Tối ưu hóa vận hành hệ thống điện có xét đến các thiết bị điều chỉnh trong hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt ( tcsc và tcpar )

Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO
trường đại học Bách khoa Hà nội

Phương Hoàng Kim

Tối ưu hoá vận hành hệ thống điện có xét đến
các thiết bị điều chỉnh trong hệ thống truyền
tải xoay chiều linh hoạt (TCSC và TCPAR)

Luận áN tiÕn sÜ kü thuËt

Hµ néi – 2008


ii

Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO
trường đại học Bách khoa Hà nội

Phương Hoàng Kim

Tối ưu hoá vận hành hệ thống điện có xét đến
các thiết bị điều chỉnh trong hệ thống truyền
tải xoay chiều linh hoạt (TCSC và TCPAR)
Chuyên ngành

: Mạng và hệ thống điện

MÃ số của chuyên ngành

: 62.52.50.05

Luận ¸n tiÕn sÜ kü tht

NG¦êI h­íng dÉn khoa häc:
PGS. TS. Trần Bách

Hà nội 2008


iii

LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các kết quả
nêu trong luận án là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ
cơng trình nào khác.
Tác giả luận án

Phương Hoàng Kim


iv

LỜI CẢM ƠN
Để hoàn thành đựợc luận án, ngoài nỗ lực nghiên cứu của bản thân, tác
giả đã nhận đựợc rất nhiều sự quan tâm, giúp đỡ từ bên ngoài.
Tác giả vô cùng biết ơn sự chỉ dẫn, giúp đỡ tận tình của thầy giáo hướng
dẫn: Phó Giáo sư Tiến sĩ Trần Bách trong suốt quá trình làm luận án. Khơng
chỉ tận tình trong vai trị của người hướng dẫn khoa học, Phó Giáo sư đã có
những động viên, khích lệ kịp thời để tác giả nỗ lực, tập trung nghiên cứu
vượt qua khó khăn trong những thời điểm quyết định nhất của quá trình làm

luận án.
Tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn sự nhiệt tình giúp đỡ và những góp ý q
báu của Giáo sư Viện sĩ Tiến sĩ Khoa học Trần Đình Long, Giáo sư Tiến sĩ Lã
Văn Út - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Tiến sĩ Lê Anh Tuấn - Trường
Đại học Công nghệ Chamlmer Thụy Điển, giúp cho tác giả mở rộng hướng
nghiên cứu, nâng cao chất lượng của luận án. Tác giả xin chân thành cảm ơn
Tiến sĩ Trần Văn Tớp, Tiến sĩ Đinh Quang Huy cùng toàn thể cán bộ giảng
viên của bộ môn Hệ Thống Điện - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội vì sự
ủng hộ, những góp ý chuyên môn sâu sắc cho tác giả trong thời gian làm luận
án.
Tác giả xin chân thành cảm ơn Viện Đào tạo Sau đại học - Trường Đại
học Bách khoa Hà Nội, các đồng nghiệp trong Vụ Khoa học và Công nghệ,
các chun gia trong Bộ Cơng Thương, Tập đồn Điện lực Việt Nam... đã
giúp đỡ, tạo điều kiện cung cấp các dữ liệu cần thiết cho nghiên cứu của luận
án.
Cuối cùng nhưng rất quyết định, tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn sự quan
tâm, động viên của gia đình, họ hàng và bạn bè trong suốt thời gian qua. Nhờ
đó, tác giả có thêm nhiều thời gian và nghị lực để hoàn thành luận án.
Tác giả luận án


v

Mục lục
Mở đầu .................................................................................................................................... 1
1. Tính cấp thiết của luận án .............................................................................................. 1
2. Mục đích nghiên cứu ..................................................................................................... 2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................................................. 3
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án .................................................................... 3
5. Kết cấu của luận án........................................................................................................ 4

Chương 1- Tổng quan về tối ưu hoá vận hành hệ thống điện và ứng dụng của các thiết bị
FACTS .................................................................................................................................... 5
1.1. Tổng quan về tối ưu hoá vận hành hệ thống điện ....................................................... 5
1.1.1 Lập kế hoạch vận hành ......................................................................................... 6
1.1.2 Hệ thống truyền tải mở ......................................................................................... 8
1.1.3 Mơ tả tốn học của bài tốn tối ưu hố thơng thường. ......................................... 9
1.2 FACTS và các ứng dụng của FACTS ..................................................................... 12
1.2.1. Giới thiệu ........................................................................................................... 12
1.2.2 Mối quan hệ của các thông số điều khiển trên đường dây truyền tải ................. 14
1.2.3 Các dạng cơ bản của các thiết bị điều khiển FACTS ......................................... 18
1.2.4 Mô tả và định nghĩa các thiết bị điều khiển FACTS .......................................... 22
1.2.5. Ứng dụng của các thiết bị FACTS..................................................................... 33
1.2.6. Chi phí đầu tư và hiệu quả kinh tế của các thiết bị FACTS .............................. 36
1.2.7. Kết luận ............................................................................................................ 39
Chương 2 - Nguyên lý và cấu tạo của thiết bị TCSC và TCPAR ........................................ 40
2.1. Tụ bù dọc điều khiển bằng thyristor (TCSC) ........................................................... 40
2.1.1 Nguyên lý hoạt động của kháng điều chỉnh bằng Thyristor – TCR (Thyristor
Controlled Reactor) ..................................................................................................... 40
2.1.2. Cấu tạo và nguyên lý của tụ điện bù dọc điều khiển bằng Thyristor (TCSC) ... 46
2.2. Thiết bị điều khiển góc pha bằng Thyristor (TCPAR) ............................................. 53
2.2.1 Các đặc tính hoạt động của thiết bị điều khiển góc pha ..................................... 54
2.2.2 Mơ hình trạng thái xác lập của thiết bị điều khiển góc pha tĩnh (SPS) .............. 57
2.2.3 Các đặc tính hoạt động trong trạng thái xác lập của thiết bị SPS ....................... 60
2.2.4 Cấu trúc và cơ chế điều khiển của TCPAR: ....................................................... 62
Chương 3 - Bài tốn tối ưu có xét đến thiết bị FACTS và xác định vị trí đặt tối ưu của thiết
bị FACTS.............................................................................................................................. 64
3.1. Mơ hình hố thiết bị FACTS trong chế độ xác lập bằng mơ hình bơm cơng suất .. 64
3.1.1 Thiết bị bù nối tiếp điều khiển bằng thyristor - Thyristor Controlled Series
Compensator (TCSC) .................................................................................................. 64
3.1.2 Thiết bị điều chỉnh góc pha - Thyristor Controlled Phase Angle Regulator

(TCPAR)...................................................................................................................... 66
3.2 Bài toán tối ưu vận hành. .......................................................................................... 68
3.2.1. Bài toán tối ưu vận hành thơng thường. ............................................................ 68
3.2.2. Bài tốn tối ưu vận hành có xét đến các thiết bị FACTS .................................. 71
3.3. Cơng cụ lập trình và phương pháp giải bài tốn vận hành tối ưu có xét đến các thiết
bị FACTS: ....................................................................................................................... 74
3.3.1. Giới thiệu về GAMS.......................................................................................... 74
3.3.2. Phương pháp giải GAMS/MINOS để giải bài toán phi tuyến ........................... 77


vi
3.3.3 Lập chương trình giải bài tốn vận hành tối ưu hệ thống điện có xét đến các thiết
bị FACTS bằng GAMS ............................................................................................... 80
3.4 Bài tốn xác định vị trí thiết bị FACTS ................................................................... 86
3.4.1 Giới thiệu ............................................................................................................ 86
3.4.2 Phương pháp xác định vị trí của thiết bị FACTS .............................................. 87
Chương 4 - Tối ưu hoá vận hành hệ thống điện Việt Nam có xét đến thiết bị FACTS ....... 91
4.1. Hệ thống điện Việt Nam và khả năng ứng dụng thiết bị FACTS ............................. 91
4.1.2 Hiện trạng lưới truyền tải 220kV và 110 kV ...................................................... 93
4.2 Tính tốn Hệ thống điện 500 - 220 - 110 kV miền Bắc Việt Nam khi chưa và có thiết
bị FACTS......................................................................................................................... 97
4.2.1 Hệ thống điện 500-220-110 kV miền bắc Việt Nam .......................................... 97
4.2.2 Kết quả tính tốn tối ưu Hệ thống điện Miền Bắc khi chưa có thiết bị FACTS
................................................................................................................................... 104
4.2.3 Kết quả tính tốn tối ưu Hệ thống điện Miền Bắc khi có xét đến thiết bị FACTS
và vị trí của thiết bị FACTS ...................................................................................... 107
4.2.4 Hiệu quả của thiết bị FACTS đối với chất lượng điện áp ................................ 116
Chương 5 - Kết luận và kiến nghị ...................................................................................... 118
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................................. 120
Phụ lục ................................................................................................................................ 124

vii

Mục lục các hình
Hình 1.1 : Thiết bị FACTS dạng A……………………………………….....14
Hình 1.2: Thiết bị FACTS dạng B…………………………………………..14
Hình 1.3: Thiết bị FACTS dạng C…………………………………………..14
Hình 1.4: Điều khiển cơng suất trên đường dây truyền tải điện
xoay chiều…………………………………………………………………....15
Hình 1.5: Các dạng cơ bản của các thiết bị điều khiển FACTS……………..19
Hình 1.6: Các thiết bị điều khiển ngang……………………………………..23
Hình 1.7: Các thiết bị điều khiển dọc………………………………………..29
Hình 1.8: Các thiết bị điều khiển tổ hợp dọc và ngang……………………...31
Hình 1.9: Các bộ điều khiển khác…………………………………………...33
Hình 1.10a: Chi phí đầu tư điển hình cho SVC/STATCOM………………..37
Hình 1.10b: Chi phí đầu tư điển hình cho SC, TCSC và UPFC…………….37
Hình 1.11a: Doanh số bán hàng hàng năm………………………………….38
Hình 1.11b: Chi phí đầu tư điển hình của đường dây truyền tải AC
cao áp mới…………………………………………………………………...38
Hình 2.1: Ngun lý cấu tạo của Thyristor………………………………….41
Hình 2.2: Sóng điện áp đầu ra của mạch thuần trở có thyristor……………..41
Hình 2.3: Nguyên lý cấu tạo và hoạt động của TCR………………………..42
Hình 2.4: Ảnh hưởng của giá trị góc mở α đến dịng điện của TCR………..43
Hình 2.5: Sơ đồ hệ thống điều khiển của TCSC………………………….…47
Hình 2.6: Sơ đồ và nguyên lý hoạt động của TCSC………………………...48
Hình 2.7: Sơ đồ hệ thống điện đơn giản với TCSC…………………………48
Hình 2.8: Khối hệ thống điều khiển TCSC………………………………….49
Hình 2.9: Điều khiển TCSC…………………………………………………50
Hình 2.10: Đặc tính thay đổi điện kháng và giá trị góc mở α của TCSC…..52

Hình 2.11a: Sơ đồ mơ tả thiết bị điều khiển góc pha………………………..55
Hình 2.11b: Đồ thị điện áp pha…………………………………….……..…55
Hình 2.12a: Sơ đồ thiết bị dịch chuyển góc pha thơng thường……………...56
Hình 2.12b: Đồ thị điện áp pha thiết bị dịch chuyển góc pha
thơng thường…………………………………………………………………55
Hình 2.13: TCPAR sử dụng đầu thay đổi bằng thyristor và máy
biến áp ba pha cho điều chỉnh điện áp rời rạc…………………………….…57
Hình 2.14: Sơ đồ 3 pha của thiết bị SPS…………………………………….58
Hình 2.15: Sơ đồ một pha của thiết bị SPS………………………………….58
Hình 2.16: Mạch tương đương của thiết bị SPS…………………………….59
Hình 2.17: Mạch tương đương của đường dây hình tia và thiết bị SPS…….60
Hình 2.18: Ảnh hưởng của điện áp pha vng góc bơm vào theo
điện áp và cơng suất tác dụng………………………………………………..61
Hình 2.18: Ảnh hưởng của điện áp pha vng góc bơm vào theo
dịng điện và cơng suất phản kháng……………………………………..…..62
Hình 2.20: Mạch điều khiển bên trong cơ sở của TCPAR…………………..63


viii

Hình 2.21: Mơ hình TCPAR………………………………………………...63
Hình 3.1: Mơ hình đường dây truyền tải…………………………………….64
Hình 3.2: Mơ hình TCSC…………………………………………………....65
Hình 3.3: Mơ hình cơng suất bơm TCSC……………………………..…….65
Hình 3.4: Sơ đồ tương đương TCPAR………………………………….…...66
Hình 3.5: Mơ hình cơng suất bơm TCPAR……………………………….…66
Hình 3.6: Sơ đồ thuật tốn của chương trình lập bằng GAMS……………...81
Hình 3.7: Sơ đồ thuật tốn xác định tối ưu vị trí của thiết bị FACTS……….89
Hình 4.1: Sơ đồ hệ thống điện 220-500 kV miền Bắc Việt Nam…………..100
Hình 4.2: Biểu đồ phụ tải ngày điển hình miền Bắc……………………….101

Hình 4.3: Vị trí của TCSC và TCPAR trong hệ thống điện miền Bắc…..…109
Hình 4.4: So sánh biên độ điện áp khi có TCPAR lắp đặt trên đường dây
2001-2020 và khơng có thiết bị FACTS tại giờ cực đại……………….…..117
Hình 4.5: So sánh biên độ điện áp khi có TCSC lắp đặt trên đường dây
2020-2021 và khơng có thiết bị FACTS tại giờ cực đại……………………117


ix

Mục lục các bảng
Bảng 1.1: Các dạng thiết bị FACTS………………………….……………...13
Bảng 1.3: Những lợi ích của các thiết FACTS với các ứng dụng khác nhau..34
Bảng 1.4 : Các ứng dụng trạng thái xác lập của FACTS…………………….34
Bảng 1.5 : Các ứng dụng trạng thái động của FACTS……………………….35
Bảng 2.1 : Giá trị dòng điện điện cảm khơng đổi……………………………44
Bảng 3.1 : Các chương trình trong GAMS………………………………......75
Bảng 4.1 : Khối lượng đường dây và trạm biến áp…………………………..91
Bảng 4.2: Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm 500 kV………………...92
Bảng 4.3: Tổng hợp khối lượng đường dây………………………………….93
Bảng 4.4: Tổng hợp khối lượng trạm biến áp 220 kV, 110 kV……………...94
Bảng 4.5: Trào lưu công suất và hệ số mang tải của các đường dây
220 kV miền Bắc tại giờ cực đại…………………………………………....101
Bảng 4.6: Chi phí vận hành – Model-1 cơ sở và Tổng tổn thất công suất
tác dụng – Model-2 cơ sở…………………………………………..………104
Bảng 4.7: Nguồn huy động trong Model-1 và Model-2 khi chưa có
FACTS……………………………………………………………………...105
Bảng 4.8: Tổng tổn thất và tổng chi phí vận hành trong Model-1 và
Model-2 khi chưa có thiết bị FACTS…………………………………..…..106
Bảng 4.9: Hệ số mang tải trên các đường dây 220 kV của Model-1 và
Model-2……………………………………….……………………………106

Bảng 4.10: Chi phí vận hành và tổng tổn thất công suất tác dụng của
kịch bản có TCSC và TCPAR…………………………………..………….108
Bảng 4.11: Tổng tổn thất cơng suất tác dụng và chi phí của Model-1
khi có TCSC lắp đặt trên đường dây 2020-2021 và TCPAR lắp đặt trên đường
dây 2001-2020……………………………………………………………...110
Bảng 4.11: Tổng tổn thất công suất tác dụng và chi phí của Model-2
khi có TCSC lắp đặt trên đường dây 2020-2021 và TCPAR lắp đặt trên đường
dây 2001-2020………………………………………………………………111
Bảng 4.13: Giá trị XTSCS khi TCSC lắp đặt trên đường dây 2020-2021 và
khi фTCPAR khi TCPAR lắp đặt trên đường dây 2001-2020………………....112
Bảng 4.14: Kết quả nguồn huy động của Model-1 và Model-2 khi có TCSC
lắp trên đường dây 2020-2021 và TCPAR lắp trên đường dây 2001-2020…113
Bảng 4.15: So sách tổng tổn thất công suất tác dụng và chi phí vận hành
của Model-1 và Model-2 khi có TCSC và TCPAR…………………….…..114
Bảng 4.16: Mức mang tải trên một số đường dây trong Model-1 và
Model-2 khi có TCSC và TCPAR tại giờ cực đại……………….................115


x

Danh mục các chữ viết tắt
CSPK
CSTD
EVN
FACTS
HTĐ
IEEE
LP
MILP
MINLP

MINOS
Model-1
Model-2
NLP
NMĐ
NMNĐ
NMTĐ
OPF
PARs
PI
POD
SPS
STATCOM
SVC
TCPAR
TCR
TCSC
UPFC

Công suất phản kháng
Công suất tác dụng
Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Thiết bị điều chỉnh trong hệ thống truyền tải xoay
chiều linh hoạt.
Hệ thống điện
Viện Kỹ thuật Điện và Điện tử
Thuật tốn tuyến tính
Thuật tốn tuyến tính ngun hỗn
Thuật tốn phi tuyến ngun hỗn
Module cơ sở của hệ thống tối ưu phi tuyến

Bài toán cực tiểu chi phí vận hành của hệ thống
Bài tốn cực tiểu tổng tổn thất cơng suất tác dụng
Thuật tốn phi tuyến
Nhà máy điện
Nhà máy nhiệt điện
Nhà máy thuỷ điện
Tối ưu vận hành
Thiết bị điều chỉnh góc pha cơ khí
Khối tỷ lệ tích phân
Khối giảm dao động cơng suất
THiết bị điều chỉnh pha tĩnh
Thiết bị bù đồng bộ tĩnh
Thiết bị bù tĩnh
Thiết bị điều chỉnh góc pha bằng Thyristor
Kháng điều chỉnh bằng Thyristor
Tụ bù dọc điều khiển bằng Thyristor
Thiết bị điều khiển công suất hợp nhất


1

Mở đầu
1. Tính cấp thiết của luận án
Hệ thống điện Việt Nam đã trải qua thời kỳ phát triển nhanh chóng, từ
lưới điện 35 kV năm 1955 đã phát triển thành lưới điện 110 kV rồi 220 kV và
đến nay đã có lưới điện 500 kV. Từ các hệ thống điện riêng rẽ đã được kết nối
thành hệ thống toàn quốc bằng các đường dây 500 kV Bắc – Nam. Cơng suất
phát hiện nay của tồn hệ thống đã lên tới 13000 MW.
Hiện tại hệ thống điện Việt Nam đã trở thành hệ thống điện khá phức
tạp và vẫn đang phát triển mạnh mẽ về mọi mặt để đáp ứng nhu cầu nền kinh

tế quốc dân đang phát triển với tốc độ rất cao. Hệ thống đang gặp phải những
bất lợi đối với hệ thống điện phức tạp, khi phụ tải tăng lên, nếu hệ thống
không đáp ứng kịp thời như sau: i) Khả năng ổn định tĩnh, động và ổn định
điện áp giảm thấp; ii) Mức điện áp chung giảm thấp; iii) Một số đường dây
đạt tới giới hạn nhiệt ; iv) Tổn thất điện năng tăng cao.
Các vấn đề này làm giảm an toàn hệ thống điện, giảm độ tin cậy cung
cấp điện và tăng chi phí vận hành. Để giải quyết các vấn đề trên, hệ thống
phải tăng công suất nguồn và khả năng truyền tải của lưới điện nghĩa là phải
đầu tư, xây dựng thêm các nhà máy điện mới và đường dây truyền tải điện
mới.
Trong đó có nhiều vấn đề khơng giải quyết triệt để được bằng cách này,
như các vấn đề quá trình quá độ, ổn định…do đó từ những năm 1980 một loại
thiết bị có khả năng thay đổi thơng số tức thời đã được phát triển và ứng dụng
vào hệ thống điện nhằm cải thiện các tính chất kỹ thuật và nâng cao hiệu quả
kinh tế của nó. Các thiết bị này gọi chung là các thiết bị điều khiển FACTS,
sau đây gọi là các thiết bị FACTS (Flexible AC Transmission Systems).
Thông số của các thiết bị FACTS được điều khiển tức thời nhờ có các
thysistor cơng suất lớn. Thơng số được điều khiển ở đây có 02 loại: i) Điều
khiển cơng suất phản kháng tiêu thụ; ii) Điều khiển dung kháng.
Các lợi ích của thiết bị FACTS bao gồm: i) tăng khả năng vận hành của
đường dây và giảm chi phí đầu tư cho các đường dây mới; ii) cải thiện ổn
định của hệ thống; iii) nâng cao độ tin cậy hệ thống. FACTS cũng có khả
năng điều chỉnh cơng suất tác dụng và cơng suất phản kháng, duy trì điện áp
ổn định tại các nút phụ tải, điều chỉnh dòng công suất quẩn không mong muốn
và công suất qua lại hai chiều giữa các lưới điện khu vực. Khả năng kiểm soát


2

trào lưu công suất trong hệ thống điện mà không cần đến điều chỉnh kế hoạch

nguồn hoặc các thay đổi cấu trúc lưới có thể nâng cao khả năng vận hành tối
ưu của hệ thống.
Các nghiên cứu ứng dụng các thiết bị FACTS trong hệ thống đã được
nghiên cứu ở nhiều nước khác.
Hệ thống điện Việt Nam hiện nay đang gặp phải các vấn đề khó khăn
trong vận hành nêu trên, việc ứng dụng các thiết bị FACTS trong hệ thống
điện Việt Nam cần được nghiên cứu để xác định hiệu quả ứng dụng các thiết
bị FACST theo các tiêu chí và các điều kiện vận hành xác định. Tuy nhiên ở
Việt Nam các nghiên cứu từ trước đến nay chưa được thực hiện một cách đầy
đủ. Đã có nhiều luận án thạc sỹ đề cập đến vấn đề ảnh hưởng của các thiết bị
FACTS đến quá trình quá độ, đến ổn định động của hệ thống điện Việt Nam.
Các nghiên cứu này đều chưa đề cập đến vấn đề giảm tổn thất điện năng và
chi phí vận hành. Nội dung của luận án này nhằm nghiên cứu ảnh hưởng của
các thiết bị FACTS trong vận hành hệ thống điện Việt Nam, trực tiếp xem xét
ảnh hưởng của các thiết bị FACTS đến giảm tổn thất công suất, tổn thất điện
năng và chi phí vận hành của hệ thống.
Vấn đề giảm tổng tổn thất công suất, tổn thất điện năng, chi phí vận
hành là vấn đề rất quan trọng hiện nay khi tiến độ của nguồn điện và lưới điện
không đáp ứng được nhu cầu ngày càng cao của phụ tải. Giảm tổn thất công
suất sẽ tăng độ tin cậy, giảm nhu cầu cơng suất đồng thời có thể trì hỗn đầu
tư vào các đường dây mới thậm chí nhà máy điện mới. Giảm chí phí vận hành
sẽ giảm được chi phí nhiên liệu đang rất khan hiếm ở Việt Nam. Hiện tại chi
phí nhiên liệu ở hệ thống điện Việt Nam vào khoảng 0,8 đến 2 triệu $US mỗi
ngày (tuỳ theo mùa), nếu giảm được một vài phần trăm của con số này cũng
tiết kiệm được hàng trăm tỷ VNĐ mỗi năm.
Để đáp ứng các yêu cầu giá trị tối ưu, mơ hình thiết bị FACTS thích
hợp cần được nghiên cứu khảo sát trong bài toán tối ưu hoá chi phí vận hành
và tối ưu cơng suất phản kháng. Từ đó xác định vị trí hợp lý và điều khiển
một cách tối ưu của các thiết bị FACTS trong hệ thống điện được xác định
theo các điều kiện bài tốn tối ưu chi phí vận hành và tổng tổn thất cơng suất

tác dụng.
2. Mục đích nghiên cứu
Mục đích nghiên cứu bao gồm các phần sau:


3

- Nghiên cứu và mô phỏng thiết bị FACTS trong tính tốn chế độ xác
lập.
- Lập chương trình tính tốn bài tốn tối ưu chí phí vận hành/ tối ưu
tổng tổn thất hệ thống có xem xét đến các thiết bị FACTS bằng ngơn ngữ
GAMS
- Tính tốn xác định vị trí đặt tối ưu của thiết bị FACTS trong Hệ thống
điện miền Bắc Việt Nam
- Nghiên cứu ảnh hưởng của FACTS tại vị trí lựa chọn tối ưu trong bài
tốn tối ưu chí phí vận hành/tổng tổn thất hệ thống điện Miền Bắc Việt Nam.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Trong nghiên cứu này trong số các thiết bị FACTS chỉ xem xét các
thiết bị bù dọc TCSC và TCPAR trong bài tốn tối ưu chí phí vận hành/tối ưu
tổng tổn thất hệ thống.
Vị trí đặt tối ưu của thiết bị FACTS trên cơ sở trạng thái xác lập được
xác định cho 01 thiết bị FACTS được lắp đặt trên một đường dây trong mỗi
trường hợp và được xác định bằng phân tích, tính tốn theo các tiêu chí:
- Cực tiểu tổng tổn thất công suất tác dụng của hệ thống;
- Cực tiểu chi phí vận hành của hệ thống.
Nghiên cứu không xem xét xác định tối ưu vị trí đặt và việc phối hợp
điều khiển khi số lượng chủng loại thiết bị FACTS từ 02 trở lên trong hệ
thống điện và bài tốn tối ưu có hàm mục tiêu kết hợp hay đa mục tiêu là
Tổng tổn tổn thất cơng suất tác dụng và Tổng chi phí vận hành.
Phân tích được tính tốn cho Hệ thống điện Miền Bắc Việt Nam. Phân

tích so sách giữa kết quả tính tốn bài tốn cực tiểu chí phí vận hành/cực tiểu
tổng tổn thất hệ thống có xem xét đến các thiết bị FACTS tại vị trí lựa chọn
tối ưu được xem xét nhằm đánh giá hiệu quả của thiết bị FACTS trong từng
trường hợp nghiên cứu.
Thông số của Hệ thống điện Miền Bắc Việt Nam được lấy từ số liệu
của Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia. Giới hạn của nghiên cứu chỉ
xem xét hệ thống 220-500 kV và nút 110 kV nối với các nguồn phát của hệ
thống điện miền Bắc Việt Nam.
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án
Về ý nghĩa khoa học: Luận án đã nghiên cứu 02 thiết bị bù dọc là thiết
bị bù dọc điều khiển bằng thyristor (TCSC) và điều chỉnh góc pha điều khiển


4

bằng thyristor (TCPAR) để điều khiển luồng công suất trên đường dây truyền
tải nhằm nâng cao khả năng truyền tải, giảm tổn thất công suất và điện năng
trên đường dây. Luận án đã mô phỏng thiết bị TCSC và thiết bị TCPAR trong
tính tốn chế độ xác lập bằng mơ hình bơm cơng suất. Trên cơ sở phương
pháp mơ phỏng đề xuất bằng việc sử dụng ngôn ngữ GAMS, luận án đã xây
dựng chương trình tính tốn bằng GAMS thành cơng cho mơ phỏng áp dụng
tính tốn bài tốn cực tiểu chí phí vận hành/ cực tiểu tổng tổn thất hệ thống có
xem xét đến các thiết bị FACTS bù dọc TCSC và TCPAR. Luận án đã đưa ra
phương pháp lựa chọn nhanh vị trí của thiết bị FACTS trên cơ sở trạng thái
xác lập được xác định theo theo các tiêu chí: i) cực tiểu chi phí vận hành của
hệ thống cực ; ii) cực tiểu tổn thất công suất tác dụng của hệ thống.
Về ý nghĩa thực tiễn và phạm vi ứng dụng: Luận án đã lựa chọn vị trí
của thiết bị FACTS theo tiêu chí cực tiểu chí phí vận hành/cực tiểu tổng tổn
thất hệ thống và phân tích, tính tốn nhằm đánh giá hiệu quả của thiết bị
FACTS trong từng trường hợp nghiên cứu. Thông qua việc phân tích, tính

tốn được tiến hành cho Hệ thống điện Miền Bắc Việt Nam trên cơ sở chương
trình viết bằng ngơn ngữ GAMS với vị trí lựa chọn thích hợp của thiết bị
FACTS đã chứng minh lợi ích của các thiết bị FACTS lựa chọn không những
giúp giảm tổn thất của hệ thống, chi phí vận hành hệ thống mà còn giúp cải
thiện khả năng tải của hệ thống. Các nguồn điện có chi phí vận hành thấp
được huy động tốt hơn nhờ khả năng nâng cao và điều khiển công suất các
đường dây truyền tải hiện hữu. Thiết bị FACTS cịn có thể cải thiện biên độ
dao động điện áp của hệ thống, đây cũng là một yếu tố quan trọng khi quyết
định đầu tư FACTS khi xem xét các tiêu chí về chất lượng điện năng.
5. Kết cấu của luận án
Luận án được trình bày trong 5 chương, phần mở đầu và kết luận, tài
liệu tham khảo và phụ lục:
Chương 1 : Tổng quan về tối ưu hoá vận hành hệ thống điện và ứng
dụng của các thiết bị FACTS.
Chương 2 : Nguyên lý và ứng dụng của thiết bị TCSC và TCPAR.
Chương 3 : Bài toán tối ưu có xét đến thiết bị FACTS và xác định vị trí
đặt tối ưu của thiết bị FACTS.
Chương 4 : Tối ưu vận hành hệ thống điện Việt Nam có xét đến thiết bị
FACTS.
Chương 5 : Kết luận và kiến nghị.


5

Chương 1
Tổng quan về tối ưu hoá vận hành hệ thống điện và ứng dụng
của các thiết bị FACTS
1.1. Tổng quan về tối ưu hoá vận hành hệ thống điện
Hệ thống điện thuộc về dạng điển hình của đối tượng có hoạt động
phức tạp vì thế khi áp dụng các phương pháp tối ưu hố có những đặc điểm

riêng với những ưu việt và khó khăn nhất định [5]. Các bài tốn thường được
áp dụng trong trong tính tốn tối ưu hoá vận hành HTĐ bao gồm:
- Đầu tư hợp lý trang thiết bị mới và phát triển lưới điện nhằm đáp ứng
nhu cầu tăng trưởng phụ tải trong tương lai.
- Xây dựng kế hoạch bảo trì sửa chữa tối ưu.
- Tìm chế độ phân bố cơng suất và điều chỉnh điện áp thoả mãn độ tin
cậy và chỉ tiêu kinh tế vận hành.
- Cực đại hoá lợi tức (income) kinh doanh điện năng trong một chu kỳ
tính tốn (ví dụ trong 24 giờ kế tiếp).
Nhiều trường hợp, lời giải xấp xỉ tối ưu có thể đưa ra được bởi các
chuyên gia quy hoạch có kinh nghiệm. Tuy nhiên khi HTĐ phát triển phức
tạp, cách làm này gặp rất nhiều khó khăn nếu phải xét đến đầy đủ các yếu tố,
các điều kiện giới hạn và ràng buộc.
Có 2 phương thức sử dụng chính: quy hoạch (off-line) và vận hành (online). Mỗi phương thức lại bao gồm một số lượng lớn các lĩnh vực ứng dụng
với những yêu cầu khác nhau.
Trước hết là các bài toán quy hoạch phát triển, trong đó cần thiết xem
xét q trình đầu tư chọn lọc cấu trúc hệ thống sao cho đáp ứng được nhu cầu
cung cấp điện trong tương lai luôn tăng trưởng. Để thực hiện bài tốn này cần
phải tính tốn và đánh giá hàng loạt các phương án đầu tư, theo cả khơng gian
và thời gian (đề xuất vị trí và dự kiến công suất trang thiết bị đặt thêm theo
từng giai đoạn). Trong trường hợp này ngoài các phương pháp tính tốn đánh
giá, các thuật tốn phối hợp phương án để so sánh có ý nghĩa rất quan trọng,
đơi khi là phần chính của kỹ thuật tối ưu hố chiếm phần lớn thời gian thực
hiện.
Các yêu cầu đối với mô hình và phương pháp giải trong phương thức
vận hành có nhiều khác biệt so với quy hoạch. Trong phương thức vận hành
tốc độ tính tốn và tính đơn giản có tầm quan trọng đặc biệt. Mục đích là sử
dụng được ngay các kết quả tính tốn. Vì thế trong trường hợp mơ hình khơng

6

có lời giải cần phải xác định ngay được nguyên nhân và đưa ra những điều
chỉnh hợp lý. Phương thức on-line có thể dựa trên kết quả tính tốn một trạng
thái cụ thể. Tuy nhiên, khi đó nội dung hiệu chỉnh sai lệch do các tác động
ngẫu nhiên là rất cần thiết, không thể thiếu để đảm bảo sự phù hợp của lời giải
tối ưu.
1.1.1 Lập kế hoạch vận hành
Các hệ thống điện lớn, liên kết nhiều khu vực ngày càng trở nên phổ
biến. Trong các hệ thống này tỉ trọng tổn thất trong lưới có vai trị đáng kể,
giới hạn công suất truyền tải và độ lệch điện áp các nút là những yếu tố có ý
nghĩa rất quyết định, trong khi yêu cầu đối với các chỉ tiêu vận hành kinh tế,
tin cậy ngày càng cao.
Đứng trước thực tế này nhiều nghiên cứu nhằm phát triển chương trình
và thuật toán tối ưu vận hành HTĐ đã được thực hiện. Trước hết là việc đưa
vào xem xét các biến phi tuyến nhằm thể hiện mối quan hệ phi tuyến rõ rệt
giữa tổn thất và dịng cơng suất truyền tải. Tiếp đến là việc áp dụng các thuật
toán mạnh nhằm giải được các bài toán lớn xét đến tổng hợp nhiều yếu tố giới
hạn, tính tốn nhanh và cho lời giải tin cậy.
Nói chung các chương trình tính tốn phân bố tối ưu công suất cho đến
hiện nay vẫn tách riêng : phân bố tối ưu công suất tác dụng (CSTD) và phân
bố tối ưu công suất phản kháng (CSPK).
Khi giải bài toán phân bố tối ưu CSTD các biến điều khiển được sử
dụng là công suất tác dụng của các tổ máy và tác động điều chỉnh điện áp pha
của các máy biến áp điều áp dưới tải. Khi tối ưu hoá CSPK các biến điều
khiển được sử dụng là CSPK và điện áp đầu cực của các tổ máy phát, tỉ số
biến áp của các máy biến áp điều áp dưới tải, công suất phản kháng tạo ra của
các thiết bị bù. Trong cả hai bài toán trên đều phải xét đến tổn thất công suất
tác dụng.
Hàm mục tiêu của bài tốn phân bố tối ưu CSTD có thể bao gồm các

thành phần nhằm cực tiểu hoá tổng chi phí nhiên liệu các NMNĐ trong hệ
thống, độ ơ nhiễm môi trường và tổn thất trong lưới, cực đại công suất tác
dụng trao đổi giữa các khu vực.
a) Điều độ công suất tác dụng
Hoạt động điều độ CSTD dùng trong môi trường EMS ứng với những
khoảng thời gian khác nhau, xét đến độ tin cậy sử dụng công suất và điện


7

năng ở khoảng tính tốn kế tiếp. Thường được chấp nhận các khoảng tính
tốn sau:
- Lập kế hoạch trước một ngày (day-before scheduling);
- Điều độ trước vận hành (advance dispatch);
- Điều độ kinh tế tức thời (instantaneous economic dispatch) .
Bài toán xây dựng kế hoạch trước cho vận hành một ngày kế tiếp
thường là bài toán phân bố tối ưu công suất tác dụng trong 24 giờ. Các
khoảng thời gian tính tốn thường chọn từ 5 phút đến 1 giờ, trong đó phụ tải
được lấy theo biểu đồ dự báo. Các tổ máy nhiệt điện thường được giả thiết
khơng đóng cắt hoặc chỉ đóng cắt trong những trường hợp hết sức đặc biệt.
Giới hạn về ô nhiễm môi trường được cho theo giới hạn điện năng phát của
một số NMNĐ (phụ thuộc đặc tính nhiên liệu và điều kiện thời tiết).
Bài toán tối ưu hoá điều độ trước vận hành nhằm điều chỉnh lại biểu đồ
vận hành theo những dự báo ngắn hạn về phụ tải (30 phút đến 1 giờ). Các tính
tốn tối ưu hố phân bố cơng suất tác dụng được thực hiện cho những khoảng
thời gian từ 1 đến 5 phút. Các thuật toán này cần lựa chọn để có thể tính tốn
nhanh.
Cuối cùng là điều độ tức thời sau những biến động ngẫu nhiên. Trong
trường hợp phụ tải có biến động lớn đột ngột ngồi dự báo, thiết bị tự động
điều chỉnh tần số các máy phát hoạt động, thay đổi công suất tác dụng để giữ

tần số. Sau những tác động này cần có tác động điều phối lại theo điều kiện
kinh tế (economic dispatch) gọi là điều độ kinh tế tức thời (instantaneous
economic dispatch). Thuật toán sử dụng trong bài toán này thường là xấp xỉ
tối ưu: hiệu chỉnh nhanh theo điều kiện mới trên cơ sở các tỉ lệ phân bố tối ưu
công suất trước đó.
b) Phân bố tối ưu cơng suất phản kháng
Bài toán phân bố tối ưu CSPK được thực hiện cho khoảng thời gian 1
ngày đêm dựa trên cơ sở bài toán phân bố tối ưu ngắn hạn phân bố CSTD và
biểu đồ phụ tải 1 ngày đêm. Hàm mục tiêu là cực tiểu tổn thất CSTD trong
lưới truyền tải. Các biến điều khiển là điện áp đầu cực (hoặc CSPK) các tổ
máy phát, đầu phân áp của các máy biến áp điều áp dưới tải, công suất làm
việc của các thiết bị bù. Các ràng buộc bao gồm giới hạn CSPK phát của các
máy phát, giới hạn điện áp tại các nút trong lưới, giới hạn truyền tải CSPK
trên các đường dây (có thể theo điều kiện ổn định). Điều độ rất ngắn hạn
CSPK (15-30 phút) cũng được nghiên cứu. Tuy nhiên, việc điều độ rất ngắn
hạn CSPK hiện nay cịn ít được áp dụng.
c) Chế độ vận hành cưỡng bức


8

Các bài tốn nghiên cứu về phân bố dịng cơng suất thông thường được
mô tả với phụ tải đã biết, tương ứng với chế độ xác lập (CĐXL) 3 pha đối
xứng. Cần phân biệt CĐXL bình thường và CĐXL cưỡng bức. Trong CĐXL
bình thường các quan hệ ràng buộc dựa trên cơ sở cấu trúc thực (actual
structure) của lưới với số nút, số nhánh hoàn toàn xác định, kể cả trạng thái
làm việc của các máy phát. Các ràng buộc trong chế độ cưỡng bức (cịn gọi là
chế độ có mức an toàn n-1 hoặc chế độ khẩn cấp) được định nghĩa như sau.
Một hệ thống vận hành trong chế độ n-1 nếu:
- Trước đột biến thoả mãn các ràng buộc vận hành bình thường;

- Có một nhánh (kể cả thiết bị bù ngang) hoặc một máy phát ngừng
làm việc.
Tối ưu hố chế độ vận hành cưỡng bức có liên quan nhiều với yêu cầu
về độ tin cậy. Đó là vì trong trạng thái vận hành cưỡng bức, nếu có xảy ra một
đột biến nào đó thì hệ thống dễ chuyển sang chế độ rất xấu. Để khôi phục
được cần phải mất một thời gian quá độ. Trong trường hợp này mâu thuẫn
giữa yêu cầu nâng cao độ tin cậy với chi phí tăng thêm về vốn đầu tư và ảnh
hưởng tới mơi trường có ý nghĩa trọng yếu trong nội dung bài toán.
1.1.2 Hệ thống truyền tải mở
Sự liên kết hệ thống điện giữa các nước đang trở thành xu hướng. Cửa
mở liên thông giữa các hệ thống đưa đến những yêu cầu quan trọng trong
quản lý và tính toán, trước hết là giá mua và bán điện. Điều này khá phức tạp
vì có quan hệ với đầu tư lưới, các ràng buộc kỹ thuật của cả hai phía (mua
CSTD, tự bù CSPK...).
Hàm mục tiêu trong trường hợp này bao gồm các tiêu chí:
- Cực tiểu chi phí;
- Truyền tải tối đa;
- Tổn thất ít nhất.
Đối với hệ thống phát có thể đưa các tiêu chí trên vào hàm mục tiêu
độc lập với hệ thống nhận công suất. Sau đó tổ chức q trình vận hành và
thiết lập phương pháp mua bán điện năng. Đối với hệ thống nhận, cần tính
tốn giá điện mua trong bài tốn tối ưu hoá đầu tư lưới và phương thức mua
bán. Đây cũng là một nội dung khá phong phú, rất mới mẻ nhưng cần được
quan tâm đối với HTĐ Việt Nam.


9

1.1.3 Mơ tả tốn học của bài tốn tối ưu hố thơng thường.
Một bài tốn tối ưu hố vận hành HTĐ có 3 thành phần cơ bản: hàm

mục tiêu, các ràng buộc phải thoả mãn và các biến [8].
Trong trường hợp chung, có thể mơ tả bài tốn như sau:
Cực tiểu hoá hàm f(x)
(1.1)
sao cho:
g(x) = 0
(1.2)
hmin < h(x) < hmax
(1.3)
Trong đó:
f(x)
hàm mục tiêu
g(x)
phương trình
h(x)
ràng buộc bất phương trình
x
vectơ biến trạng thái và biến điều khiển
hmin
giới hạn dưới của ràng buộc bất phương trình
hmax
giới hạn trên của ràng buộc bất phương trình
a) Hàm mục tiêu
Có nhiều hàm mục tiêu khác nhau có thể được sử dụng trong các bài
tốn tối ưu hố HTĐ.
- Cực tiểu hố chi phí vận hành
Hàm mục tiêu trong trường hợp này được biểu diễn ở dạng tổng chi phí
vận hành của tất cả các máy phát cộng với chi phí trao đổi cơng suất với hệ
thống liên kết. Chi phí tổn thất trên lưới thường được kể đến thơng qua hệ
phương trình cân bằng cơng suất lưới.

Dạng chung của hàm mục tiêu trong trường hợp cực tiểu hố chi phí
vận hành là:
NS

G

m =1

i =1

f ( x ) = ∑ ∆t m ∑ Ci ( Pgi ) ⇒ min

(1.4)

∆tm khoảng thời gian m;
NS số khoảng thời gian;
G số máy phát;
Ci(Pgi) hàm chi phí vận hành của máy phát thứ i hoặc chi phí cơng suất
trao đổi với HTĐ liên kết;
Pgi cơng suất tác dụng.
Trong bài tốn tĩnh (chỉ có một bước thời gian) hàm được thu gọn lại
thành:


10

G

f ( x ) = ∑ Ci ( Pgi ) ⇒ min

(1.5)

i =1

Hàm chi phí Ci(Pgi) thể hiện mối phụ thuộc chi phí vận hành của máy
phát vào cơng suất tác dụng của nó. Hàm này trong mức độ gần đúng khác
nhau có thể là tuyến tính, tuyến tính từng khúc, hàm bậc hai, đa thức bậc cao
hơn... Dạng hàm có quan hệ quyết định đến khả năng sử dụng các phương
pháp giải bài toán.
Trong ký hiệu dạng chung của hàm f(x), x là vectơ các biến trạng thái
hệ thống và biến điều khiển (CSTD của máy phát và CS trao đổi qua HTĐ
liên kết), muốn nói lên sự phụ thuộc phức tạp của hàm mục tiêu vào chế độ hệ
thống. Sự phụ thuộc này xác định bởi quan hệ của công các suất Pgi trên hàm
mục tiêu với sự có mặt của chúng trong hệ ràng buộc và giới hạn (1.2) và
(1.3) của bài toán. Trong bài toán phân bố tối ưu công suất đầy đủ các biến
điều khiển bao gồm cả CSTD và CSPK, đều nằm trong hàm mục tiêu.
Khi giải bài toán tối ưu hoá dài hạn hàm mục tiêu cần chứa biến công
suất của mọi tổ máy (chúng có thể chỉ tham gia trong những khoảng thời nhất
định, quyết định bởi lời giải tối ưu). Khi đó các chi phí khởi động, điều chỉnh
cơng suất và chạy không tải đều cần phải đưa vào.
- Cực tiểu hố tổn thất cơng suất tác dụng
Bài tốn cực tiểu hoá tổn thất CSTD thường được thực hiện tiếp sau bài
tốn cực tiểu hố chi phí vận hành hay cũng có thể hiểu là giai đoạn 2 của bài
tốn phân bố tối ưu công suất đầy đủ (cả CSTD và CSPK). Khi đó cơng suất
tác dụng của tất cả các máy phát kể cả máy phát của nút cân bằng đều được
coi là đã hoàn toàn xác định và tối ưu theo chi phí vận hành. Tối ưu hố các
biến điều khiển chỉ cịn là phân bố cơng suất phản kháng, điều chỉnh điện áp.
Trong trường hợp này thực chất trị số của hàm mục tiêu chính là tổng
các tổn thất trên mọi nhánh của lưới tính theo cơng thức chung RI2. Tuy nhiên,
để thuận tiện hơn ta có thể biểu diễn bằng cách sử dụng các biến trong các

phương trình ràng buộc (phương trình trạng thái của lưới). Người ta thường
biểu diễn hàm mục tiêu theo 2 cách: cực tiểu công suất tổng của nút cân bằng
hoặc cực tiểu tổng công suất hai đầu các nhánh của lưới.
Trường hợp thứ nhất hàm mục tiêu có dạng:
(1.6)
f ( x ) = Px 0 ⇒ min
Trường hợp thứ hai, hàm mục tiêu được viết theo công suất hai đầu của
mỗi nhánh:
(1.7)
f ( x ) = ∑ ( Pij + Pji ) ⇒ min


11

Tổng được lấy theo mọi nhánh trong vùng lưới quan tâm.
- Cực đại hố dự trữ cơng suất phản kháng
Phụ thuộc vào cấu trúc hệ thống, việc thực hiện cực tiểu hố tổn thất
CSTD có thể làm ảnh hưởng đến độ an tồn vận hành (ví dụ mất ổn định điện
áp), do cực tiểu hố tổn thất CSTD có thể dẫn đến thiếu dự trữ CSPK ở một
số vùng. Để tránh nguy cơ này cần đưa vào hàm mục tiêu các quan hệ đảm
bảo dự trữ CSPK cho mọi khu vực (tất cả các máy phát).
Hàm mục tiêu được biểu diễn trong trường hợp này là tổng có trọng số
dự trữ CSPK của tất cả các máy phát. Hàm có dạng sau:
G

f ( x) = ∑Wi (Q gi − Qgi ) 2 ⇒ max

(1.8)

i =1

Các hệ số gia trọng trong biểu thức được tính như sau:
−1
(1.9)
Wi = Q gi − Q gi

(

)

Trong đó,

Q gi , Q gi − là các giới hạn trên và giới hạn dưới của công suất phản

kháng phát của các máy phát.
Có thể thấy hệ số gia trọng tỉ lệ nghịch với độ rộng vùng điều chỉnh của
CSPK của mỗi máy phát.
- Cực đại hố cơng suất truyền tải
Do những lý do khác nhau (nhất là trong trường hợp quản lý lưới điện
theo cơ chế thị trường mua bán điện) cần phải cực đại hoá CSTD truyền tải
trên những phần lưới quan tâm. Trong trường hợp này hàm mục tiêu có thể
biểu diễn theo một số dạng phụ thuộc vào cấu trúc lưới. Có 3 trường hợp cần
phân biệt.
a) Trường hợp truyền tải giữa 2 nút (point-to-point).
Hàm mục tiêu có thể chọn là cơng suất nguồn Pg hoặc tổng công suất
tải PL. Trong trường hợp chung hơn PL có thể gồm tải ở cả các nút trung gian
trong lưới.
b) Trường hợp truyền tải giữa 2 nút, có lưới song song.
Hàm mục tiêu cũng giống như trường hợp trên nhưng cần thêm ràng
buộc về quan hệ phân tải với lưới song song. Trường hợp riêng đơn giản nhất

khi tải trên lưới xét làm việc độc lập với lưới song song. Khi đó khơng cần có
ràng buộc nào bổ sung.
c) Trường hợp có nhiều mạch truyền tải nối liên kết hai lưới phức tạp.
Hàm mục tiêu trong trường hợp này có thể biểu diễn là tổng cơng suất
tác dụng truyền tải đi qua mặt cắt A-A nào đó tách riêng hai phần lưới. Ta có:


12

N

f ( x ) = ∑ Pi ⇒ max

(1.10)

i =1

N là số phần tử trong mặt cắt.
Trong trường hợp này ràng buộc về giới hạn điện áp các nút cần phải
được xét đến.
- Cực tiểu hố ơ nhiễm mơi trường
Có những đại lượng khác nhau biểu thị ảnh hưởng ô nhiễm mơi trường,
ví dụ khối lượng khí thải (SO2) từ các nhà máy nhiệt điện, độ tăng nhiệt độ
nước sông do hoạt động của hệ thống nước tuần hoàn làm mát các bình ngưng.
Hạn chế các đại lượng này có thể thực hiện trong ràng buộc nhưng cũng có
thể đưa vào hàm mục tiêu theo nghĩa cực tiểu hoá. Hàm mục tiêu trong trường
hợp này có dạng:
G

f ( x ) = ∑ Ei ( Pgi ) ⇒ min

(1.11)

i =1

Trong Ei là hàm biểu diễn quan hệ giữa đại lượng ô nhiễm với cơng
suất tổ máy. Quan hệ này thường có dạng phi tuyến, xác định bằng thực
nghiệm và biểu diễn gần đúng theo đa thức.
1.2

FACTS và các ứng dụng của FACTS

1.2.1. Giới thiệu
Cùng với sự phát triển rất nhanh của hệ thống điện, địi hỏi những cơng
nghệ mới để khai thác triệt để các khả năng của hệ thống điện hiện có mà
khơng ảnh hưởng đến sự an tồn của hệ thống. Để đáp ứng nhu cầu này, các
nghiên cứu về thiết bị điều chỉnh hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt
(FACTS - Flexible AC Transmission Systems) đã được bắt đầu nghiên cứu
vào cuối năm 1980 nhằm giải quyết 2 vấn đề chính: để nâng cao khả năng
truyền tải của các hệ thống truyền tải và giữ công suất trong khoảng giới hạn
đã định trước. Để thực hiện các u cầu trên địi hỏi phải có các phương pháp
điều khiển hiệu quả dịng cơng suất. Với việc sử dụng cuộn kháng để điều
khiển biên độ và góc pha của điện áp, cơng nghệ FACTS có đủ khả năng điều
khiển nhanh một cách linh hoạt công suất tác dụng và phản kháng của hệ
thống điện [23,24].
Với sự phát triển mạnh mẽ của cơng nghệ điện tử cơng suất, ngày càng
có nhiều các thiết bị FACTS được thiết kế và ứng dụng. Các thiết bị FACTS
khác nhau có các thơng số điều khiển khác nhau và có các mơ hình vật lý
khác nhau để điều khiển công suất.

13

Theo các thơng số điều khiển có thể chia thiết bị FACTS thành 3 dạng
A, B và C. Bảng 1.1 liệt kê các dạng khác nhau với các thông số được điều
khiển tương ứng với các ví dụ về thiết bị FACTS [24].
Bảng 1.1: Các dạng thiết bị FACTS
Dạng

Thiết bị FACTS

A

Điều khiển công suất hợp nhất
Unified Power Flow Controller
(UPFC)

Chức năng điều khiển
Điều khiển công suất tác
dụng và phản kháng, điều
khiển điện áp
(P,Q,U)

Tụ bù dọc điều khiển bằng Thyristor

Các thông số
điều khiển
VT , ϕT , Iq

0B

B

C

Thyristor-Controlled Series Capacitor
(TCSC)
Thiết bị bù dọc đồng bộ tĩnh
Static Synchronous Series Compensator
(SSSC)
Thiết bị chuyển pha điều khiển Thyristor
Thyristor-Controlled Phase-shifter
(TCPS)
Máy bù tĩnh
Static Var Compensator
(SVC)
Bù đồng bộ tĩnh
Static Synchronous Compensator
(STATCOM)

xC
Điều khiển công suất tác
dụng
(P)

VC

δ

Điều chỉnh điện áp

(U)

IS

Thiết bị FACTS dạng A: Hình (1.1) cho thấy thiết bị FACTS được nối
vào giữa một đường dây nối từ nút i đến nút j. Giả thiết trong thiết bị FACTS
dạng A, công suất tác dụng và phản kháng truyền tải trên đường dây được
điều khiển, còn biên độ điện áp và góc pha của nút khơng được xác định và
coi như độc lập với các trạng thái trào lưu công suất truyền tải điều khiển.
Thiết bị FACTS dạng B: Hình (1.2) chỉ ra thiết bị FACTS dạng B.
−

Trong thiết bị này, chỉ có cơng suất tác dụng Pij truyền tải trên đường dây
được điều khiển.
Thiết bị FACTS dạng C: Thiết bị FACTS dạng này được chỉ ra trên
hình (1.3) là một thiết bị điều khiển công suất phản kháng tại nút. Thiết bị này


14

điều chỉnh công suất phản kháng bơm vào nút để điều khiển biên độ điện áp
tại nút đó.

Để điều khiển cơng suất một cách có hiệu quả trong hệ thống điện, cần
xem xét đến các yếu tố giới hạn khả năng truyền tải và xác định rõ lợi ích đạt
được khi áp dụng các thiết bị điều khiển FACTS.
1.2.2 Mối quan hệ của các thông số điều khiển trên đường dây truyền tải
Để xem xét đến sự thay đổi của các thông số chế độ của HTĐ liên quan
đến các thông số điều khiển của thiết bị FACTS, ta xem xét ví dụ một đường
dây truyền tải đơn giản trên hình 1.4(a). Nút 1 và 2 là thanh cái của các trạm

biến áp lớn hoặc được nối với các nguồn, để đơn giản giả thiết là các nút có
cơng suất vô cùng lớn. Hai nút được nối với nhau thông qua đường dây truyền
tải chỉ có điện kháng X (bỏ qua điện trở và dung dẫn của đường dây). E1 và
E2 là biên độ điện áp tại các nút tương ứng và góc lệch là δ. EL là véc tơ điện
áp giáng trên điện kháng X của đường dây. Biên độ dịng điện trên đường dây
nhận được theo cơng thức: I =
46.8 61.265
47610.0 61.266
47621.3 61.238
47628.9 61.298
47610.7 61.218
47705.6 61.162
48033.7 61.259
47918.6 61.263
47614.8 61.209
47658.8 61.256


109

2012-2015
2015-2016
2018-2017
2018-2019
2020-2021
2020-2024
2021-2024
2021-2022
2022-2023
2024-2025

2005-2006
2027-2026

43064.1
43116.7
43028.9
43271.8
36983.5
42621.7
42846.0
42971.1
42994.0
42824.7
42831.7
42937.7

68.897
68.958
68.892
68.896
83.283
68.926
68.862
68.892
68.896
68.952
68.947
68.892

47759.1

47812.3
47724.9
47967.4
47574.5
47624.6
47623.6
46800.9
47690.2
47619.0
47619.9
47633.9

61.263
61.263
61.265
61.266
60.524
61.229
61.207
58.786
61.266
61.254
61.254
61.266

42917.7
42832.4
38092.3
42698.9
36954.5

40371.6
36996.9
36974.8
36998.6
36983.5
36985.1
37023.8

71.069
71.353
78.447
68.936
78.264
71.957
81.978
77.667
81.694
82.359
82.392
82.852

AC500
97.5km

61.367
61.278
61.325
61.233
58.522
61.230

60.061
58.724
59.225
60.313
60.650
60.846

2x250MVA

2x125MVA

2x125MVA

47669.1
47619.7
47700.7
47684.6
47052.5
47609.1
47307.0
46889.2
46902.9
47226.0
47423.9
47596.5

2x250MVA

8x240MW

125MVA

2x63MVA

2003

220kV

AC500
40km
8x315MVA
2001

AC500
17km

AC500
74km

220kV

AC400
41.2km

2x450MVA
2002

AC2K500
65 km
5001

500kV

A
14 C400
km

2A
C
90 K 300
km

ACK300
75.9km

2x250MVA
500kV

ACSR-4x330
74.3km

ACSR-4x330
89.2km
5003

2019

AC400
14km

2x125MVA
AC400
44km

450MVA

2017
450MVA

5004
2018

220kV

2x125MVA
500kV

ACSR-4x330
307km

220kV
2020

2ACK300
23km
2024

AC330
61km

AC500
31km
2021

2022

ACK300
70km

5009

Da Nang

450MVA

2x125MVA

AC2K300
73km

2x125MVA

2x125MVA

Hình 4.3 Vị trí của TCSC và TCPAR trong hệ thống điện miền Bắc Việt Nam
(khoanh hình elip đậm)
Sau đây ta sẽ phân tích so sánh kết quả của mơ hình có FACTS được
lắp đặt trên 02 đường dây lựa chọn.
Kết quả tổn thất công suất tác dụng và chi phí khi có thiết bị TCSC và
TCPAR tại vị trí đặt tối ưu tại mỗi giờ của biểu đồ phụ tải ngày mùa hè điển

hình cho tại bảng 4.11 đối với Model-1 và bảng 4.12 đối với Model-2.