NỘI DUNG CÁC BÁO CÁO BAO GỒM: 1. SỬ DỤNG LÝ THUYẾT TỐI ƯU BẦY ĐÀN THÍCH NGHI THEO TRỌNG SỐ ĐỂ TỐI ƯU NGUỒN PHÂN TÁN VỚI HÀM ĐA MỤC TIÊU (DISTRIBUTED GENERATIONS OPTIMIZATION WITH MULTIOBJECTIVE INDEX USING PARTICLE SWAM OPTIMIZATION). (Thầy Lã Minh Khánh). 2. LỰA CHỌN MÁY ĐIỀU CHỈNH PHA CHỐNG QUÁ TẢI TRONG LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN (PLACEMENT OF PHASE SHIFTERS FOR ELIMINATING LINE OVERLOADS IN TRANSMISSION NETWORK) (Thầy Đỗ Xuân Khôi). 3. THIẾT KẾ BỘ ĐIỀU KHIỂN BÙ MA SÁT CHO HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN VỊ TRÍ (FRICTION COMPENSATION FOR HIGH PRECISION POSITIONING SYSTEM). (Thầy Trương Ngọc Minh).
Trang 1ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
BỘ MÔN HỆ THỐNG ĐIỆN
Trang 3ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА 21
Вестник МЭИ № 1 2011 г.
Электроэнергетика
Анализ дискретного управления асинхронным ходом
в двухподсистемной электроэнергетической системе
Н И Зеленохат*, Х Нгуен, И С Аристов
Дается научное обоснование нового подхода к решению задачи управления асинхронным ходом в электроэнергетической системе, основу которого составляет дискретное воздей- ствие на переток мощности по линии связи между двумя подсистемами с помощью ее выключателей Дается описание алгоритма управления и расчетами асинхронного хода в сложной энергосистеме подтверждается его эффективность.
Ключевые слова: электроэнергетическая система, асинхронный ход, управление ком мощности.
электро-В связи с этим особое внимание уделяется ботке автоматических устройств для своевременного выявления асинхронного хода и создания необходи- мых условий для ресинхронизации или, при неизбеж- ности, к обоснованному делению ЭЭС [3—8] Естест- венно, ресинхронизация является более предпочти- тельной, так как после деления ЭЭС на несинхронно работающие части или подсистемы ЭЭС (ПЭС) для обеспечения баланса мощностей в ряде случаев при- ходится отключать отдельные генераторы и электро- станции в энергоизбыточных подсистемах, а также отключать часть нагрузки в энергодефицитных под- системах при невозможности увеличить загрузку их электростанций.
разра-Условием выявления момента нарушения вости и появления асинхронного хода в простой двух-
устойчи-* zelenokhatNI@mail.ru
Trang 4Так как возникновение асинхронного хода чаще всего происходит в ЭЭС по слабым системообразую- щим, а в энергообъединениях (ОЭС) по межсистем- ным связям, то становится целесообразным таким образом изменять характеристики линий связи между подсистемами, чтобы уменьшалась продолжитель- ность асинхронного хода в ЭЭС (ОЭС) Другими сло- вами, линии связи должны быть управляемыми, экви- валентные параметры их должны изменяться уста- навливаемыми на них управляющими устройствами, чтобы с помощью таких устройств можно было бы дискретно либо непрерывно управлять перетоком мощности по линиям связи между несинхронно рабо- тающими подсистемами и тем самым целенаправ- ленно воздействовать на асинхронный режим во всей ЭЭС (ОЭС) В данной статье рассматривается реше- ние поставленной задачи применением дискретного управления асинхронным ходом по линии связи в двухподсистемной ЭЭС с управляющим устройством, осуществляющим воздействие на выключатели линии связи [3, 8].
Обоснование возможности управления асинхронным ходом по линии связи
в двухподсистемных ЭЭС воздействием
на ее выключатели
Рассмотрим режим работы ЭЭС, состоящей из двух подсистем 1 и 2 (ПЭС1 и ПЭС 2), электрическисвязанных между собой линией связи в виде линии электропередачи Л12 с промежуточной подстанцией (узел 3) в ее середине (рис 1) По этой линии связи
Рис 1 Схема двухподсистемной ЭЭС
Trang 5Для удовлетворения этого условия при изменении угла δ12 на каждом первом полупериоде проворотов роторов (интервал времени T/2) при асинхронном ходе необходимо увеличивать амплитуду передавае- мой мощности, а на втором полупериоде предельно уменьшать, вплоть до нуля Такой режим можно обес- печить управляемым воздействием на выключатели линии связи Для формирования соответствующих алгоритмов управления перетоком мощности по линии связи необходимо исследовать закономерности изменения ее режимных параметров при возникнове- нии асинхронного хода по ней.
Характерные закономерности изменения режимных параметров линии связи при возникновении асинхронного хода по ней
Наиболее характерным признаком нарушения устойчивости, как известно, является нарастание угла сдвига между эквивалентными ЭДС , двух под- систем ЭЭС, однако непосредственное его отслежи- вание технически крайне затруднено Поэтому необ- ходимо исследовать особенности изменения характе- ристик режима при асинхронном ходе в ЭЭС, таких как напряжение в разных точках вдоль линии связи, передаваемые по ней активная и реактивная мощ- ности и ток, чтобы можно было судить об изменении угла сдвига ЭДС E1 и E2 и его производной.
На рис 2 представлена соответствующая схема рассматриваемой ЭЭС При ее составлении приняты упрощения: емкостная проводимость линии Л12 не учитывается, в середине линии связи в узле 3 нагрузка отсутствует, сопротивления участков этой линии Z13 и Z32 одинаковые В узлах 1 и 2 с нагрузкой
Pн1 и Pн2 поддерживается неизменное по модулю напряжение = U1 = const, = U2 = const, в рассматриваемом случае принимается U1 = U2 = U =
= const При этом угловые скорости (частоты)
и изменяются в функции времени Другими словами, узлы 1 и 2 являются не шинами бесконеч-
U–1 U–2
U12Y11 sin α11
U–1 U–2
P1ср 1T
- P1( ) dt t 0
T
∫
=
E – 1 E–2
ωU1
ωU2
Trang 6в соответствии с (4) изменение тока по линии связи при асинхронном ходе и росте угла δ носит колебательный характер, причем максимальные зна- чения тока достигаются при углах δ ≈ 180°n, а мини- мальные — при δ ≈ 360°n, где n = (1, 2, 3 …) — номер цикла асинхронного хода;
в соответствии с (5) напряжение в промежуточной точке линии при асинхронном ходе изменяется перио- дически, с увеличением взаимного угла δ оно падает
и при δ ≈ 180°n достигает минимального значения, причем в точке, совпадающей с электрическим цент- ром качаний в середине линии связи, в узле 3 это напряжение снижается до нуля (в рассматриваемом случае U3 = 0, так как X13 = X32);
изменение активной мощности в начале линии связи при асинхронном ходе согласно (6) и (8) носит периодический характер с максимальным значением при углах δ ≈ 90°n и минимальным при δ ≈ 270°n, причем смена знака с изменением направления актив- ной мощности по линии связи происходит при углах
δ ≈ 180°n;
изменение реактивной мощности в начале и в конце линии связи согласно (7) и (9) также носит периодический характер, причем максимальные зна- чения реактивной мощности достигаются при углах
δ ≈ 360°n, а минимальные — при δ ≈ 180°n.
Результаты вышеприведенного анализа режимных характеристик можно использовать при разработке критериев выбора моментов отключения и включения выключателя линии связи при управлении асинхрон- ным ходом в ЭЭС и соответствующих алгоритмах управления.
3
Л12
2 1
U3 = UY12 X132 + X322 + 2 X13X32 cos δ12
U–1 U–2
Trang 7Управляемый выключатель должен быть действующим, допускающим многократное последо- вательное выполнение операций включения и отклю- чения Таким повышенным требованиям отвечают характеристики некоторых современных выключате- лей, например вакуумных и элегазовых, имеющих полное время отключения около 0,04 с и даже 0,02 с,
быстро-а время включения 0,05—0,07 с [9].
При большом скольжении подсистем дискретное управление с применением выключателей линии связи может оказаться недостаточно эффективным из-
за чрезмерно частых последовательных операций отключения/включения В этом случае следует блоки- ровать включение выключателя при больших сколь- жениях, т.е при выполнении условия
где , — угловые скорости изменений угла сдвига фаз напряжений на входных и выходных кон- тактах отключенного управляемого выключателя линии связи.
Необходимо предусмотреть, чтобы УУ ложно не работало во время коротких замыканий (КЗ) Для этого вводится некая малая выдержка по времени, достаточ- ная для получения от микропроцессорного устройства релейной защиты сигнала о состоянии ее запуска, и блокируется выход сигнала к УУ После отключения выключателя релейной защиты блокировка сигнала управляющего воздействия УУ снимается.
Анализ эффективности применения дискретного управления асинхронным ходом по линии связи в ЭЭС
Исследование эффективности разработанного алгоритма управления проведено применительно к ЭЭС (рис 3), которая может быть представлена в виде трех подсистем: ПЭС 1 с генераторами Г1, Г2 и
Trang 8ликвида-δi и скольжений si роторов некоторых генераторов ПЭС 1 (Г1), ПЭС 2 (Г4) и ПЭС 3 (Г6), а также активной мощности P1 по ВЛ (502—501) (одна цепь) Анализ этих зависимостей показывает, что генераторы энер- годефицитной подсистемы ПЭС 1 затормаживаются ичастота в ней снижается Генераторы энергоизбыточ- ных подсистем ПЭС 2 и ПЭС3 ускоряются, и частота вних возрастает Но генераторы подсистемы ПЭС 2 раз-гоняются значительно быстрее по сравнению с гене-
0
16 000
12 000 8000 4000 0 –4000
Trang 9В соответствии с разработанным алгоритмом последовательность операций отключения/включе- ния выключателей обеих цепей ВЛ 500 кВ на участке 502—501 осуществляется в течение всего асинхрон- ного хода до момента начала ресинхронизации в ЭЭС При реализации разработанного алгоритма при- нято время отключения/включения выключателей равным времени отключения и включения вакуум- ного выключателя с учетом задержки УУ на формиро- вание сигналов: tотк.в = 0,04 с, tвкл.в = 0,06 с.
На рис 5 представлены характеристики углов δi
и скольжений si роторов генераторов ПЭС 1 (Г1), ПЭС 2 (Г4) и ПЭС 3 (Г6), активной мощности P1 по ВЛ
0
8000 6000 4000 2000 0 –1000
4 6
2 0 –2
Trang 10с устройством управления асинхронным ходом, но становится необходимым применять на линиях связи
в пунктах установки управляющих устройств чатели с высоким быстродействием.
выклю-Литература
1 Веников В.А Переходные электромеханические цессы в электрических системах — М.: Высшая школа, 1985.
про-2 U.S — Canada Power System Outage Task Force //
Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada Causes and Recommendations, Canada:
2004, April.
3 Веников В.А., Зеленохат Н.И Некоторые ские возможности управления результирующей устойчиво- стью // Изв АН СССР Энергетика и транспорт 1974 № 1.
практиче-4 Гонник Я.Е., Медведева Л.Н Определение ского угла электропередачи для настройки устройств автома- тической ликвидации асинхронного режима // Электрические станции 2000 № 8.
критиче-5 Патент 2204877 (РФ) С1 МКП Н02Н 3/48 Способ выявления и ликвидации асинхронного режима в электро- энергетической системе устройством автоматики / И.В Яки- мец, В.Г Наровлянский, А.А Налевин, А.Б Ваганов 2003.
6 Патент 2199807 (РФ) С2 МКП H02J 3/24 Способ выявления асинхронного режима / М.А Эдлин, П.Я Кац, А.В Струков 2003.
7 Якимец И.В., Глускин И.З., Наровлянский В.Г ление асинхронного режима энергосистемы на основе изме- рения угла между ЭДС эквивалентных генераторов // Элект- ричество 1996 № 9.
Выяв-8 Зеленохат Н.И., Нгуен Х., Севостьянов А.О ретное управление асинхронным режимом электроэнергети- ческой системы // Вестник МЭИ 2008 № 3.
Диск-9 Файбисович Д.Л Справочник по проектированию электрических сетей М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.
Статья поступила в редакцию 7.04.10.
Trang 11JOURNAL OF SCIENCE & TECHNOLOGY ♣ No 83B - 2011
48
AN ASYNCHRONOUS MODE DISCRETE CONTROL ALGORITHM IN
TWO-MACHINE ELECTRIC POWER SYSTEMS
THUẬT TOÁN ĐIỀU KHIỂN RỜI RẠC CHẾ ĐỘ KHÔNG ĐỒNG BỘ
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN HAI MÁY PHÁT
Nguyen Thi Nguyet Hanh
Hanoi University of Science and Technology
Zelenokhat N I
Moscow Power Engineering Institute, Russia
ABSTRACT
Study on Electric Power System dynamic stability enhancement is becoming an actual problem
In this paper, a discrete algorithm of asynchronous mode (AM) control in Two-machine Electric Power
Systems (EPS) is presented and simulated using Mustang program This is an algorithm for active
power flow controlling on interconnection transmission lines in AM by executing a circuit breaker
close/open cycle To work out “opening/reclosing” criteria and conditions, characteristics of active
power flow, voltage, current and phase angle in AM are analyzed The criteria and conditions in this
algorithm have advantages in compare with other AM control method Firstly, it uses only locally
measured active power, voltage, current and phase angle in switching control distribution substation
Secondly, the time delay is infinitely small Effectiveness of the discrete control algorithm in
re-synchronizing is illustrated through the Mustang program results with an application to a two-area
EPS
TÓM TẮT
Vấn đề nghiên cứu phương pháp tăng cường ổn định động của Hệ thống điện (HTĐ) hợp nhất
ngày càng trở nên cấp thiết Trong bài báo này, thuật toán điều khiển rời rạc chế độ không đồng bộ
trong HTĐ gồm hai HTĐ con được nghiên cứu và mô phỏng trên chương trình tính toán Mustang Đây
là thuật toán điều khiển dòng công suất tác dụng trên đường dây liên kết hệ thống trong chế độ không
đồng bộ bằng cách thực hiện vòng lặp đóng/cắt máy cắt điện (MCĐ) đúng thời điểm để thúc đẩy quá
trình tái đồng bộ HTĐ Vấn đề đặt ra là nghiên cứu các tiêu chuẩn và điều kiện để chọn đúng thời
điểm đóng/cắt MCĐ.Tác giả đã nghiên cứu các đặc tính biến đổi công suất, dòng điện, điện áp, và
góc lệch pha điện áp trong chế độ không đồng bộ nhằm đưa ra các tiêu chuẩn và điều kiện được sử
dụng trong thuật toán Ưu điểm nổi bật của các tiêu chuẩn này so với các phương pháp trước đây là
tín hiệu được đo lường ngay tại trạm biến áp điều khiển và độ trễ thời gian không đáng kể.Tính hiệu
quả trong việc nhanh chóng tái đồng bộ HTĐ của thuật toán điều khiển đã được chứng minh bằng kết
quả mô phỏng trên chương trình Mustang ứng dụng cho sơ đồ hệ thống điện gồm hai hệ thống điện
con
I INTRODUCTION
Nowadays, with the appearance and the
development of large Electric Power Systems
(EPS), the probability of Asynchronous Mode
(AM) and its dangerousness should be
considered carefully
Asynchronous regimes are characterized
by high current, deep voltage decrease in the
electric swing center (ESC) and fluctuations of
active power flow These effects threat to power
equipments and electric consumers
Accompanied by periodic deep voltage
reducing, asynchronous mode can result in
auxiliary source’s decreasing productivity and
interruption in Thermal Power Plants, in losing
electric consumer’s power supply
Consequently, AM may lead to the development of system-wide crash It is therefore necessary to use emergency regime-management in EPS
Generally, AM is permitted, but not expected For a particular situation, AM can be short-term permitted, long-term permitted or prohibited AM usually appears as a result of inadequate dose of Automatic AM Prevention
When AM occurs, Automatic Liquidation
of Asynchronous Regime (ALAR) is used to break an asynchronous EPS into separated synchronous areas This may lead to cut generators out or to reduce their generated
Trang 12JOURNAL OF SCIENCE & TECHNOLOGY ♣ No 83B - 2011
49
active power in the power redundant area, and
disable power supply to a big group of electric
consumer in the power deficient area
To re-synchronize two areas, the method
of switching control, connected through one
transmission line, has been introduced [1]-[3]
In the method, rotor angles from two areas are
measured continuously and transferred to the
switching control substation Then,
asynchronous mode is recognized by using
average rotor angles of each area However,
measuring and comparing area rotor angles are
technically hard in practice Moreover, using
only rotor angle signal to determine switching
moments to try to re-synchronize EPS may face
the low accuracy problem which causes in
degrading the method’s effectiveness
In ALAR, measured impedance string is
commonly used in Russia and East Europe
countries to recognize asynchronous mode in
EPS But this causes a time delay about some
fundamental periods or 0.2 – 0.5s
In this paper, a method to re-synchronize
two asynchronous areas, connected by a
double-circuit transmission line, is presented It
uses the discrete algorithm of active power flow
control to switch circuit breakers in the
transmission line with the aim of making the
re-synchronizing condition simpler
II THE IDEA OF THE AM DISCRETE
CONTROL ALGORITHM
At the steady state of AM, rotor angle’s
periodical changing causes the changing of
voltage, current and active power flow in
transmission lines between two areas
In this paper, the weak connection between
two areas is considered In this case, the active
power flow is small in compare with each
area’s power generating capacity This case
spreads in big EPS In such kind of EPS,
dynamic stability, related to the transmission
line’s limited capability, much depends on the
line parameters, total power generating capacity
and electricity demand in each area, but not the
area’s configuration Consequently, electric
parameters are analyzed in a two-machine EPS
when a steady AM occurs
Suppose that a steady two-frequency AM occurs as a result of losing dynamic stability in
a two-area EPS, but generators in each area still stay in synchronism So the EPS can be performed by an equivalent two-machine EPS
as shown in fig 1
An area ES1 is connected to a distribution substation DS3 through a transformer T1 and a transmission line L1, while DS3 and an area ES2 are connected by a transmission line L2 and a transformer T2
Suppose that load in DS3 is small enough such that it can be neglected ES1 is assumed to be a redundant EPS, in which power generating capacity is greater than load demand Whereas, ES2 is assumed to be a deficient EPS, in which power generating capacity is smaller than its load demand The active power flow direction from ES1 to ES2 at the initial steady state is assumed to be positive
Fig 2 illustrates the voltage changing in
AM between two areas In this mode, the frequency f1 in ES1 is different from frequency
f2 in ES2 So electromotive forceE E11 1, EMF of ES1, rotates fromE E222, EMF of ES2, with slip frequency s determined by (1):
s = ω12 = ω1 - ω2 (1) Phase angle δ12 between E E111 and E E222
changes periodically:
δ12 = δ0 + ω12t (2) With the lossless assumption in AM, δ0 is supposed to be zero Thus, (2) becomes (3):
δ12 = ω12t (3) ES1 T1 DS1 DS3 DS2 T2 ES2
Fig 2 A diagram of voltage changing in AM
The active power flow-phase angle characteristic of AM in mentioned EPS can be built as follows
Trang 13JOURNAL OF SCIENCE & TECHNOLOGY ♣ No 83B - 2011
50
In case of AM, active power flow in the
transmission line can be performed through (4)
PElec=P11 + P12 + PAM (4)
P11- Self component of active power flow
P12 - Mutual component of active power flow
PAM - Asynchronous component of active
power flow
In the first periods of AM, slip frequency
s is small, so PAM is insignificant
comparatively to P12 As load in DS3 is too
small, P11 is comparatively small Therefore,
electrical active power flow in transmission line
can be appropriately performed by P12 as in
The P12-δ12 curve in AM is illustrated in
fig 3 Value of P12 changes as a sinusoidal
curve and periodically switches from positive to
negative when δ12 is equal to π P12 approaches
the maximal value at π/2 and the minimal value
at 3π/2
Fig 3 The P 12 -δ 12 curve in case of AM
When 0 < δ12 < π, active power P12 flows
from redundant ES1 to deficient ES2 which
increases deceleration area and encourages
approaching equal area criterion When π < δ12
< 2π, active power P12 flows from deficient ES2
to redundant ES1 which increases acceleration
area and discourages from approaching equal
area criterion
So, a control method of AM to transfer
the greatest quantity of active power from
redundant ES1 to deficient ES2 is needed to
encourage re-synchronizing EPS
In this paper, the discrete control method
of circuit breakers regime is applied to
disconnect ES1 and ES2 when the sign of P12
changes from positive to negative and reconnect
them when phase angle δ12 between voltages 1
U1
U1 and U U22, measured in two opened contacts
of the controlled circuit breaker, approaches
1 2
E1 E E2 E (6) From this assumption, the current flowing from ES1 to ES2 can be achieved through (7)
1 2 12
2sin2
XΣ in (7) is the sum reactance between E1
and E2 and is determined by (8)
X¦ X X X X X X (8)
Fig 4 The current–phase angle curve in AM
Current module in AM changes periodically with half-sinusoidal curve and approaches the maximum value when phase angle δ12 is equal to π as shown in fig 4
Voltage modules E1, E2, U1, U2 and U3 in
AM are presented in Fig 5 E1 and E2 are assumed to be constant But U1, U2 and U3
change significantly and approach the maximum of E when δ12 is equal to zero They also get the minimum when δ12 reaches the value of π U3min depends on the DS3 position and can be as low as zero in ESC as in fig 2
I 12
δ, grad
Trang 14JOURNAL OF SCIENCE & TECHNOLOGY ♣ No 83B - 2011
51
The nearer DS3 to ESC, the lower U3min in AM
is
Fig 5 The voltage–phase angle curve in AM
IV A DISCRETE CONTROL
ALGORITHM OF CIRCUIT BREAKER
REGIMES IN AM
To implement the active power flow
discrete control algorithm on the transmission
line in AM, in this Section, the criteria and
conditions to identify close/open moments of
controlling circuit breaker in the transmission
line are established base on above-analyzed P,
U and I characteristics
The opening criterion, which determines
the moment to open the current breaker on
transmission line, is performed from (9)
Where ε is a pick-up infinitely small
positive value
When (9) is realized, P12 sign changes
from positive to negative This means it
changes the direction In this case, the moment
for opening the current breaker can be achieved
if the following auxiliary conditions are true:
The reclosing criterion, which helps to
choose the moment to reclose the current
breaker on transmission line, is performed from
(11)
close
CB p
G dG (11) WhereGCB is the absolute of the phase
angle between U U11 1 and U U22, measured in two
opened contacts of the controlling circuit breaker; and close
p
G gets the pick-up infinitely small positive value
From (11), δ12 is approximately 3600 Therefore, if (11) occurs and (12) is true, the present breaker can be reclosed
After some cycles using the discrete control algorithm, if AM stays still the algorithm should separate the asynchronous EPS into synchronous areas
V SIMULATION RESULTS
This Section applies the discrete control algorithm of circuit breaker regime to a two-area EPS using Mustang program This EPS contains two areas ES1 and ES2, which are interconnected by a 500kV double-circuit interconnection transmission line with the length of 994km ES1 contains three equivalent Power Plants G1, G2, G3 with their loads and LdG1, LdG2, LdG3, which are connected to a 500kV substation Sub1 with load LdS1 ES2 contains two equivalent Power Plants G4, G5 with loads LdG4, LdG5, which are connected to
a 500kV substation, Sub2, with load LdS2
Sub1 and Sub2 are connected by two parallel 500kV transmission lines, L1, L2, L3, L4, with
a 500kV distributed substation, Sub3, with local load LdS3
At the initial steady state, an amount of
1650 MW active power flows from Sub1 to Sub3, and another amount of 1320 MW active power flows from Sub3 to Sub2
Trang 15JOURNAL OF SCIENCE & TECHNOLOGY ♣ No 83B - 2011
52
Fig 6 The two-area EPS
Suppose that a three-phase short-circuit
occurs on L1, which is excluded by a relay in
0.3s After that, an AM occurs in the other
working lines (L2, L3, and L4) The AM
characteristics are illustrated in fig 7, 8, and 9
Fig 7 The transient power-time characteristic
P 32 - the total active power flowing from Sub3 to
Sub2
Fig 8 The transient voltage-time
characteristic U 3 - voltage module at Sub3
After excluding the short-circuit by
disconnecting L1, the discrete control algorithm
recognizes AM and starts controlling regime of
circuit breaker in L3, L4 using the following
Where P32 and I32 are active power and current from Sub3 to Sub2; U3 is the voltage module at Sub3
Reclosing criterion and condition:
t, s
-400 0 400 800 1200 1600
t, s
0 100 200 300 400 500
t, s
Trang 16JOURNAL OF SCIENCE & TECHNOLOGY ♣ No 83B - 2011
53
Fig 12 The transient current - time
characteristic, I 32 (t)
Applying discrete control algorithm of
circuit breakers regime, VEPS can be
re-synchronized after about 4 asynchronous
cycles, and it takes approximately 7s The
transient characteristics of P32, U3 and I32 in the
re-synchronizing process using the discrete
control algorithm are presented in fig.10, 11, and 12
VI CONCLUSIONS
In conclusion, a discrete control algorithm of circuit breaker regime to re-synchronize a two-frequency asynchronous two-machine EPS has worked out All the mentioned criteria and conditions require only local measured signals at the controlling substation Therefore, new expensive equipments are not the requirements The proposed method is highly applicable with the existed circuit breakers and measuring equipments a long with a digital relay which has the discrete control algorithm Effectiveness
of the proposed algorithm in re-synchronizing
is clearly proved by the experiment This algorithm for AM is recommended to be further analyzed for applying to VEPS
3 Hiroshi Okamoto, Naoki Kobayashi, Yasuyki Tada, Takeshi Yamada, Yasuji Sekine; A method of
stability enhancement using switching control in weakly interconnected power systems; 13th PSCC
in Trondheim, 1999
Author’s address: Nguyen Thi Nguyet Hanh-Tel: (+84)1669.659.822
Hanoi University of Science and Technology
No 1, Dai Co Viet Str., Ha Noi, Viet Nam
Trang 17Bộ môn Hệ thống điện - Đại học Bách Khoa Hà Nội 311
Trang 18Bộ môn Hệ thống điện - Đại học Bách Khoa Hà Nội 312
Trang 19Bộ môn Hệ thống điện - Đại học Bách Khoa Hà Nội 313
Trang 20Bộ môn Hệ thống điện - Đại học Bách Khoa Hà Nội 314
Trang 211
DISTRIBUTED GENERATIONS OPTIMIZATION WITH
MULTI-OBJECTIVE INDEX USING PARTICLE SWAM OPTIMIZATION
SỬ DỤNG LÝ THUYẾT TỐI ƯU BẦY ĐÀN THÍCH NGHI THEO TRỌNG SỐ
ĐỂ TỐI ƯU NGUỒN PHÂN TÁN VỚI HÀM ĐA MỤC TIÊU
Nguyen Anh Dung, La Minh Khanh
Hanoi University of Science and Technology
ABSTRACT
This paper is aimed to study the optimization of distribution power network with distributed
generators The Adaptive Weight Particle Swam Optimization (APSO) is proposed to find optimal size
and placement of distributed generations (DGs), using multi-objective index method The multi-
objective index (MOI) includes real power loss, reactive power loss, voltage profile, load current and
DGs capacity MOI is maximized on four types of DGs including DGs supplying real power only, DGs
supplying reactive power only, DGs supplying real power and consuming reactive power and DGs
supplying both real and reactive power The result shows the optimal size and placement on the
standard IEEE 33-bus radial distribution power system with cases of single DG and multi DG
penetrated on
Index Terms - Distributed generation, multi objective index, adaptive weight particle swarm
optimization
TÓM TẮT
Bài báo đã sử dụng thuật toán tối ưu bầy đàn thích nghi theo trọng số (APSO) nhằm mục đích tối ưu
hóa công suất và vị trí đặt của các nguồn điện phân tán (DGs) trong lưới điện phân phối dựa trên cơ
sở sử dụng hàm số đa mục tiêu Hàm đa mục tiêu (MOI) được ứng dụng trong bài báo bao gồm các
mục tiêu về tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng, đảm bảo điện áp trên các nút,
dòng tải trên đường dây và công suất của các nguồn phân tán Thuật toán APSO được ứng dụng để tối
đa hóa hệ số đa mục tiêu áp dụng cho các dạng nguồn phân tán khác nhau Các tính toán minh họa
trong bài báo sử dụng lưới điện phân phối tiêu chuẩn 33 nút được thực hiện với các trường hợp có
một nguồn phân tán và nhiều nguồn phân tán đấu nối vào hệ thống lưới điện phân phối Các kết quả
cho thấy dung lượng và vị trí tối ưu của nguồn điện phân tán trong mỗi trường hợp
Từ khóa – Nguồn điện phân tán, các hàm số đa mục tiêu, thuật toán tối ưu hóa bầy đàn thích nghi theo
P : power load in system
n : number of particles in a group,
m : number of members in a particle
k
i
s : current position of agent I at iteration k
k i
v : current velocity of agent I at iteration k
1
k i
v : modified velocity of agent i pbesti : pbest of agent i
gbesti : gest of the group
ωi : weight function for velocity of agent i
ci : weight coefficients for each term
Ilp : real power loss index Ilq : reactive power loss index IVD : voltage profile index
IC : current capacity index
IP : DG’s capacity index
Trang 222
II INTRODUCTION
concerned with the trend of power sector in
current years Due to their advantages, DGs
play more and more important roles in power
sector, particularly in deregulation market [1]
DGs include the small generation (less than
10MW) and have many advantages
effectiveness on size and scale for operation,
overall efficiency, power loss and voltage
profile [2, 3]
In this paper, DGs were considered in four
categories such as:
Type 1: DG generate real power only (P
only)
Type 2: DG generate both real and
reactive power (PQ).In this paper, the
power factor of DG fixed equal to 0.95
Type 3: DG generates real power and
consumed reactive power (P consume
Q) In this case, the reactive power was
calculated by an equation :
Qg = - (0.5+0.04×Pg2) [12]
Type 4: DG generated reactive power
only (Q only)
III PROBLEM FORMULATION
Multi-objective index were introduced by
Luis F Ochoa in [10] The multi objective
index method concerns many indices of a
power system that affected by distributed
generation and weight them to unity when
decide the best placement of distributed
generation
The objective function is
Max IMO = w1ILp + w2ILq + w3 IVD + w4 IC
0 Losses Re
k Losses Re
k Losses Im 1 k q
1 i o node V
k i V o node V max 1 k IVD
1
1
V m
1
i
N V
(4)
NL
m m CC
k m I k
IC
1
max 1
1
m 1
m
N
k m I
(5)
l P
k P k
IV PARTICLE SWARM OPTIMIZATION
There are many researchers have suggested different modified versions of the PSO One of those is Adaptive Weight Particle Swarm Optimization (APSO) that introduced in [11, 12]
This modification can be represented by the concept of velocity Velocity of each agent can
be modified by the following equation:
k id s d gbest rand 2 c k id s id pbest rand 1 c k id v ω 1 k id
(7) Using the above equation, a certain velocity,
which gradually gets close to pbest and gbest
values, can be calculated The current position (searching point in the solution space) can be modified by the following equation:
m d
n i
k id v k id s k id s
, , 2 , 1
, , , 2 , 1 , 1 1
1 1 1
v s
1
(8)
The weight function is calculated by
k max k min ω max ω max ω k
ω ω ω ω (9)
Trang 233
V SIMULATION RESULTS
An IEEE 33-bus test case has been used for the
simulation In this case, the total load of 33
buses - 32 sections radial system is 3.72 MW
and 2.3 MVAr The buses are renumbered as
per the requirement of the problem The real
power loss in the system is 221.4346 kW while
the reactive power loss is 150.1784 kVAr (fig
17 18
19 20
21 22
23
Figure 1 The 33-bus radial distribution system
A SINGLE DISTRIBUTED GENERATION
PENETRATED ON A DISTRIBUTION
SYSTEM
In case when single DG penetrated on a
distribution system, each type of DG was
installed in a distribution system in both case of
multi objective index to optimal size and
location of DG
The table below show the results when we
consider only on four effects of DG on a
distribution system such as real power loss,
reactive power loss, voltage profile and current
capacity
Table 2 Optimal size and placement of single DG
when using multi objective index without capacity
The optimal placements are same with DG type
1, type 3 and type 4 The IMO values of four
type of DG respectively are 0.408; 0.421;
0.566; 0.686 The highest value of IMO refers
to the case when DG makes better effects on a
distribution system consider to real and reactive power loss, voltage profile and current capacity
The real power loss and reactive power loss reduction as voltage profile increasing respectively increase follow this position of types of DG The ILp and ILq value mean that the real power loss reducing and reactive power loss reducing compare with origin power loss without DG penetrate
The higher capacity means that the capital cost
of DG is higher As the result, the capacity of
DG need to be considered in combination with the benefit of DG such as power loss reduction, current capacity or voltage profile at weakness node in a system when optimal size of DG
Table 3 Optimal size and placement of single DG when using multi objective index with capacity index
DG Type DG size Bus IVD IC ILp ILq IP
In this case when consider DG’s capacity index, the power loss and the current capacity index less than case without consider IP However, the capacity of DG need to meet maximum IMO value is smaller than case in which not consider DG’s capacity index The capacities of
DG respectively are equal to 62.47%; 51.39%;
58.22% and 70.48% of total real power load (or reactive power load in case when DG supply reactive power only)
Trang 244
B MULTI DISTRIBUTED GENERATIONS
PENETRATED ON A DISTRIBUTION
SYSTEM
Table 4 Optimal size and placement of single DG
when using multi objective index without DG’s
In case when multi DG penetrated on a
distribution system, both two case of multi
objective were considered, in which two DGs
of each category will be choice to calculate
The result in case consider without IP index
showed on the table 4 The IMO value meets
the highest value in DG type 2, and lowest
value in DG type 3 In addition, the DG type 2
give the highest value of ILp and ILq while DG
type 3 give lowest value of ILp and ILq
Figure 2 Total DG’s capacity in both cases when
consider DG’s capacity index (IP) and do not
PQ
without IP with IPThis figure shows the changing of total capacity
of two DG in both case consider without DG’s
capacity index and with DG’s capacity index
The total DG’s capacity in case without DG’s
capacity index higher than the total capacity of
DG in case consider with DG’s capacity index
Figure 3 Real power loss in both cases when
consider DG’s capacity index (IP) and do not
consider IP
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
consume Q
PQ
Without IP With IPThe figure above show the real power loss in four categories of DG in both case: consider with IP index and without IP index According
to the results, the real power loss in case consider IP higher than case in which consider only on power loss, voltage profile and current capacity
Table 5 Optimal size and placement of single DG when using multi objective index with DG’s capacity index
DG Type DG size
(MW &MVAr) Bus IMO
Ploss (kW)
Qloss (kVAr)
P only 0.5786 1.3310 29 20 0.633 94.20 65.06
Q only 1.0453 0.3285 22 19 0.496 150.644 102.43
P consume
Q
1.8896 -0.73
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00
consume Q
Trang 255
the highest value of current in a system is
lowest value and the lowest voltage value in a
system (refer to the weakness bus) is highest
value among four types of DG
In brief, we can list the position of DG that
gives much benefits on a distribution system,
The arrangement respectively are DG generate
real power and consumes reactive power; DG
generate reactive power; DG generate real
power only and DG generate both real and
reactive power These benefits include real
power loss reduction, reactive power loss
reduction, voltage profile, current capacity and
DG’s capacity
Distributed Generations (DGs) plays significant
roles in distribution power systems currently
While the electricity is generated very near
where it is used, DGs have many impacts on
the locally controlled parameters such as energy
loss, voltage profile, current capacity In this
paper, Multi Objective Index (MOI) are used to
consider all these effects when optimal size and
placement of DG by Adaptive Weight Particle
Swam Optimization In addition, when DG
penetrated on a distribution system, the benefit
of DG depends on the capital cost of DG when
compare with power loss or voltage profile For
this reason, the DG’s capacity index (IP)
introduced for optimal size and placement is
proposed to optimal impacts of DG on reduce
power loss, voltage profile and current capacity
with DG’s capacity As the result on 33-bus
distribution system, the optimal size in case
with IP index smaller than case without IP
Moreover, in both two case, the type of DG
gives more benefits on a distribution system
respectively are DG generate real power and
consumes reactive power; DG generate reactive
power; DG generate real power only and DG
generate both real and reactive power
In conclusion, optimal distributed generation
need to review such as not only power loss,
voltage profile, current capacity but also DG’s
capacity to figure out the comprehensive
impacts of DG on a distribution system
[1] W El-Khattanm and M.M.A.Salama,
“Distributed generation technologies, definitions and benefits”, Electric Power
System Research 71, 119-128, 2004 [2] Pathomthat Chiradeja and R Ramakumar
“An Approach to quantify the technical benefits
of Distributed generation”, IEEE Transactions
on energy conversion, Vol 19, No4, December
2004 [3] Phanikrishna Gomato, Ward Jewell
“Feasibility evaluation on Distributed energy generation and storage for cost and realiability using the ‘worth factor’ criteria ”, 2002
Frontiers of power conference
[4] P Chiradeja, “Benefit of distributed generation: A line losses reduction analysis”,
IEEE/Press transmission and distribution Conference and exhibition, 2005
[5] Víctor H MéndezQuezada, “Assessment of energy distribution losses for increasing penetration of distributed generation”, IEEE
transaction on power system, Vol 21, No 2, May 2006
[6] Roger C Dugan, “Electrical Power System Quality”, McGraw Hill, 2002, p373 – 395 [7] Thomas Gallery, “Impact of distributed generation on distribution network protection”,
source: http://www.esbi.ie [8] Wichit Krueasuk, Weerakorn Ongsakul,
“Optimal Placement of Distributed Generation Using Particle Swarm Optimization”, from
www.itee.uq.edu.au
[9] G.Celli, F.Pilo, ”Optimal Distributed Generation Allocation in MV Distribution Networks”, 22nd IEEE Power Engineering
Society International Conference, pp 81-86,
2001
[10] Luis F Ochoa, “Evaluating distributed generation Impacts with a multi objective Index”, IEEE transaction on power delivery,
Vol 21, No 3, July 2006
[11] James Kennedy, Russell Eberhart,
“Particle Swarm Optimization”, Proc IEEE
Int'l Conf on Neural Networks (Perth, Australia), IEEE Service Center, Piscataway,
NJ, IV:1942-1948
[12] Y.Shi, C Eberhart, “Particle Swarm Optimization: Developments, Applications and Resources”, Proc IEEE Int Conf Evolutionary
Computation, vol 1, 2001, pp 81–86
Trang 26PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHỨC TẠP THEO
Trong vận hành thực tế hệ thống điện (HTĐ) rất cần thiết đánh giá và theo dõi
mức độ ổn định Với các HTĐ có sơ đồ phức tạp, việc đưa ra các chỉ tiêu và đánh giá
mức độ ổn định là rất khó khăn Bài báo trình bầy phương pháp tính toán nhanh chế độ
giới hạn ổn định của HTĐ phức tạp Trên cơ sở đó đề xuất một số chỉ tiêu chung, đánh
giá mức độ ổn định cho HTĐ
ABSTRACT
In the real power system operation, there is always a necessity to observe and
estimate the system stability But it is difficult to present the criteria and evaluate the
stability measure for large electric power systems with complicate structure This paper
presents a quick calculation method to determine the stable limit state of a large power
system From that base the paper also introduces general criteria to estimate the
stability measure of an electric power system
1 ĐẶT VẤN ĐỀ
Tính toán, phân tích các đặc trưng ổn
định là một trong những nội dung trọng yếu
khi thiết kế và vận hành hệ thống điện
(HTĐ), đặc biệt đối với các HTĐ phức tạp
có các tổ máy công suất lớn, làm việc với
các đường dây dài điện áp siêu cao Với mỗi
trạng thái vận hành, ngoài việc xác định hệ
thống có ổn định hay không, còn cần đánh
giá được mức độ ổn định (theo nghĩa vận
hành an toàn, tin cậy) Đó là vì, luôn có các
biến động thông số trong HTĐ, ngay cả
trong điều kiện làm việc bình thường
Đối với các HTĐ có sơ đồ đơn giản,
hai nội dung trên có thể thực hiện đồng thời,
đó là vì từ biểu thức xác định điều kiện ổn
định cũng tính được các thông số giới hạn
[1] Với HTĐ phức tạp, rất khó đưa ra các
chỉ tiêu chung cũng như cách tính toán mức
độ ổn định hệ thống, ngay cả với một trạng
thái khảo sát hoàn toàn xác định Một số chỉ
số hay dùng như chỉ số sụt áp (L-indicator
[2]), hệ số độ nhạy (Linear ananlysis [3])
tỏ ra rất kém hiệu quả, do khối lượng tính toán lớn và phải xem xét hàng loạt chỉ số
Trong bài báo này đề xuất một số chỉ tiêu tổng hợp đánh giá mức độ ổn định của HTĐ phức tạp Cơ sở của phương pháp là tiêu chuẩn mất ổn định phi chu kỳ [4] và chương trình tính toán xác định nhanh chế độ giới hạn ổn định
2 CƠ SỞ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH CHẾ ĐỘ GIỚI HẠN ỔN ĐỊNH
Hệ thống điện mang đặc trưng phi tuyến, tuy nhiên khi nghiên cứu ổn định với các kích động bé (small signal stability) có thể áp dụng phương pháp xấp xỉ bậc nhất của Lyapunov [5] Giả thiết sau khi thiết lập
hệ phương trình vi phân quá trình quá độ (QTQĐ) và tuyến tính hóa xung quanh điểm cân bằng có thể nhận được phương trình đặc trưng (PTĐT) ở dạng:
D(p) = a0pn + a1pn-1 + + an-1p + an
Trang 27=
n
m
m n
mp a
hiệu là k , k 1 , n ) Tiêu chuẩn Hurwitz
phát biểu như sau: hệ thống sẽ ổn định nếu
tất cả các hệ số của PTĐT và các định thức
Hurwitz đều mang dấu dương
Về bản chất, tiêu chuẩn Hurwitz là
các điều kiện cho phép kiểm tra dấu của
nghiệm PTĐT Nếu tất cả các tiêu chuẩn
Hurwitz đều thỏa mãn thì mọi nghiệm của
Giả thiết HTĐ đang ở chế độ làm
việc ổn định, khi đó theo tiêu chuẩn Hurwitz
đổi dấu, tương ứng với phần thực một
nghiệm nào đó của PTĐT đổi dấu từ âm
sang dương Hurwitz đã chứng minh rằng sự
đổi dấu đầu tiên xảy ra tương ứng với dấu
của định thức cấp n
Vì n det( d H ) an n11, nên n đổi dấu
tương đương với an hoặc n-1 đổi dấu
Giả sử phương trình đặc trưng (1) có
các nghiệm là p1, p2,…, pn, trong đó các
nghiệm p1,…,p2k là nghiệm phức, các
nghiệm p2k+1,…,pn là nghiệm thực Khi đó
(1) có thể được biểu diễn dưới dạng:
D(p) = a0 (p-p1) (p-p2)… (p-pn) = 0
Dễ dàng tính được số hạng tự do:
an = (-1)n a0.p1.p2 …pn
Ký hiệu các nghiệm phức của PTĐT:
an = (-1)na0( 1+j 1)( 1-j 1)( 2+j 2)( 2-j 2)
… ( k+j k) ( k-j k) p2k+1 p2k+2…pn hay an = (-1)na0 ( 12+ 12) ( 22+ 22)…
n
k i 1 k ,
k i 1
n 0 2 ) 1 n ( n
1
n ( 1 ) a ( p p ) (3)
Trong đó, pi, pk là các nghiệm phức của PTĐT Theo (3), định thức n-1 chỉ đổi dấu khi tổng phần thực của 2 nghiệm phức nào
đó có giá trị dương (nghĩa là đổi dấu phần thực của nghiệm phức)
Như vậy, nếu hệ thống mất ổn định theo dạng phi chu kỳ, tức xuất hiện một nghiệm thực dương, thì sự đổi dấu sẽ phải xảy ra ở hệ số an Nếu hệ thống mất ổn định theo dạng chu kỳ, tức xuất hiện một nghiệm phức có phần thực dương, thì sự đổi dấu sẽ xảy ra ở định thức n-1
Mặt khác, khi nghiên cứu cấu trúc hệ thống phương trình vi phân chuyển động quá
độ của HTĐ, П С Жданов [4] đã nhận thấy, mất ổn định dạng chu kỳ và mất ổn định dạng phi chu kỳ trong HTĐ, về cơ bản xảy ra do các nguyên nhân khác nhau Nếu
hệ thống bị mất ổn định do các thông số chế
độ thì QTQĐ có dạng phi chu kỳ Nếu do các thông số của thiết bị tự động điều chỉnh gây ra thì mất ổn định có dạng chu kỳ (khi chỉnh định sai, làm phát sinh dao động tự kích) Như vậy, nếu đã giả thiết các bộ tự động điều chỉnh đang làm việc tốt (chế độ đang vận hành) thì mất ổn định xảy ra đối
Trang 28với HTĐ luôn chỉ ở dạng phi chu kỳ và chỉ
cần xét điều kiện an > 0 là đủ Phương pháp
này đơn giản hơn nhiều so với các phương
pháp xét đầy đủ các tiêu chuẩn Hurwitz hoặc
trực tiếp tính nghiệm của PTĐT
3 XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH
TOÁN XÁC ĐỊNH CHẾ ĐỘ GIỚI HẠN ỔN
ĐỊNH CỦA HTĐ
Một đặc điểm thuận lợi của việc tính
toán ổn định HTĐ theo tiêu chuẩn mất ổn
định phi chu kỳ đó là sự đồng nhất giữa trị
số của hệ số an với định thức Jacobi của hệ
này có thể thiết lập chức năng tính toán giới
hạn ổn định ngay trong chương trình tính
toán CĐXL Trong các chương trình này,
thường phải thiết lập ma trận Jacobi cho mỗi
bước tính lặp Nếu ở bước cuối cùng ta tính
thêm định thức của ma trân Jacobi (tức giá trị hệ số an) thì có thể phán đoán được đặc tính ổn định của HTĐ ở chế độ đang tính toán Thay đổi thông số, với thuật toán lặp thích hợp có thể xác định được trị số giới hạn ổn định (phép lặp ngoài)
Trên hình 1 mô tả chu trình lặp ngoài để xác định chế độ giới hạn ổn định, trong đó chương trình tính toán phân tích CĐXL được thu gọn thành một khối Các thông tin của khối này đưa ra (nhờ tính thêm dấu của định thức Jacobi) tương ứng với 3 trường hợp:
A - Định thức Jacobi có dấu dương, điểm làm việc của hệ thống nằm trong miền ổn định
B - Định thức Jacobi có dấu âm, điểm làm việc nằm bên ngoài miền ổn định
C - Phép lặp không hội tụ, điểm làm việc nằm sát giới hạn ổn định
Gán điểm xuất phát
Tiến 1 bước (như bước trước)
Lùi 1/2 bước (so với bước trước)
Khoảng cách
đủ nhỏ (giữa
2 bước lặp)
In điểm giới hạn tìm được
Tính CĐXL và kiểm tra dấu định thức Jacobi ở bước cuối (nếu hội tụ)
Kết thúc
1
Đủ số điểm cần tính trên giới hạn
1
0
0
Hình 1
Trang 29Về lý thuyết, trường hợp đầu cần tiến thêm
một bước trên con đường đi tìm giới hạn,
trường hợp sau cần lùi về nửa bước (so với
bước trước), còn trường hợp cuối có thể in
kết quả Tuy nhiên, do phép lặp không hội
tụ, không biết dấu của định thức Jacobi nên
vẫn cần lùi nửa bước cho đến khi chế độ hội
tụ Điểm xuất phát của bước lặp ngoài và
hướng đi tiếp theo tùy thuộc vào các "kịch
bản" tìm giới hạn ổn định của người sử dụng
giả thiết [3]
Thuật toán trên đã được áp dụng để xây
dựng chương trình tìm chế độ giới hạn ổn
định HTĐ theo những kịch bản khác nhau,
cũng đã được ghép vào như một chức năng
bổ sung của chương trình tính toán CĐXL
của bộ môn Hệ thống điện trường ĐHBK Hà
Nội
4 ĐÁNH GIÁ MỨC ĐỘ ỔN ĐỊNH CỦA
HTĐ PHỨC TẠP THEO CÁC CHỈ SỐ ỔN
AN TOÀN
Tính toán được chế độ giới hạn là
bước cơ bản để đánh giá mức độ ổn định của
HTĐ phức tạp Ưu điểm của việc áp dụng
chương trình là có thể tính toán cho hệ thống
với cấu trúc bất kỳ, theo những kịch bản
biến thiên thông số hoàn toàn tùy chọn Vì
thế có thể đưa ra các chỉ tiêu đánh giá tổng
hợp cũng như các chỉ tiêu riêng khác nhau
xác định mức độ ổn định hệ thống
1 Hệ số dự trữ ổn định theo kịch bản điển
hình
Xét HTĐ đang làm việc với phụ tải
tổng là P0Σ Giả thiết tăng đồng thời phụ tải
các nút (cùng tỉ lệ), công suất các máy phát
tăng theo hệ số điều chỉnh tĩnh, tìm được chế
độ giới hạn tương ứng với PghΣ Hệ số dự trữ
được tính là:
P
P P k
0
0 gh dt 1
P P
2 Hệ số dự trữ theo kịch bản quan tâm
Làm thay đổi thông số tương ứng với khả
năng chuyển đổi phương thức vận hành (có
thể đồng thời nhiều thông số) Tính hệ số dự trữ theo thông số quan tâm:
%100P
PPk
0 i
0 i gh i dt 2
PP
Trong đó Pigh là trị số công suất truyền tải giới hạn cần quan tâm
3 Chỉ số ổn định điện áp nút Tương ứng với kịch bản điển hình, chỉ số ổn định điện áp nút i tính theo công thức sau:
%100U
UUk
0 i
0 i gh i i U
UU
ổn định cao nếu điểm trạng thái hiện hành nằm xa đường giới hạn Miền ổn định còn thể hiện thông tin khác nhau như: cho biết hướng biến thiên nguy hiểm của thông số, giới hạn phát triển phụ tải nút
5 MỘT SỐ KẾT QUẢ PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH HTĐ VIỆT NAM
Các kết quả lý thuyết và xây dựng chương trình đã được áp dụng tính toán cho HTĐ Việt Nam Với các thông số chế độ vận hành điển hình mùa mưa năm 2005 (lấy theo
TT Điều độ HTĐ Quốc gia), hệ thống có tổng công suất phụ tải là: P vh = 10221 MW
Chương trình cho phép xác định rất nhanh (<2sec) chế độ giới hạn ổn định (theo kịch bản điển hình) công suất giới hạn P gh =
11744 MW Như vậy hệ số dự trữ ổn định:
% 9 , 14
% 100 10221
10221 11744
1 1
1
K
Giới hạn này thấp hơn quy chuẩn áp dụng ở HTĐ nhiều nước (≥20%)
Trang 30là các nút "yếu" về phương diện ổn định điện
áp Theo sơ đồ, các nút trên thuộc khu vực
lưới Ninh Bình, Nam Định, Thái Bình và
khu vực Huế, Đồng Hới Các khu vực này xa nguồn và xa đường dây siêu cao áp 500 kV
Trong bảng còn thể hiện trị số điện áp nút trước khi hệ thống mất ổn định
Bảng 1 Chỉ số ổn định điện áp các nút phụ tải của sơ đồ HTĐ Việt Nam
Như vậy, chỉ số ổn định điện áp có
thể được dùng như một thông tin quan trọng
để đánh giá mức độ ổn định của các nút tải
Có thể sử dụng thông tin này để lựa chọn vị
trí áp dụng các biện pháp nâng cao ổn định
hệ thống Trong nội dung nghiên cứu, cũng
đã giả thiết đặt SVC công suất 300 MVAr
vào nút 304 (nằm giữa các nút yếu từ 301
đến 307) Kết quả tính cho thấy, hệ số dự trữ
ổn định hệ thống tăng từ 14,9% lên 16,5%
Đường cong biến thiên điện áp của nút này
và các nút lân cận được cải thiện rõ rệt
Nhằm cải thiện ổn định điện áp các nút từ 222-227 (khu vực Nam Định, Thái bình), đã giả thiết đặt thêm SVC 200 MVAr vào nút
226 Kết quả tính cho thấy hệ số dự trữ ổn định toàn hệ thống tăng đến 17,1%
Trang 316 KẾT LUẬN
1 Trên cơ sở tiêu chuẩn mất ổn định phi chu
kỳ có thể tạo ra thuật toán để xây dựng
chương trình xác định nhanh chế độ giới hạn
ổn định của HTĐ có cấu trúc phức tạp bất
kỳ Chương trình không những cho phép tìm
được giới hạn ổn định theo các kịch bản
khác nhau, mà còn cho ra nhiều kết quả có
hữu ích để phân tích các đặc trưng ổn định
của HTĐ phức tạp
2 Các chỉ số ổn định đưa ra trên cơ sở tính
toán phân tích chế độ giới hạn bằng chương
trình rất thuận tiện áp dụng để đánh giá mức
độ ổn định của HTĐ Từ đó có thể áp dụng các biện pháp và phương tiện hiệu quả nâng cao ổn định cho hệ thống
3 Các kết quả bước đầu đánh giá ổn định HTĐ Việt Nam cho thấy, hệ thống có mức
độ ổn định thấp, có những khâu yếu đáng quan tâm Cần có những tính toán cụ thể và
áp dụng biện pháp hiệu quả, nâng cao độ tin cậy ổn định cho toàn hệ thống
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1 Веников В.А Переходные электромеханические процессы в электрических системаx
Выcшая школа, Москва, 1981
2 P Kessel, H Glavitsch Estimating the Voltage Stability of a Power System IEEE Trans on
Power Delivery, vol PWRD-1, No.3, July 1986, pp 346-354
3 Kundur P Power System Stability and Control McGraw-Hill, Inc 1993
4 Жданов П.С Устойчивсть электрических систем Ленинград, 1948
5 A M Lyapunov Stability of Motion English translaton, Academic Press, Inc., 1967
6 L.Z Racz, B Bokay Power System Stability Budapest 1988
7 Идельчик В.И Расчеты установившихся режимов электрических систем Энергия,
Москва, 1977
Trang 321
MỘT PHƯƠNG PHÁP XÂY DỰNG ĐỒ THỊ PHỤ TẢI CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI VIỆT NAM
AN APPROACH FOR ESTABLISHING THE LOAD DURATION CURVES IN VIETNAM
ELECTRIC POWER DISRTIBUTION NETWORKS
Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội Viện Năng lượng Việt Nam
TÓM TẮT
Đồ thị phụ tải là một trong những dữ liệu cần thiết phục vụ cho các tính toán tối ưu hoá, quy
hoạch và thiết kế lưới điện phân phối Đặc biệt là cho các bài toán yêu cầu xác định tổn thất
điện năng như bài toán bù kinh tế công suất phản kháng, tính toán so sánh kinh tế kỹ thuật các
phương án thiết kế lưới điện Thông thường do không có dữ liệu về đồ thị công suất phụ tải,
các tính toán này thường được thực hiện gần đúng bằng cách sử dụng một số công thức kinh
nghiệm của nước ngoài Bài báo trình bày một quy trình cho phép xây dựng đồ thị phụ tải của
lưới điện phân phối Việt Nam dựa trên cơ sở số liệu thống kê về điện năng tiêu thụ của các
thành phần phụ tải và đồ thị điển hình của mỗi thành phần tương ứng Kết quả cho phép xác
định các đặc trưng về công suất tiêu thụ của phụ tải trong lưới điện phân phối toàn Việt Nam
cũng như tính toán các hệ số tổn thất tương ứng trong lưới điện phân phối
ABSTRACT
The load duration curves of power distribution networks are necessary data for optimal
operating, planning and designing electric power networks It is essential for the problems which
require the energy loss calculations, such as reactive power compensation or economical
comparison of designed networks… Normally due to the lack of load duration curves data,
these problems are solved by using approximately hour-loss coefficient This paper presents an
approach for establishing the load duration curves, based on the collective data from consumed
energy of participated loads in Vietnam electric power distribution networks The results allow
determination of power-consumed characteristics in different distribution networks of Vietnam,
as well as calculation of the equivalent hour-loss coefficients
Từ khoá: điện năng tiêu thụ, đồ thị phụ tải, lưới điện phân phối, thành phần phụ tải
1 ĐẶT VẤN ĐỀ
Nghiên cứu phụ tải, đặc biệt là xây dựng
được đồ thị phụ tải là một trong những yêu
cầu quan trọng trong việc nghiên cứu phát
triển lưới phân phối điện, là cơ sở cho việc
lập kế hoạch vận hành hệ thống điện, tính
toán dự báo phụ tải điện sử dụng trong quy
hoạch phát triển hệ thống điện, xây dựng
chương trình quản lý nhu cầu điện
Kết quả nghiên cứu phụ tải có thể sử dụng
cho một số bài toán như tối ưu hóa vận hành
lưới điện, quy hoạch thiết kế lưới điện, xây
dựng biểu giá điện…, đặc biệt là các bài
toán yêu cầu xác định tổn thất điện năng kỹ
thuật trong lưới phân phối điện
Do không có thông tin về đồ thị phụ tải của
lưới phân phối, các tính toán xác định tổn
thất điện năng kỹ thuật thường được tính
gần đúng theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ Hiện nay, theo hướng dẫn của EVN đối với các đơn vị điện lực nhằm tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối [5], công thức kinh nghiệm được sử dụng là:
τ = (0,124+Tmax×10-4)2×8760 (1) Trong đó thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax là đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải, được lấy từ số liệu điện năng tiêu thụ A và công suất phụ tải cực đại trong quá khứ Pmax, với:
Khi đó, tổn thất điện năng do phát nóng trong lưới được xác định như sau:
Trang 332
Với ΔPmax là tổn thất công suất lớn nhất,
tính trong chế độ max chung (phụ tải cực
đại) của lưới phân phối
Tương tự như vậy, tổn thất điện năng trong
thời gian T cũng có thể tính qua hệ số tổn
thất LsF (Loss Factor) theo công thức:
Trong đó hệ số tải LF cũng là đặc trưng tiêu
thụ điện năng, tính từ dòng điện phụ tải
trung bình Itb và dòng điện cực đại Imax:
Hệ số k thay đổi theo từng khu vực Đối với
khu vực Bắc Mỹ, trong [3] giá trị k được lấy
bằng 0,3
Các công thức kinh nghiệm (1) và (5) được
phát triển trên cơ sở nghiên cứu đồ thị phụ
tải của Liên Xô cũ [5], và phụ tải Bắc Mỹ
[2] trong một giai đoạn khảo sát nhất định,
khi áp dụng cho lưới điện phân phối Việt
Nam có thể cho kết quả không phù hợp
Nhằm mục đích xác định các đặc trưng tiêu
thụ điện năng (Tmax, LF) của phụ tải trong
lưới điện phân phối Việt Nam, cần thiết phải
xây dựng được đồ thị phụ tải trên cơ sở điện
năng tiêu thụ thực tế đo được Các dữ liệu
này có thể được phân bổ theo đồ thị phụ tải
điển hình của các thành phần tương ứng Bài
báo giới thiệu quy trình thu thập dữ liệu, xây
dựng đồ thị phụ tải, và tính toán áp dụng cho
lưới phân phối Việt Nam với số liệu trong
giai đoạn 2001÷2010
2 XÂY DỰNG ĐỒ THỊ PHỤ TẢI CHO
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1 Dữ liệu điện năng thương phẩm của
các thành phần phụ tải
Số liệu từ Viện Năng lượng và Ban Kỹ thuật
sản xuất, EVN cho giai đoạn 2001÷2010
([5]) bao gồm điện năng bán cho các thành
phần phụ tải: Công nghiệp, Nông lâm ngư
nghiệp, thương mại dịch vụ, Quản lý tiêu dùng và thành phần còn lại (khác)
Các số liệu được thống kê cho tất cả các đơn
vị điện lực trong toàn quốc, chi tiết đến quận huyện Các thông số có thể có được cho mỗi đơn vị điện lực có dạng như trong bảng 1, [5]:
Bảng 1 Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải”, Điện lực Tây Hồ, Hà Nội, 2009
Thành phần
Điện năng thương phẩm năm 2009, kWh
Tỷ lệ,
%
Công nghiệp, xây dựng (Công nghiệp) 23.264.514 10,12 Nông, lâm, ngư
nghiệp (Nông nghiệp)
Đồ thị phụ tải điển hình cho các phân ngành
và thành phần phụ tải được xây dựng và chuẩn hóa tại Cục Điều tiết Điện lực, Bộ Công thương [4]
Dữ liệu điện năng đo đếm của các khách hàng mẫu thu thập được trong khuôn khổ Chương trình nghiên cứu phụ tải năm 2010 được tổng hợp, chuẩn hóa và nhập vào phần mềm Itron LRS để phục vụ việc xây dựng biểu đồ phụ tải
Từ các kết quả tính toán và xây dựng biểu
đồ phụ tải từ phần mềm đối với 25 phân ngành theo thiết kế mẫu, đồ thị phụ tải điển hình được xây dựng cho 5 thành phần phụ tải của lưới điện phân phối, bao gồm: Công nghiệp, Nông nghiệp, Thương mại, Dân dụng và Công cộng Có 3 loại đồ thị phụ tải ngày điển hình được chuẩn hóa là ngày làm việc, ngày cuối tuần và ngày cực đại năm
Đồ thị ngày cực đại chỉ được xây dựng phục
Trang 343
vụ một số mục đích đặc biệt như đánh giá
khả năng điều chỉnh, truyền tải của lưới
Hình 1 Đồ thị ngày làm việc điển hình của các
thành phần phụ tải
Trong hình : NN – Nông nghiệp; CN – Công
nghiệp; CC – Công cộng; TM – Thương
mại; DD – Dân dụng
Hình 2 Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần
của các thành phần phụ tải
Hình 1 và 2 là đồ thị phụ tải điển hình cho
ngày làm việc và ngày cuối tuần của 5 thành
phần phụ tải trong lưới điện phân phối Đồ
thị cho biết tỷ lệ công suất tương đối trong
từng giờ của mỗi thành phần phụ tải
2.3 Tính toán xây dựng đồ thị phụ tải cho
lưới điện phân phối
Quy trình được xây dựng trên cơ sở bảo toàn
điện năng tiêu thụ nhằm tính toán công suất
tương ứng tại mỗi giờ trong đồ thị phụ tải
ngày của lưới phân phối
Đối với lưới điện phân phối của mỗi điện
lực, ký hiệu Ai (i=1÷5) lần lượt là điện năng
bán được cho từng thành phần phụ tải
Trong đó thành phần khác của số liệu bán điện năng được coi là thành phần công cộng trong đồ thị phụ tải điển hình
Do chỉ xét đặc trưng về điện năng tiêu thụ, quy trình này không sử dụng đồ thị của ngày cực đại Khi đó đồ thị điển hình của mỗi thành phần cho biết tỷ lệ công suất tiêu thụ tại mỗi giờ trong ngày gồm: ngày làm việc – PLVt(i); ngày cuối tuần – PCTt(i) là công suất tương đối trong giờ t của thành phần phụ tải
i 1
1
5 i i i
Ở đây n1 là số ngày làm việc và n2 là số ngày cuối tuần tương ứng
Các bước tính toán như sau:
- Xác định công suất tương đối mỗi giờ:
5 (i) i
)
i
AA
t (i)
(P (i)
t (9)
- Xác định thời điểm công suất lớn nhất tương đối Pmax, cho Pmax =1 và quy đổi tương ứng các giá trị công suất trong các giờ còn lại kt = Pt/Pmax
- Xác định công suất lớn nhất thực tế:
Σ TTmax 24
t t=1
A
k
24 t
k (10)
- Xác định các đặc trưng tiêu thụ điện năng
Trang 354
Với số liệu đã có từ năm 2001 đến năm
2010, đồ thị phụ tải của lưới điện phân phối
được xây dựng cho tất cả các đơn vị tỉnh
thành trong toàn quốc
Ở đây bài báo trình bày kết quả tính toán
xây dựng đồ thị phụ tải đối với một số khu
vực, minh họa trên hình 3 (Điện lực Tây Hồ)
và hình 4 (Điện lực Đồng Tháp)
Hình 3 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân
phối Tây Hồ, Hà Nội 2009
Hình 4 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân
phối Đồng Tháp 2009
Để so sánh, có thể xét đồ thị phụ tải của 2
lưới điện phân phối với đặc trưng khác nhau
là Nam Định và Quảng Ninh trên hình 5 và
hình 6
Có thể thấy rằng đồ thị phụ tải trong giai
đoạn này của Nam Định và Quảng Ninh có
một số đặc trưng về tiêu thụ điện năng khác
nhau, phụ thuộc vào tính chất của phụ tải
Hình 5 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân
phối Nam Định 2009
Hình 6 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân
phối Quảng Ninh 2009
Tính chính xác từ đồ thị phụ tải đã xây dựng được, có thể nhận được các thông số đặc trưng về tổn thất điện năng bao gồm thời gian tổn thất công suất lớn nhất (τ), hệ số tổn thất (Loss Factor) So sánh với kết quả tính theo công thức kinh nghiệm, có thể thấy được xu hướng sai số Kết quả tính cho phụ tải lưới điện Tây Hồ, Hà Nội năm 2009 trình bày trên bảng 2 như sau:
Bảng 2 Các đặc trưng về tổn thất điện năng tính
từ đồ thị phụ tải lưới điện Tây Hồ
τ từ đồ thị phụ tải (11) 4641,25 h
τ theo công thức kinh nghiệm (1) 4847,35 h
