

30MW

25MW

2

Hình 3.5. Mô hình hệ thống điện đơn giản

Từ sơ đồ mạng điện 2 nút có thể mô hình hóa thành sơ đồ dạng số để xác

định nhánh nghẽn mạch hay nói cách khác là xác định tập hợp các nhánh có khả

năng dẫn đến quá tải theo nguyên tắc sau:

Tất cả dung lượng của các máy phát tại mọi thanh cái được quy về một nút

gọi là nút nguồn phát s. Tất cả các phụ tải tiêu thụ được quy về một nút gọi là nút tải

t. Nút nguồn sẽ cung cấp một lượng công suất 20MW cho tải thông qua nút trung

gian là thanh cái 1 và 30MW cho tải thông qua nút trung gian là thanh cái 2. Khả

năng truyền tải trên nhánh liên lạc giữa hai thanh cái 1 và 2 là 10MW. Phụ tải tiêu

thụ một lượng công suất là 65MW được lấy từ hai nút trung gian 1 và 2 tương

1

40

20

t

s

10

25

30

2

đương là 40MW và 25MW. Sơ đồ tương đương như sau:

Hình 3.6. Mô hình hoá sơ đồ mạng điện truyền tải 2 nút.

Như vậy một mạng điện n nút khi mô hình hoá sang dạng sơ đồ mạng tương

đương sẽ có tổng cộng là n+2 nút do có thêm hai nút giả định là nút nguồn s và nút

tải t. Từ đó có thể áp dụng phương pháp lát cắt cực tiểu - luồng công suất cực đại

cho sơ đồ mạng điện.

35

Với sơ đồ tương đương nếu sử dụng các lát cắt f1, f2, f3, f4 để cách ly một

nút nguồn s cùng các nút trung gian của hệ thống thì tổng dung lượng truyền qua

f3 = 55

f4 = 65

1

40

20

t

s

10

25

30

2

f1 = 50

f2 = 80

các lát cắt là:

Hình 3.7. Vị trí và thông lượng các lát cắt trên sơ đồ mô hình hóa.

Bảng 3.1 : Vị trí và thông lượng của các lát cắt

Stt Lát cắt Dung lượng truyền

f1=cs-1+cs-2 20+30=50 1

f2=cs-2+c1- 30+10+40=80 2

2+c1-t

f3=cs-1+c1- 20+10+25=55 3

2+c2-t

f4=c1-t+c2-t 40+25=65 4

Thực tế mặt cắt tối thiểu nằm ở đâu thì cần cải tạo quy hoạch tại vị trí đó. Do

đó vấn đề xác định điểm nghẽn mạch (nút cổ chai) trong vận hành lưới điện là rất

quan trọng. Điều này tương đương với việc xác định vị trí lát cắt cực tiểu trong

mạng điện. Giả sử sau khi mô hình hoá từ sơ đồ mạng sang sơ đồ số, vị trí lát cắt

cực tiểu như Hình 3.6

36

Giải thuật cho kết quả cuối cùng là sự phân chia mạng điện thành hai vùng

riêng biệt; vùng tổ hợp nguồn phát S và vùng tổ hợp tải T liên kết với nhau bằng các

nhánh có tổng giá trị thông lượng nhỏ nhất. Lát cắt cực tiểu được xem như sự phân

1

j

s

2

t

j+1

i

n

F=mincut

Tổ hợp nguồn phát S={s, i…}

Tổ hợp đỉnh thu T={j, …t}

chia hai vùng bằng một tổ hợp ngay tại vị trí xung yếu nhất này.

Hình 3.8. Vị trí của lát cắt cực tiểu trên mạng mô hình hoá.

Từ vị trí của lát cắt cực tiểu trong mạng có thể chia ra thành các trường hợp có thể

quy hoạch, vận hành lưới điện như sau:

Bảng 3.2: Các trường hợp xảy ra vị trí lát cắt.

Trường hợp Lát cắt cực tiểu Ghi chú

Lát cắt thuộc tập nguồn phát, cần quy hoạch 1 nguồn. f=

Lát cắt thuộc tập đỉnh thu, cần phân phối tải. 2 f=

Lát cắt thuộc tập các nhánh trên đường truyền. 3 Quy hoạch và mở rộng đường dây truyền tải f=

Lát cắt thuộc tập các nhánh nguồn phát và

đường dây. cần quy hoạch nguồn và mở rộng 4 f= + đường dây tại ví trí lát cắt

37

Lát cắt thuộc tập các nhánh đỉnh thu và đường

5 dây. cần quy hoạch tải và mở rộng đường dây f= + tại vị trí lát cắt.

Giới hạn: Trong nội dung nghiên cứu này, nếu lát cắt cực tiểu thuộc tập hợp nguồn

phát s hay đỉnh thu t (trường hợp 1 và 2) là vấn đề thuộc về quy hoạch nguồn và

phân phối lại phụ tải hệ thống. Mặt khác, hai nút nguồn phát s và tải t trong sơ đồ

chuyển đổi là hai nút giả định để hình thành mạng khép kín cho việc sử dụng thuật

toán lát cắt cực tiểu. Trong mạng điện các nguồn phát giả sử được phát trực tiếp vào

các thanh cái và tải tiêu thụ coi như quy về đầu nút của các thanh cái. Hơn nữa, hai

nút này không tập trung như sơ đồ mô hình hoá mà phân tán trên phạm vi mạng nên

không thuộc nội dung nghiên cứu cho việc xác định vấn đề quy hoạch nút nguồn

cũng như nút tải. Bài toán chỉ tập trung xác định nhánh nghẽn mạch có thể có trong

sơ đồ mạng điện thông qua sơ đồ chuyển đổi sử dụng thuật toán min-cut. Do đó,

loại bỏ những lát cắt cực tiểu rơi vào hai vị trí này nếu có, mà xét những lát cắt đi

qua tập những nhánh cụ thể trong lưới có giá trị nhỏ nhất có thể gây nghẽn mạch

trong hệ thống điện.

Tóm lại; với việc sử dụng phương pháp lát cắt cực tiểu và luồng công suất cực đại

ứng dụng trong hệ thống điện, việc tìm kiếm tập hợp những nhánh có khả năng gây

nghẽn mạch hệ thống là nhanh chóng, chính xác. Giải pháp được đề xuất này cũng

khắc phục được những hạn chế của những phương pháp trước đây như giải thuật

Gen, phương pháp liệt kê hoặc thử sai. Kết quả cuối cùng của giải pháp là sự phân

chia mạng thành hai vùng nguồn (source) và tải (sink) một cách khoa học. Điều này

khiến cho việc giới hạn phạm vi không gian tìm kiếm giải pháp hiệu quả hơn. Việc

kết hợp giải thuật tìm kiếm max-flow min-cut này với những tính năng ưu việt của

thiết bị bù TCSC trong điều khiển dòng công suất sẽ là giải pháp tối ưu cho bài toán

chống quá tải hệ thống điện và nâng cao khả năng mang tải hệ thống.

3.4 Khảo sát trên lưới điện 7 nút

Dữ liệu hệ thống 7 nút có thể tham khảo trong tài liệu [18]

38

G

3

4

1

2

5

G

7

6

G

G

Hình 3.8 Sơ đồ lưới điện 7 nút

Lưới điện ở sơ đồ hình 3.8 gồm:

- Bốn máy phát (G) phát trực tiếp vào bốn nút 1, 2,6,7 của hệ thống.

- Phụ tải tiêu thụ tại nút 2, 3, 4, 5, 6, 7.

- Ngoài ra còn có đường dây liên lạc giữa các nút như sơ đồ trên.

* Xác định các nhánh mà mặt cắt tối thiểu đi qua

Thành lập ma trận khả năng mang tải của hệ thống ở lưới 7 nút như sau:

S 1 2 3 4 5 6 7 T

0 230 150 0 0 0 250 235 0

230 0 140 120 0 0 0 0 0

150 14 0 0 100 100 120 200 0 100

0 120 100 0 200 0 0 0 150

0 0 100 200 0 60 0 0 80

0 0 120 0 60 0 0 200 130

250 0 200 0 0 0 0 400 200

235 0 0 0 0 200 400 0 200

S 1 2 3 4 5 6 7 T

0 0 100 150 80 130 200 200 0

39

Sử dụng chương trình max-flow đã đề xuất nhập vào dữ liệu cho chương trình

theo các thông số của ma trận trên. Đối với chương trình này chỉ cần nhập thông số

công suất phát (Pg) và tiêu thụ tại các nút (Pd). Thông lượng của các nhánh chỉ cần

nhập vào giới hạn công suất truyền tải của các nhánh tương ứng. Nhập vào chương

trình max-flow tính toán như hình 3.1.2.

Hình 3.9: Mô hình hoá lưới điện 7 nút trên max-flow

Sau khi chương trình chạy cho ra kết quả những lát cắt như hình 3.1.3

Hình 3.10: Danh sách lát cắt của lưới điện 7 nút trên max-flow

40

Từ danh sách các đường cắt sau khi chạy chương trình nhận thấy: lát cắt cực tiểu

(Fmin = 895) đi qua nhánh 1-2 và nhánh 1-3. Đây cũng chính là tập hợp nhánh

xung yếu nhất của lưới điện có khả năng gây nghẽn mạch hệ thống được tính toán

bằng chương trình max-flow. Vấn đề quá tải hay nghẽn mạch cũng được xác định

chủ yếu trên các nhánh truyền tải này.

Hình 3.11. Phân bố công suất bằng Powerworld

Từ mô phỏng phân bố công suất bằng phần mềm powerworld có thể thấy

rằng nhánh 1-2 quá tải 8% (hoạt động với 108% công suất truyền tải) còn nhánh 1-3

không bị quá tải. Kết hợp kết quả mô phỏng từ hai chương trình Max-flow và

Powerworld, theo những phân tích từ các chương trước rút ra được vị trí tối ưu để

đặt TCSC là trên nhánh 1-3.

Từ hình 3.12 có thể thấy rằng, sau khi lắp đặt TCSC trên nhánh 13 với giá trị

cài đặt điện kháng của thiết bị bù TCSC là XTCSC = -0.3*Xline1-5 = -0.3*0.24 = -0.072

lúc này công suất truyền tải trên nhánh 1-3 tăng khả năng truyền tải lên làm việc

92% , nhánh 1-2 giảm công suất xuống 15% hết quá tải trở về hoạt động với 93%

công suất như hình 3.12

41

Hình 3.12 Phân bố công suất bằng Powerworld khi lắp TCSC trên nhánh 1-3

42

CHƯƠNG 4: XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG CỦA

TCSC ĐỂ ĐẢM BẢO AN NINH TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

4.1 Giới thiệu

Với những đặc điểm của thị trường điện và cấu trúc mạng ngày càng phức

tạp, những người vận hành hệ thống điện đang phải đối mặt với nhiều thách thức

liên quan đến vận hành để đạt được kinh tế và an ninh. Nhiều nhân tố chẳng hạn

như

 Việc nâng cấp hệ thống truyền tải không theo kịp sự tăng tải.

 Việc tạo ra thị trường điện đã dẫn đến một số lượng giao dịch đáng kể năng

lượng điện cần được truyền qua khoảng cách xa.

 Một lượng công suất không nằm trong kế hoạch phát đã được tăng lên do sự

cạnh tranh giữa các nhà máy….

đã làm cho mức độ an ninh hệ thống bị yếu đi. Vì vậy, an ninh hệ thống đã trở thành

một trong những vấn đề quan trọng trong vận hành thị trường điện. Trong những thị

trường điện, an ninh được đo lường thông qua mức độ nghẽn mạch. Nghẽn mạch

xảy ra khi công suất truyền tải vượt quá khả năng mang tải của đường dây. Nghẽn

mạch ảnh hưởng trực tiếp đến các hợp đồng giao dịch và giá điện đồng thời dẫn đến

việc khai thác hệ thống không còn hiệu quả, giá cả tại một số vùng tăng lên trong

khi các vùng khác giảm. Do đó nghẽn mạch đã làm méo dạng thị trường. Thị trường

điện và các điều kiện vận hành sẽ tốt hơn nếu như an ninh hệ thống và kinh tế được

tính toán tốt hơn. Việc giải quyết vấn đề này được biết đến như là bài toán ràng

buộc an ninh phân bố công suất tối ưu (SCOPF).

SCOPF là được mở rộng từ bài toán phân bố công suất tối ưu mà được sử

dụng để điều độ kinh tế hệ thống trong khi không chỉ xem xét những giới hạn vận

hành trong trường hợp bình thường mà còn xem xét những vi phạm có thể xảy ra

trong trường hợp vận hành ngẫu nhiên. SCOPF thay đổi điểm vận hành hệ thống

trước sự cố để mà tổng chi phí vận hành đạt được cực tiểu và tại thời điểm đó không

có bất kỳ giới hạn an ninh nào bị vi phạm nếu sự cố ngẫu nhiên xảy ra. Mặc dù,

43

hiện này SCOPF vẫn còn nhiều thách thức liên quan đến việc tính toán nhưng hy

vọng nó sẽ trở thành một công cụ chuẩn trong nền công nghiệp điện.

Các nghiên cứu để giải quyết các vấn đề này có thể tìm thấy trong các lý

thuyết. Thông thường, hệ thống điện được thiết kế và vận hành dựa trên tiêu chuẩn

an ninh (n-1). Tuy nhiên, khi hệ thống điện trở nên phức tạp hơn, tải nặng hơn và

đặc biệt là các trường hợp sự cố ngoài ý muốn đã gây ra quá tải trên đường dây hiện

hữu và dẫn đến mất ổn định hệ thống. Trong trường hợp này, việc điều độ lại các

máy phát và chia tải để loại bỏ hoặc giảm bớt quá tải trên đường dây là một vấn đề

quan trọng trong vận hành hệ thống nhưng có lẽ không được chấp nhận bởi hai nhà

cung cấp và khách hàng. Việc sử dụng thiết bị điều khiển công suất linh hoạt

“flexible AC transmission system (FACTS)” để nâng cao khả năng truyền tải và

loại bỏ nghẽn mạch trong khi vẫn có thể đạt được chi phí cực tiểu là một trong

những vấn đề quan tâm chính hiện nay. Tuy nhiên, hiệu quả điều khiển của thiết bị

FACTS cho các mục đích khác nhau phụ thuộc chủ yếu vào vị trí lắp đặt.

Do đó câu hỏi đặt ra là “Người vận hành nên lắp đặt thiết bị FACTS tại vị trí

nào để đạt được mục đích yêu cầu”. Việc xác định nút cổ chai của hệ thống giữ một

vai trò quan trọng trong việc giảm không gian tìm kiếm và số thiết bị FACTS cần

lắp đặt. Sự tồn tại nút cổ chai trong hệ thống truyền tải ảnh hưởng trực tiếp đến tổng

chi phí, làm hạn chế công suất phát của các nhà máy có chi phí thấp và buộc phải

điều động công suất của các nhà máy có chi phí cao. Vấn đề này có thể được giải

quyết một cách hiệu quả nếu thiết bị FACTS được lắp đặt phù hợp trong hệ thống

truyền tải với mục đích phân bố lại dòng công suất. Nhiều giải thuật nâng cao an

ninh tĩnh thông qua tối ưu hóa vị trí thiết bị FACTS đã được đề nghị trong

Trong nghiên cứu này, (TCSC), một trong những thiết bị hiệu quả nhất của

FACTS đã được lựa chọn để nghiên cứu. Mục tiêu của nghiên cứu là nâng cao an

ninh trong bài toán phân bố công suất tối ưu sử dụng thiết bị TCSC. Việc sử dụng

TCSC trong suốt (n_0) và (n_1) quá tải đã được khảo sát. Điều này được thực hiện

bằng cách mở một trong những đường dây quan trọng mà có ảnh hưởng lớn đến

những đường dây còn lại và xem xét sự ảnh hưởng của các đường dây được mở với

các đường dây còn lại. Nếu xuất hiện nghẽn mạch thì cố gắng điều chỉnh dung

lượng của TCSC để hệ thống có thể đạt được tổng chi phí vận hành cực tiểu mà

44

không xảy ra bất kỳ quá tải nào trong trường hợp ngẫu nhiên. Vấn đề này được xem

như là đảm bảo an ninh trong bài toán phân bố công suất tối ưu. Để xác định vị trí

tốt nhất của TCSC, phương pháp mặt cắt tối thiểu đã được đề nghị. Phương pháp

này có thể xác định vị trí yếu nhất của hệ thống và do đó giúp người vận hành có

thể vận hành hệ thống một cách hiệu quả và an ninh hơn. Sử dụng phương pháp

này, số nhánh mà cần được khảo sát để xác định vị trí của TCSC được giảm đáng

kể. Lưu đồ xác định vị trí của TCSC để nâng cao an ninh trong bài toán phân bố

công suất tối ưu được trình bày như Hình 4.2

4.2. Mô hình Tĩnh của TCSC

Ảnh hưởng của TCSC trong mạng điện được xem như là một điện kháng

điều khiển thêm vào đường dây truyền tải liên quan. Việc giảm tổng trở nối tiếp

được thực hiện bằng cách giảm một phần điện kháng đường dây. Do đó công suất

truyển tải được tăng lên. Trong nghiên cứu này, TCSC chỉ hoạt động như một tụ

điện. Mô hình mạng điện có TCSC được thể hiện trong Hình 4.1. TCSC có thể được

xem xét như một điện kháng –jXTCSC dưới trạng thái tĩnh.

Hình 4.1. Mô hình hóa đường dây truyền tải có TCSC TCSC được tích hợp trong bài toán OPF bằng cách hiệu chỉnh lại thông số

đường dây. Dung lượng bù lớn nhất của TCSC được giới hạn là 70% điện kháng

của đường dây chưa bù mà ở đó TCSC được lắp đặt. Một điện kháng mới của

XNew = Xij – XTCSC

XNew = (1- K)Xij

đường dây được cho như sau

Trong đó L = XTCSC/Xij là mức độ bù nối tiếp và Xij là điện kháng của đường dây ij.

Phương trình dòng công suất của đường dây có điện kháng mới như sau:

(4.1)

45

(4.2)

(4.3)

(4.4)

Trong đó

và

4.3 Mục tiêu của bài toán phân bố công suất tối ưu (OPF)

Nhìn chung, mục tiêu của bài toán phân bố công suất tối ưu (OPF) là cực tiểu

chi phí vận hành trong khi vẫn bảo đảm được ổn định hệ thống. Chi phí vận hành

của hệ thống chủ yếu phụ thuộc vào hàm chi phí của máy phát. Trong khi, việc bảo

đảm ổn định hệ thống trong bài toán OPF là giữ cho mỗi thiết bị của hệ thống nằm

trong giới hạn hoạt động ở trạng thái bình thường. Nó bao gồm công suất cực đại và

cực tiểu của máy phát, công suất truyền cực đại của dây dẫn và máy biến áp, cũng

như giữ cho điện áp nằm trong giới hạn cho phép.

Để thực hiện những mục tiêu đó, OPF sẽ điều khiển tất cả các hàm ổn định

của hệ thống. Đối với máy phát, OPF sẽ điều khiển công suất tác dụng cũng như

điện áp phát. Đối với hệ thống truyền tải, OPF có thể thực hiện thông qua việc điều

khiển tỉ số biến áp, độ lệch pha của máy biến áp, điều khiển bù ngang và tất cả các

thiết bị điều khiển dòng xoay chiều linh hoạt khác.

4.3.1 Hàm mục tiêu

Mục tiêu của OPF là cực tiểu chi phí vận hành. Hàm chi phí thường dùng

cho máy phát là hàm bậc hai [16-17]

Trong đó PGi: là lượng công suất phát ra (MW) từ máy phát thứ i. Hàm mục

tiêu cho toàn bộ hệ thống khi đó có thể viết là tổng hàm chi phí bậc hai của mỗi

)

máy phát:

( )= ∑ (

46

a. Ràng buộc cân bằng

Ràng buộc cân bằng của OPF thể hiện tính vật lý của hệ thống. Tính vật lý

được áp đặt thông qua sự cân bằng dòng công suất. Điều này được trình bày bằng

tổng công suất tác dụng và phản kháng bơm vào tại một nút bằng không.

∑ [ [ ( ) ( )]]

∑ [ [ ( ) ( )]]

Pk là công suất tác dụng bơm vào nút k.

Trong đó:

Qk là công suất phản kháng bơm vào nút k.

b. Ràng buộc không cân bằng

Ràng buộc không cân bằng của OPF thể hiện giới hạn vật lý của thiết bị

trong hệ thống cũng như các giới hạn được tạo ra để đảm bảo ổn định cho hệ thống.

Các giới hạn đó bao gồm: Máy phát, Máy biến áp (MBA), đầu phân áp MBA, và

MBA dịch pha.

Máy phát có giá trị công suất đầu ra max và min, khi đó ràng buộc được

PGi min PGi PGi max

QGi min QGi QGimax

thêm vào là:

Đầu phân áp MBA có các đầu ra max và min và MBA dịch pha có các giá trị

tkm min tkm tkm max

 km min   km   km max

góc pha max và min, nên các ràng buộc không cân bằng là:

Trong việc bảo đảm an ninh cho hệ thống, hệ thống có các giới hạn của

đường dây và MBA. Những giới hạn này có thể là do giới hạn nhiệt của dây dẫn

hoặc chúng có thể được tạo ra để đảm bảo ổn định cho hệ thống. Việc xác định các

giới hạn đó không được đề cập ra ở đây, chúng được xem như đã biết trước. Để đơn

giản, ràng buộc được dùng cho OPF là bình phương giới hạn của đường dây và

MBA.

| | | |

47

Để bảo đảm an ninh hệ thống, điện áp tại các thanh cái thường có các giá trị

biên độ max, min, những giá trị này sẽ được thêm vào cho hàm ràng buộc không

cân bằng.

Vi min ≤ Vi ≤ Vimax

- Giới thiệu Matpower

4.3.2 Ứng dụng Matpower để giải bài toán phân bố công suất tối ưu

Matpower được Ray Zimmerman and Deqiang Gan thuộc trung tâm

nghiên cứu kỹ thuật điện (PSERC) thuộc trường đại học Cornell phát triển từ

chương trình của Robert Thomas.

48

Hình 4.2. Lưu đồ xác định vị trí và dung lượng của TCSC để nâng cao an

ninh trong thị trường điện

49

Matpower là tập hợp các file.m, được sử dụng để giải quyết bài toán phân

bố công suất tối ưu. Matpower như là một công cụ dung mô phỏng dùng trong

nghiên cứu và giáo dục, Matpower được xây dựng thành file.m trong Matlab nên

- Biễu diễn hệ thống trong Matpower

dễ dàng sử dụng và hiệu chỉnh

Dữ liệu hệ thống được lưu giữ trong “case” file. Mỗi hệ thống được lưu

giữ trong mỗi “case” file để thực hiện việc tính toán. Mỗi “case” file bao gồm

bốn ma trận riêng lẽ. Ma trận đầu tiên lưu trữ dữ liệu nút của hệ thống. Mỗi một

hàng thể hiện một nút khác nhau, mổi một cột thể hiện thuộc tính khác nhau của

nút.

Ma trận thứ hai là ma trận dữ liệu máy phát. Mỗi một nút là một loại nút

PQ hoặc là nút PV…, toàn bộ các loại nút đều nằm trong ma trận này.

Ma trận thứ ba là ma trận dữ liệu nhánh. Ma trận này lưu giữ thông tin mỗi

nhánh. Quan trong nhất là thông số r, x và b của đường dây. Ma trận này cũng

được sử dụng để xác định máy biến áp.

Ma trận thứ tư và ma trận thứ năm là ma trận dữ liệu vùng và chi phí máy

phát tương ứng. những ma trận này được sử dụng để tính phân bố công suất tối

- Một số file.m trong Matpower.

ưu trong Matpower để xác định tổng chi phí vận hành của hệ thống.

- Runopf: chạy chương trình tối ưu phân bố công suất dựa trên số liệu đầu

vào, kết quả là giá trị công suất tác dụng, công suất phản kháng, giá trị điện

áp, góc pha của điện áp được lưu vào ma trận. Ngoài kết quả còn cho biết

giá trị hàm mục tiêu, thời gian thực hiện chương trình và cho biết chương

trình có hội tự hay không.

- idx_brch: định nghĩa hằng số cho ma trận nhánh. Hàm “idx_brch” trả về các

giá trị: f_bus, t_bus, br_r, br_x, br_b, rate_a, rate_b, rate_c, tap, shift,

br_status.

- idx_bus: định nghĩa hằng số cho ma trận nút. Hàm “idx_bus” trả về các giá

trị: pq, pv, ref, none, bus_i, bus_type, pd, qd, gs, bs, vm, va, base_kv, vmax,

vmin, lam_p, lam_q.

50

- idx_cost: định nghĩa hằng số cho ma trận chi phí. Hàm “idx_cost” trả về các

giá trị: pq_linear, polynomial, model, startup, shutdown, ncost, cost.

- idx_gen: định nghĩa hằng số cho ma trận máy phát. Hàm “idx_gen” trả về

các giá trị: gen_bus, pg, qg, qmax, qmin, vg, mbase, gen_status, pmax,

pmin, mu_pmax, mu_pmin, mu_qmax, mu_qmin, pc1, pc2, qc1min,

qc1max, qc2min, qc2max, ramp_agc, ramp_10, ramp_30, ramp_q, apf.

- MackeSbus: Xây dựng vecto ma trận phức Sbus=makeSbus(baseMVA, bus,

gen). công suất được biễu diễn trong đơn vị tương đối.

- MackeYbus: Xây dựng vecto ma trận tổng dẫn nút và tổng dẫn nhánh [Ybus,

Yf, Yt]=makeYbus(baseMVA, bus, branch). công suất được biễu diễn trong

đơn vị tương đối.

4.4. Mô phỏng trên hệ thống IEEE

Việc xác định vị trí TCSC bằng phương pháp đề nghị để giải quyết bài

toán SCOPF đã được thực hiện trên hệ thống IEEE-6 nút và IEEE-30 nút. Một

gói phần mềm MATPOWER 4.0 đã được sử dụng để giải quyết phân bố công

suất tối ưu không xét giới hạn đường dây.

4.4.1 Hệ thống IEEE 6 nút

Hệ thống 6 nút có 11 đường dây, tổng tải hệ thống là 210MW, mạng điện

và dữ liệu tải có thể tham khảo trong [21]

Hình 4.3. Sơ đồ mạng điện IEEE 6 nút

51

- OPF trong trường hợp bình thường

Để đánh giá sự ảnh hưởng của TCSC, ba trường hợp sau đây sẽ được khảo sát.

Trường hợp 1: OPF không có TCSC và bỏ qua giới hạn đường dây

Trường hợp 2: OPF không có TCSC

Trường hợp 3: OPF có TCSC

Bảng 4.1: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống 6-nút.

Máy phát TH-1 TH-2

50 77.22 1

89.63 69.27 2

77.07 70.42 3

Tổng chi phí vận hành 3126.36 ($/h) 3143.97 ($/h)

Bảng 4.2: Phân bố công suất tối ưu của hệ thống 6-nút

dây i-j Giới hạn MVA TH - 1 TH -3 (L=25%) TCSC tại dây 1- 4

1-2 0.4 0.052 0.026

1-4 0.6 0.355 0.414

1-5 0.4 0.256 0.240

2-3 0.4 0.050 0.050

2-4 0.6 0.642 0.594

2-5 0.3 0.242 0.240

2-6 0.9 0.278 0.277

3-5 0.7 0.333 0.332

3-6 0.8 0.775 0.775

4-5 0.2 0.052 0.070

5-6 0.4 0.040 0.039

Từ những kết quả OPF trong Bảng 4.1(cột 2), có thể thấy rằng, khi TCSC chưa

được lắp đặt và bỏ qua giới hạn đường dây (TH1), tổng chi phí vận hành đạt được

52

tối ưu là 3126.36 $/h. Tuy nhiên với kế hoạch phát này, có thể thấy rằng dòng

công suất thực tế đã vượt ngoài giới hạn đường dây 2-4 và kết quả nghẽn mạch

truyền tải đã xảy ra như chỉ ra trong Bảng 4.2 (cột 3). Rõ ràng mạng điện không

thể vận hành theo cách này bởi vì an ninh bị vi phạm. Tuy nhiên, quá tải trên

đường dây 2-4 đã được loại bỏ thông qua giải quyết OPF có xét giới hạn đường

dây (TH2). Trường hợp này đã làm hạn chế công suất phát từ các máy phát có chi

phí thấp và tăng công suất phát từ máy phát có chi phí cao. Do đó đã làm cho

tổng chi phí vận hành tăng từ 3126.36 $/h đến 3143.97 $/h như thấy trong Bảng

4.1(cột 3). Hệ thống có thể vận hành tại chi phí cực tiểu trong khi vẫn thỏa mãn

an ninh bằng cách lắp đặt TCSC tại vị trí phù hợp để giảm quá tải của đường dây

2-4 và tăng tải trên đường dây gần kề với đường dây quá tải (TH3). Đường dây

gần kề là những nhánh nằm trong vòng có chứa nhánh bị quá tải. Do đó, lắp đặt

TCSC tại những đường dây nằm trong mặt cắt tối thiểu và gần kề với đường dây

quá tải là một trong những phương pháp nhanh chóng cân bằng lại công suất

bằng cách điều khiển dòng công suất chạy qua những đường dây không bị quá tải

để loại bỏ nghẽn mạch và cung cấp công suất giá rẻ đến khách hàng.

Bảng 4.3: Mặt cắt tối thiểu của hệ thống 6-nút

dây Mặt cắt tối thiểu Dây được xem xét để lắp đặt TCSC

2 1 – 4 Dây gần kề

5 2 – 4 Dây bị quá tải

7 2 – 6 Dây gần kề

Bảng 4.4: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống 6-nút khi có TCSC.

TH-3

Máy phát. OPF có TCSC tại dây1-4 OPF có TCSC tại dây

(L=25%) 2-6 (L=26%)

1 50 70.78

2 89.62 74.74

3 77.08 71.52

Tổng chi phí 3126.37 ($/h) 3140.25 ($/h) vận hành

53

Bảng 4.5: Kết quả tối ưu hóa được tính cho các vị trí khác nhau của TCSC

Vị trí của TCSC Tổng chi phí vận hành ($/h)

Line 1-4 3126.37

Line 2-6 3140.25

Line 2-5 3141.71

Line 2-1 3143.44

Line 1-5 3142.82

Line 3-6 3143.14

Line 3-5 3143.09

Từ Bảng 4.3 có thể thấy rằng, nhánh 1-4 và 2-6 là những nhánh nằm trong mặt

cắt tối thiểu và cũng là nhánh gần kề nhánh bị quá tải 2-4. Do đó, TCSC có thể

lắp đặt tại một trong hai nhánh này. Theo Bảng 4.4 có thể thấy rằng dây 1-4 là vị

trí tốt nhất để lắp đặt TCSC bởi vì nó cho tổng chi phí vận hành là cực tiểu. Mức

độ bù nối tiếp để cải thiện SCOPF là 25%. Kết qủa dòng công suất sau khi lắp đặt

TCSC tại nhánh 1-4 chỉ ra trong Bảng 4.2 (cột 4). Có thể quan sát từ Bảng 4.2

(cột 4) rằng, nghẽn mạch đã được loại bỏ. Công suất truyền tải của đường dây 2-4

được giảm xuống còn 99.03% từ 107.11%. Nhánh 1-4 bây giờ được tăng lên

69.06%, cao hơn nhiều so với trường hợp TH1. Trong TH1 công suất truyền tải

của dây 1-4 là 59.18%. TCSC đã làm giảm điện kháng của đường dây 1-4 từ

0.2p.u xuống 0.15p.u vì vậy dòng công suất trên đường dây này tăng lên.

Từ Bảng 4.4 (cột 2) có thể thấy rằng, tổng chi phí vận hành trong TH3 đã

giảm xuống còn 3126.37$/hr trong khi nghẽn mạch vẫn không xảy ra như TH1.

Bảng 4.5 được xây dựng cho các mục đích khác nhau. Bằng cách thay thế TCSC

trên mỗi đường dây và chạy OPF. Như chỉ ra trong Bảng 4.5, dây 1-4 là vị trí tốt

nhất để lắp đặt TCSC. So sánh giữa Bảng 4.5 và bảng 3 cho thấy rằng, nhánh

trong mặt cắt tối thiểu là vị trí hợp lý để thay thế TCSC để đạt cực tiểu tổng chi

phí vận hành. Có thể quan sát từ Bảng 4.4 rằng, phương pháp đề nghị cũng tìm ra

được vị trí tốt nhất để thay thế TCSC khi so sánh với kết quả trong [19]. Tuy

54

nhiên, số nhánh cần được khảo sát để xác định vị trí của TCSC đã được giảm từ

11 nhánh xuống còn 2 nhánh trong mặt cắt tối thiểu như chỉ ra trong Bảng 4.3.

Kết quả này ít hơn so với [19]

- OPF trong trường hợp ngẫu nhiên

Trong một hệ thống điện, nếu một đuờng dây bị cô lập, dòng công suất trên

nhánh đó sẽ được chia sẽ sang các đường dây khác của hệ thống. Điều này có thể

dẫn đến qúa tải một vài đường dây. Giữa 11 đường dây trong hệ thống 6 nút,

chọn 3 đường dây quan trọng có ảnh hưởng lớn đến những đường dây còn lại để

khảo sát trường hợp ngẫu nhiên.

Bảng 4.6: Phân bố công suất tối ưu của hệ thống 6-nút khi dây 1-5, 2-3 và 4-5 bị đứt

Outage of line Line i-j MVA Limit 1-5 2-3 4-5

0.174 1-2 0.4 0.053 0.053

0.427 1- 4 0.6 0.355 0.358

- 1-5 0.4 0.254 0.268

0.123 2-3 0.4 - 0.050

0.644 2-4 0.6 0.641 0.652

0.336 2-5 0.3 0.240 0.254

0.320 2-6 0.9 0.273 0.284

0.428 3-5 0.7 0.335 0.345

0.818 3-6 0.8 0.779 0.781

0.086 4-5 0.2 0.051 -

0.151 5-6 0.4 0.041 0.049

55

Bảng 4.7: Kết quả tối ưu hóa với TCSC tại dây 1-4 khi dây 1-5, 2-3 và 4-5 bị đứt

1-5 2-3 4-5 Dây bị đứt L = 65% L = 25% L = 50%

Tổng chi phí vận hành ($/h) 3144.67 3126.41 3127.52

Bảng 4.8: Kết quả tối ưu hóa với TCSC tại dây 2-6 khi dây 1-5, 2-3 và 4-5 bị đứt

1-5 2-3 4-5 Dây bị đứt L = 70% L = 70% L = 45%

Tổng chi phí vận hành ($/h) 3188.66 3137.38 3159.49

Bảng 4.9: Công suất nhánh cho các trường hợp đứt dây khi có TCSC tại dây 1-4.

Dây bị đứt Dây i-j Giới Hạn MVA 1-5 2-3 4-5

1-2 0.4 0.025 0.027 0.043

1- 4 0.6 0.599 0.414 0.482

1-5 0.4 - 0.239 0.248

2-3 0.4 0.114 - 0.117

2-4 0.6 0.483 0.593 0.512

2-5 0.3 0.284 0.238 0.264

2-6 0.9 0.244 0.271 0.291

3-5 0.7 0.424 0.335 0.350

3-6 0.8 0.800 0.780 0.781

4-5 0.2 0.126 0.067 -

5-6 0.4 0.096 0.041 0.053

Từ Bảng 4.6 có thể thấy rằng đường dây 2-4 bị qúa tải hầu hết trong các trường

hợp. SCOPF có TCSC được lắp đặt tại dây 1-4 và 2-6 được liệt kê trong Bảng 4.7

và Bảng 4.8. Theo Bảng 4.7 và 4.8, có thể thấy tổng chi phí vận hành khi TCSC

lắp đặt tại đường dây 1-4 là nhỏ hơn so với đường dây 2-6. Do đó, dây 1-4 là vị

trí hợp lý để lắp đặt TCSC để đạt được SCOPF dưới điều kiện vận hành bình

56

thường và ngẫu nhiên. Từ những kết quả cho trong Bảng 4.9 có thể thấy, quá tải

trên đường dây 2-4, 2-5 và 3-6 đã được loại bỏ khi TCSC lắp đặt tại dây 1-4.

4.4.2 Hệ thống IEEE 30 nút

Hệ thống IEEE-30 nút có 41 đuờng dây. Tổng tải của hệ thống là 210MW, mạng

điện và dữ liệu tải có thể tham khảo trong [21].

Hình 4.4. Sơ đồ hệ thống IEEE-30 Nút.

57

Bảng 4.10: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống IEEE-30 nút.

TH – 3

Máy phát. TH – 1 TH– 2 TCSC tại dây 8–28 (L = 60%)

TCSC tại dây 10-22 (L = 46.66%)

1 46.17 21.61 46.26

2 80.00 80.00 80.00

13 0.00 0.00 0.00

22 50.00 36.78 50.00

23 0.00 13.11 0.00

27 16.28 41.23 16.22

Tổng chi phí 1700.07 1795.75 1700.42

vận hành ($/h) ($/h) ($/h)

Bảng 4.11: Dòng công suất của hệ thống IEEE -30 khi có TCSC

TH-3/ TCSC tại dây 8–28 dây i-j Giới hạn MVA TH-1 (L=60%), và dây 10-22(L=46.66%)

1-2 1.3 0.1970 0.1982

1-3 1.3 0.2675 0.2678

2-4 0.65 0.2806 0.2808

3-4 1.3 0.2401 0.2404

2-5 1.3 0.1885 0.1885

2-6 0.65 0.3131 0.3131

4-6 0.9 0.2226 0.2211

5-7 0.7 0.1902 0.1902

6-7 1.3 0.0654 0.0657

6-8 0.32 0.3569 0.3162

6-9 0.65 0.0967 0.0974

6-10 0.32 0.0556 0.0560

9-11 0.65 0.0000 0.0000

9-10 0.65 0.0973 0.0980

58

4-12 0.2547 0.65 0.2554

12-13 0.3050 0.65 0.3019

12-14 0.0585 0.32 0.0588

12-15 0.0965 0.32 0.0976

12-16 0.0595 0.32 0.0586

14-15 0.0116 0.16 0.0111

16-17 0.0609 0.16 0.0612

15-18 0.0457 0.16 0.0446

18-19 0.0331 0.16 0.0330

19-20 0.1066 0.32 0.1080

10-20 0.1307 0.32 0.1321

10-17 0.1380 0.32 0.1395

10-21 0.1394 0.32 0.1126

10-22 0.1117 0.32 0.1481

21-22 0.3491 0.32 0.3195

. - Không quá tải Không có quá tải

Quan sát từ Bảng 4.10, tổng chi phí vận hành trong trường hợp 1 là nhỏ hơn so

với trường hợp 2. Tuy nhiên nghẽn mạch đã xảy ra tại đường dây 6-8 và 21-22

như chỉ ra trong Bảng 4.11 (cột 3). Giải quyết OPF trong trường hợp này là tối ưu

nhưng không được an ninh. Việc thay thế TCSC tại vị trí nằm trong mặt cắt tối

thiểu có thể loại bỏ qúa tải trên đường dây 6-8 và 21-22.

Bảng 4.12: Mặt cắt tối thiểu của hệ thống IEEE -30

Dây Mặt cắt tối thiểu Dây được xem xét lắp đặt TCSC

38 2 7– 30 Dây không gần kề

37 27 – 29 Dây không gần kề

10 6 – 8 Dây bị quá tải

40 8 – 28 Dây gần kề

59

16 13 – 12 Dây không gần kề

35 25 – 27 Dây không gần kề

28 10 – 22 Dây gần kề

29 21 – 22 Dây bị quá tải

Từ Bảng 4.12 có thể thấy rằng, mặt cắt tối thiểu đi qua tập đường dây (27-30, 27-

29, 6-8, 8-28, 21-22, 13-22, 25-27 và 10-22). Trong đó dây 8-28 and 10-22 là các

đường dây gần kề với đường dây quá tải 6-8 và 21-22 tương ứng. Do đó, dây 8-

28 và 10-22 được xem xét để thay thế TCSC. Kết quả dòng công suất sau khi

thay thế TCSC tại dây 8-28 và 10-22 được chỉ ra trong Bảng 4.11 (cột 4). Mức độ

bù nối tiếp để cải thiện SCOPF là 60% và 46.66% tương ứng. Có thể thấy rằng,

từ Bảng 4.11 (cột 4) nghẽn mạch đã bị loại bỏ. Công suất truyền tải trên đường

dây 6-8 được giảm xuống còn 98.81% từ 111.53% và dây 21-22 giảm xuống còn

99.84% từ 109.09%. Nhánh 8-28 và 10-22 bây giờ được tăng lên 30.68% và

46.28% tương ứng. Kết quả này cao hơn nhiều so với TH1. TCSC đã làm giảm

điện kháng của đường dây 8-28 và 10-22 từ 0.2p.u xuống 0.08p.u và 0.15p.u

xuống 0.08p.u tương ứng vì vậy dòng công suất trên đường dây này tăng lên.

Theo Bảng 4.10, tổng chi phí vận hành trong TH3 đã giảm xuống còn 5.30%

trong khi nghẽn mạch không xảy ra như TH1.

Bảng 4.13: Dòng công suất của hệ thống IEEE -30 trong trường hợp đứt dây

Dây bị đứt Dây i-j Giới hạn MVA 1-2 2-6 2-4 21-10 4-6

1-2 1.3 - 0.1043 0.0933 0.1988 0.2422

1-3 1.3 0.4361 0.3444 0.3639 0.2690 0.2068

2-4 0.65 0.1917 0.4168 - 0.2828 0.1821

3-4 1.3 0.4047 0.3143 0.3331 0.2415 0.1812

2-5 1.3 0.1576 0.2664 0.2420 0.1904 0.2346

2-6 0.65 0.2441 - 0.4317 0.3168 0.4144

60

4-6 0.9 0.2819 0.4093 0.0926 0.2304 -

5-7 0.7 0.1613 0.2648 0.2413 0.1928 0.2350

6-7 1.3 0.0868 0.0599 0.0520 0.0594 0.0375

6-8 0.32 0.3536 0.3517 0.3542 0.3563 0.3509

6-9 0.65 0.0926 0.1016 0.1052 0.0871 0.0975

6-10 0.32 0.0533 0.0585 0.0605 0.0499 0.0562

9-11 0.65 0.0000 0 0.000 0.0000 0.0000

9-10 0.65 0.0932 0.1024 0.1059 0.0874 0.0983

4-12 0.65 0.2578 0.2715 0.2512 0.2526 0.2892

12-13 0.65 0.3101 0.3287 0.3318 0.3135 0.2493

12-14 0.32 0.0586 0.0592 0.0575 0.0583 0.0619

12-15 0.32 0.0966 0.0991 0.0925 0.0955 0.1107

12-16 0.32 0.0593 0.0597 0.0630 0.0700 0.0553

14-15 0.16 0.0117 0.0108 0.0131 0.0134 0.0065

16-17 0.16 0.0596 0.0575 0.0664 0.0641 0.0425

15-18 0.16 0.0463 0.0480 0.0461 0.0551 0.0506

18-19 0.16 0.0326 0.0327 0.0354 0.0382 0.0286

19-20 0.32 0.1052 0.1032 0.1089 0.0999 0.0944

10-20 0.32 0.1293 0.1271 0.1330 0.1233 0.1185

10-17 0.32 0.1362 0.1324 0.1428 0.1297 0.1162

10-21 0.32 0.1431 0.1536 0.1453 - 0.1630

10-22 0.32 0.1139 0.1201 0.1152 0.2043 0.1256

21-22 0.32 0.3528 0.3628 0.3548 0.2085 0.3714

. - Không Không Không Không Không quá

. - quá tải quá tải quá tải quá tải tải

Từ Bảng 4.13 có thể thấy rằng đường dây 6-8 và 21-22 bị quá tải trong hầu hết

trong các trường hợp được xét ngoại trừ đường dây 21-10 bị đứt. Khi dây 21-10

bị đứt, dây 6-8 chỉ bị quá tải. Tuy nhiên sự quá tải này đã được loại bỏ bằng cách

thay thế TCSC tại dây 8-28 và 10-22. Từ Bảng 4.14 có thể thấy rằng sự quá tải

61

trên đường dây đã được loại bỏ bằng cách thay thế TCSC tại dây 8-28 và 10-22

cho hầu hết các trường hợp đứt đường dây. Kết quả giải quyết SCOPF có TCSC

được lắp đặt tại dây 8-28 và 10-22 khi đường dây 1-2, 2–6, 2-4, 20-10 và 4-6 bị

đứt được liệt kê trong Bảng 4.15.

Bảng 4.14: Dòng công suất của hệ thống IEEE -30 trong trường hợp đứt dây khi

TCSC tại 8-28 và 10-22

Dây i-j Giới hạn Dây bị đứt

MVA 2-6 2-4 21-10 4-6 1-2

1-2 1.3 - 0.1077 0.0957 0.1989 0.2453

1-3 1.3 0.4371 0.3448 0.3642 0.2690 0.2074

2-4 0.65 0.1922 0.4173 - 0.2828 0.1827

3-4 1.3 0.4058 0.3148 0.3335 0.2415 0.1819

2-5 1.3 0.1577 0.2665 0.2419 0.1904 0.2344

2-6 0.65 0.2444 - 0.4318 0.3166 0.4141

4-6 0.9 0.2807 0.4082 0.0902 0.2295 -

5-7 0.7 0.2348 0.1615 0.2648 0.2412 0.1927

6-7 1.3 0.0386 0.0865 0.0609 0.0530 0.0595

6-8 0.32 0.3169 0.3167 0.3182 0.3168 0.3198

6-9 0.65 0.0967 0.0922 0.1027 0.1056 0.0875

6-10 0.32 0.0557 0.0530 0.0592 0.0608 0.0502

9-11 0.65 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

9-10 0.65 0.0976 0.0928 0.1035 0.1064 0.0878

4-12 0.65 0.2902 0.2571 0.2713 0.2524 0.2528

12-13 0.65 0.2433 0.3016 0.3195 0.3306 0.3127

12-14 0.32 0.0623 0.0587 0.0593 0.0579 0.0584

12-15 0.32 0.1129 0.0973 0.1000 0.0939 0.0958

12-16 0.32 0.0531 0.0577 0.0575 0.0629 0.0698

14-15 0.16 0.0055 0.0110 0.0099 0.0125 0.0133

16-17 0.16 0.0427 0.0596 0.0576 0.0672 0.0640

62

15-18 0.16 0.0447 0.0457 0.0452 0.0550 0.0483

18-19 0.16 0.0323 0.0323 0.0358 0.0380 0.0280

19-20 0.32 0.1069 0.1056 0.1106 0.0999 0.0972

10-20 0.32 0.1311 0.1297 0.1347 0.1234 0.1213

10-17 0.32 0.1381 0.1352 0.1445 0.1296 0.1193

10-21 0.32 0.1114 0.1165 0.1139 - 0.1215

10-22 0.32 0.1576 0.1837 0.1596 0.2035 0.1995

21-22 0.32 0.3176 0.3152 0.3189 0.2085 0.3146

15-23 0.16 0.0294 0.0278 0.0317 0.0427 0.0241

. - Không Không Không Không Không quá

. - quá tải quá tải quá tải quá tải tải

Bảng 4.15: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống IEEE-30 nút khi TCSC tại dây 8-28

và 10-22 trong các trường hợp đứt dây

Dây bị đứt 1- 2 2-4 2-6 4-6 21-10

TCSC tại L=55% L=55% L=50% L=50% L=55% dây 8-28

TCSC tại L=53.3 L=53.3% L=66.6% L=66.6% L=0% dây 10-22 %

Tổng chi 1702.69 1707.17 1709.50 1703.41 1702.4 phí vận ($/h) ($/h) ($/h) ($/h) ($/h) hành

Nhận xét: Toàn bộ kết quả phân tích trên cho thấy rằng, phương pháp đề nghị có

khả năng tìm ra vị trí tốt nhất để lắp đặt TCSC trong trường hợp vận hành bình

thường và ngẫu nhiên. Thay thế TCSC tại nút cổ chai của hệ thống sẽ cho kết quả

tốt hơn trong phần OPF và cũng có khả năng loại bỏ quá tải cho các trường hợp

ngẫu nhiên, do đó nâng cao được an ninh tĩnh của hệ thống.

63

CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN

5.1 Kết luận

Luận văn đã đưa ra phương pháp xác định vị trí hợp lý của TCSC để chống

nghẽn mạch bằng phương pháp mặt cắt tối thiểu của Ford – Fulkerson để tìm tập

hợp các nhánh có khả năng xuất hiện sự cố quá tải trong hệ thống điện, mục đích

của việc này là giảm không gian tìm kiếm dữ liệu ban đầu, giúp quá trình tìm kiếm

và xử lý nhanh hơn để nâng cao khả năng truyền tải từ đó giảm được chi phí sản

xuất điện. Đồng thời xác định được dung lượng TCSC bằng biểu thức toán học.

Những kết quả đã đạt được trong luận văn:

- Xây dựng được hàm mục tiêu là một hàm cực tiểu chi phí máy phát, từ

hàm mục tiêu này đi đến giải quyết bài toán chống quá tải và vận hành hệ thống

điện.

- Sử dụng phần mềm Matpower và giải thuật Max Flow và min - cut để xác

định vị trí lắp đặt TCSC chống quá tải và cực tiểu chi phí trong trường hợp vận

hành bình thường và ngẫu nhiên.

- Xây dựng cách xác định dung lượng TCSC bằng biểu thức toán học.

- Tính toán được dung lượng TCSC cần bù cho nhánh cứu nhánh quá tải

- Mô phỏng trên hệ thống lưới điện mẫu 6 nút, 30 nút

- Giải thuật sử dụng có tính khoa học và ứng dụng cao trong nghiên cứu vận

hành hệ thống điện.

- Ngoài ra nội dung luận văn cũng đã đề cập và làm nổi bật vai trò của các

thiết bị FACTS đặc biệt là TCSC trong việc điều khiển hệ thống điện trong thị

trường điện cạnh tranh.

- Khảo sát xác định vị trí của TCSC trên lưới điện với điều kiện gia tăng

phụ tải trong tương lai.

- Nội dung nghiên cứu cũng chỉ ra rằng tại vị trí xung yếu nhất của HTĐ,

nơi đặt TCSC có thể gia tăng khả năng truyền tải và chống quá tải trên đường dây

64

để giảm chi phí sản xuất điện năng trong HTĐ, điều này đồng nghĩa với việc giảm

giá bán điện trên thị trường.

5.2 Hướng phát triển đề tài

- Mặc dù đã có nhiều cố gắng cùng với sự giúp đỡ của quý thầy cô cùng bạn

bè, nhưng do điều kiện thời gian nghiên cứu không cho phép nên nội dung đề tài

nghiên cứu chưa khảo sát được trên lưới điện có nhiều nút hơn.

- Tiếp tục nghiên cứu Max - Flow và Min – Cut để ứng dụng trong điều

khiển tối ưu hệ thống điện.

- Mở rộng phạm vi nghiên cứu và ứng dụng hai chương Max-Flow và

Matpower để tính toán thiết bị bù trên nhiều nhánh cùng lúc, phát triển trên diện

rộng của lưới điện để tìm kiếm giải pháp mở rộng phụ tải điện cho lưới điện truyền

tải hiện hữu.

- Những hạn chế trên đây cũng chính là hướng phát triển chính của đề tài.

65

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[3] Phan Quốc Tuấn (2014), Quản lý tắc nghẽn trong thị trường điện bằng cách lắp

đặt thiết bị FACTS.

[4] Tô Văn Trực (2012), Xác định vị trí và dung lượng của TCSC để chống nghẽn

mạch trên đường dây truyền tải.

[5]. Trần Bách ( 2004), Lưới điện và hệ thống điện.

[6]. Lã Văn Út (2010), Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện. Nhà xuất bản

KH&KT – Hà Nội.

[7]. Trương Tấn Hải – ĐH BKHN (2013), Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải

trong thị trường điện.

[8]. TS Nguyễn Hùng – ĐH KTCN (2010), Giáo trình thị trường điện.

[9]. TS Nguyễn Anh Tuấn – ThS Nguyễn Anh Dũng – Viện Năng Lượng , Nghiên

cứu phương pháp xác định giá truyền tải điện và phương thức chống tắc nghẽn phù

hợp điều kiện thị trường điện Việt Nam.

[10] Duong Thanh Long, Yao Jian Gang, Truong Viet Anh, “A new method for

secured optimal power flow under normal and network contingencies via optimal

location of TCSC” International Journal of Electrical Power & Energy Systems

(2013).

[11] Duong Thanh Long, Yao Jian Gang, Truong Viet Anh, “Application of Min

Cut Algorithm for Optimal Location of FACTS Devices Considering System

Loadability and Cost of Installation”, International Journal of Electrical Power &

Energy Systems (2014).

[12]. Jaswanti, T. Thakur-A New Heuristic Network Reconfiguration Algorithn for

Radial Distribution System, The Global Community for Sustainable Energy

Professionals, (2006).

[13]. R. Srinivasa Rao, S.V.L. Narasimham- A New Heuristic Approach for

Optimal Network Reconfiguration in Distribution, International Journal of Applied

Science, Engineering and Technology 5:1, pp 15-21, (2009).

[14]. Jizhong Zhu, Optimization of power system operation, IEEE Press, pp. 9-42,

66

(2009).

[15]. J. Duncan Glover, Mulukutla Sarma – Power System Analysis and Design,

United States of America, USA, (2001).

[16]. M. Huneault and F. D. Galiana, “A Survey of the Optimal Power Flow

Literature,” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 6, No. 2, pp. 762-770,

(1991).

[17]. D. I. Sun, B. Ashley, B. Brewer, A. Hughes and W. F. Tinney, “Optimal

Power Flow by Newton Approach,” IEEE Transactions on Power Apparatus and

Systems, Vol.PAS-103, pp. 2864-2880, (1984)

[18] http://www.powerworld.com/training/quick-start-guides.

[19] K. Shanmukha Sundar, H.M. Ravikumar, “Selection of TCSC location for

secured optimal power flow under normal and network contingencies”, Electrical

Power and Energy Systems 34 (2012) 29–37.

[20]. MRTU – California ISO, 2005 , Locational Marginal Pricing (LMP).

[21] R. D. Zimerman, C. E. Murillo-Sanchez and D. Gam, “MATPOWER- A

MATLAB power system simulation package”, Version 4, available

at:http://www.pserc.cornell.edu/matpower.

[22].www.eptc.vn .

[23].www.powerworld.com