LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NGÀY TỚI CHO HỆ THỐNG ĐIỆN HỖN HỢP NHIỆT ĐIỆN THAN VÀ TUABIN KHÍ CHU TRÌNH HỖN HỢP

Phạm Năng Văn; Lê Toản; Đỗ Minh Hồng; Đào Long Vũ

doi:10.34238/tnu-jst.11897

LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NGÀY TỚI CHO HỆ THỐNG ĐIỆN HỖN HỢP NHIỆT ĐIỆN THAN VÀ TUABIN KHÍ CHU TRÌNH HỖN HỢP

Thông tin bài báo

Ngày nhận bài: 15/01/25 Ngày hoàn thiện: 28/02/25 Ngày đăng: 28/02/25

Các tác giả

1. Phạm Năng Văn , Trường Điện ‒ Điện tử - Đại học Bách khoa Hà Nội
2. Lê Toản, Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO)
3. Đỗ Minh Hồng, Trường Điện ‒ Điện tử - Đại học Bách khoa Hà Nội
4. Đào Long Vũ, Trường Điện ‒ Điện tử - Đại học Bách khoa Hà Nội

Tóm tắt

Mức độ tham gia đáng kể của nguồn năng lượng tái tạo đòi hỏi độ linh hoạt ngày càng cao của hệ thống điện. Do đó, các nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp sẽ dần chiếm tỷ trọng lớn trong cơ cấu nguồn điện và đóng một vai trò quan trọng trong mục tiêu chuyển dịch năng lượng. Lập lịch vận hành cho các tổ máy tuabin khí chu trình hỗn hợp với nhiều chế độ vận hành trở thành một bài toán tối ưu hóa phức tạp do các tổ máy này có nhiều cấu hình dựa trên số lượng tuabin khí và tuabin hơi. Bài báo này trình bày mô hình quy hoạch tuyến tính với số nguyên của bài toán lựa chọn tổ máy vận hành trong hệ thống hỗn hợp nhiệt điện than và tuabin khí chu trình hỗn hợp. Hàm mục tiêu của mô hình đề xuất là cực tiểu tổng chi phí sản xuất của hệ thống, đồng thời thỏa mãn các ràng buộc của tổ máy nhiệt điện than, tuabin khí chu trình hỗn hợp với nhiều chế độ vận hành và lưới điện. Mô hình tối ưu đề xuất được đánh giá trên lưới điện 8 nút IEEE cải biên sử dụng bộ giải thương mại CPLEX với ngôn ngữ lập trình GAMS. Kết quả tính toán cho thấy rằng tổng chi phí sản xuất và giá điện của hệ thống có tổ máy tuabin khí chu trình hỗn hợp nhỏ hơn so với hệ thống chỉ có nhà máy nhiệt điện than.

Từ khóa

Tuabin khí chu trình hỗn hợp; Lựa chọn tổ máy vận hành; Quy hoạch tuyến tính với số nguyên; Giá biên nút; Nghẽn mạch

Toàn văn:

PDF

Tài liệu tham khảo

[1] S. García-Marín, W. González-Vanegas, and C. E. Murillo-Sánchez, “MPNG: A MATPOWER-Based Tool for Optimal Power and Natural Gas Flow Analyses,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 39, no. 4, pp. 5455–5464, Jul. 2024, doi: 10.1109/TPWRS.2022.3195684.

[2] S. Chen, A. J. Conejo, R. Sioshansi, and Z. Wei, “Unit Commitment With an Enhanced Natural Gas-Flow Model,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 34, no. 5, pp. 3729–3738, Sep. 2019, doi: 10.1109/TPWRS.2019.2908895.

[3] S. Chen, A. J. Conejo, and Z. Wei, “Gas-Power Coordination: From Day-Ahead Scheduling to Actual Operation,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 37, no. 2, pp. 1532–1542, Mar. 2022, doi: 10.1109/TPWRS.2021.3098768.

[4] A. M. Elsayed, A. M. Maklad, and S. M. Farrag, “A new priority list unit commitment method for large-scale power systems,” in 2017 Nineteenth International Middle East Power Systems Conference (MEPCON), Oct. 2017, pp. 359–367. doi: 10.1109/MEPCON.2017.8301206.

[5] J. M. Arroyo and A. J. Conejo, “Multiperiod auction for a pool-based electricity market,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 17, no. 4, pp. 1225–1231, Oct. 2002, doi: 10.1109/TPWRS.2002.804952.

[6] A. L. Motto, F. D. Galiana, A. J. Conejo, and J. M. Arroyo, “Network-constrained multiperiod auction for a pool-based electricity market,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 17, no. 3, pp. 646–653, Aug. 2002, doi: 10.1109/TPWRS.2002.800909.

[7] D. Tuncer and B. Kocuk, “An MISOCP-Based Decomposition Approach for the Unit Commitment Problem With AC Power Flows,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 38, no. 4, pp. 3388–3400, Jul. 2023, doi: 10.1109/TPWRS.2022.3206136.

[8] F. J. Díaz, J. Contreras, J. I. Muñoz, and D. Pozo, “Optimal Scheduling of a Price-Taker Cascaded Reservoir System in a Pool-Based Electricity Market,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 26, no. 2, pp. 604–615, May 2011, doi: 10.1109/TPWRS.2010.2063042.

[9] L. S. M. Guedes, P. D. M. Maia, A. C. Lisboa, D. A. G. Vieira, and R. R. Saldanha, “A Unit Commitment Algorithm and a Compact MILP Model for Short-Term Hydro-Power Generation Scheduling,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 32, no. 5, pp. 3381–3390, Sep. 2017, doi: 10.1109/TPWRS.2016.2641390.

[10] P. Xia, C. Deng, Y. Chen, and W. Yao, “MILP Based Robust Short-Term Scheduling for Wind–Thermal–Hydro Power System With Pumped Hydro Energy Storage,” IEEE Access, vol. 7, pp. 30261–30275, 2019, doi: 10.1109/ACCESS.2019.2895090.

[11] G. Morales-España, C. M. Correa-Posada, and A. Ramos, “Tight and Compact MIP Formulation of Configuration-Based Combined-Cycle Units,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 31, no. 2, pp. 1350–1359, Mar. 2016, doi: 10.1109/TPWRS.2015.2425833.

[12] X. Fang, L. Bai, F. Li, and B.-M. Hodge, “Hybrid component and configuration model for combined-cycle units in unit commitment problem,” Journal of Modern Power Systems and Clean Energy, vol. 6, no. 6, pp. 1332–1337, Nov. 2018, doi: 10.1007/s40565-018-0409-1.

[13] N. V. Pham, T. H. T. Nguyen, V. H. Trinh, and Q. C. Vu, “A MILP-based formulation for thermal-wind-BESS unit commitment problem considering network power loss,” TNU Journal of Science and Technology, vol. 227, no. 16, pp. 85–93, Oct. 2022, doi: 10.34238/tnu-jst.6485.

[14] H. Daneshi, A. L. Choobbari, M. Shahidehpour, and Z. Li, “Mixed integer programming method to solve security constrained unit commitment with restricted operating zone limits,” in 2008 IEEE International Conference on Electro/Information Technology, Ames, IA, USA: IEEE, May 2008, pp. 187–192. doi: 10.1109/EIT.2008.4554293.

[15] GAMS Development Corp., “GAMS Documentation 46,” Feb. 17, 2024. [Online]. Available: https://www.gams.com. [Accessed Feb. 25, 2024].

DOI: https://doi.org/10.34238/tnu-jst.11897

Các bài báo tham chiếu

Hiện tại không có bài báo tham chiếu



Ghi nhớ