SO SÁNH CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN BỔ TỔN THẤT CÔNG SUẤT  CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 33 NÚT IEEE

Lê Toản; Dương Duy Long; Hà Duy Giang; Nguyễn Tuấn Anh; Phạm Năng Văn

doi:10.34238/tnu-jst.6242

SO SÁNH CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN BỔ TỔN THẤT CÔNG SUẤT CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 33 NÚT IEEE

Thông tin bài báo

Ngày nhận bài: 08/07/22 Ngày hoàn thiện: 19/08/22 Ngày đăng: 19/08/22

Các tác giả

1. Lê Toản, Trường Điện – Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội
2. Dương Duy Long, Trường Điện – Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội
3. Hà Duy Giang, Trường Điện – Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội
4. Nguyễn Tuấn Anh, Trường Điện – Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội
5. Phạm Năng Văn , Trường Điện – Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội

Tóm tắt

Sự tái cấu trúc ngành điện và phát triển thị trường điện đã dẫn đến nhu cầu thực hiện bài toán phân bổ chi phí sử dụng lưới điện cho các đơn vị tham gia thị trường. Một trong các thành phần quan trọng của chi phí sử dụng lưới điện là chi phí cho tổn thất công suất trên lưới điện. Tuy nhiên, vì tổn thất công suất và công suất nút có mối quan hệ phi tuyến nên giải quyết bài toán phân bổ tổn thất công suất trong lưới điện là một nhiệm vụ khó khăn. Do đó, các phương pháp phân bổ tổn thất công suất hiện tại chưa đảm bảo được yếu tố công bằng cho các đơn vị sử dụng lưới điện. Bài báo này so sánh ba phương pháp phân bổ tổn thất công suất của lưới điện, bao gồm phương pháp phân bổ tổn thất công suất sử dụng nguyên lý xếp chồng, phương pháp dựa trên trào lưu công suất cải biên và phương pháp hệ số tổn thất biên. Kết quả phân bổ tổn thất công suất cho lưới điện phân phối 33 nút IEEE được sử dụng để so sánh và đánh giá ba phương pháp.

Từ khóa

Thị trường điện; Phân bổ tổn thất công suất; Nguyên lý xếp chồng; Trào lưu công suất cải biên; Hệ số tổn thất biên

Toàn văn:

PDF

Tài liệu tham khảo

[1] N. V. Pham, D. H. Nguyen, and D. H. Nguyen, “The impact of TCSC on transmission costs in wholesale power markets considering bilateral transactions and active power reserves,” Univ. Danang - J. Sci. Technol., vol. 12, no. 109, pp. 24–28, Dec. 2016.

[2] A. J. Conejo, F. D. Galiana, and I. Kockar, “Z-bus loss allocation,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 16, no. 1, pp. 105–110, 2001.

[3] M. Atanasovski and R. Taleski, “Power summation method for loss allocation in radial distribution networks with DG,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 26, no. 4, pp. 2491–2499, 2011.

[4] S. Sharma and A. R. Abhyankar, “Loss allocation for weakly meshed distribution system using analytical formulation of Shapley value,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 32, no. 2, pp. 1369–1377, 2016.

[5] A. J. Conejo, J. M. Arroyo, N. Alguacil, and A. L. Guijarro, “Transmission loss allocation: a comparison of different practical algorithms,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 17, no. 3, pp. 571–576, 2002.

[6] D. Rajičić and M. Todorovski, “Participation of every generator to loads, currents, and power losses,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 36, no. 2, pp. 1638–1640, 2020.

[7] D. L. Duong, T. A. Nguyen, and N. V. Pham, “Superposition principle-based method for power loss allocation in power systems,” Univ. Danang - J. Sci. Technol., vol. 20, no. 6.2, pp. 63–68, 2022.

[8] T. Yang, Y. Guo, L. Deng, H. Shu, X. Shen, and H. Sun, “A distribution system loss allocation approach based on a modified distflow model,” in 2020 IEEE Power & Energy Society General Meeting (PESGM), 2020, pp. 1–5.

[9] J. Mutale, G. Strbac, S. Curcic, and N. Jenkins, “Allocation of losses in distribution systems with embedded generation,” IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib., vol. 147, no. 1, pp. 7–14, 2000.

[10] N. V. Pham and Q. D. Do, “Different linear power flow models for radial power distribution grids: a comparison,” TNT J. Sci. Technol., vol. 226, no. 15, pp. 12–19, Aug. 2021.

[11] S. Zhou, M. Wang, J. Wang, M. Yang, and X. Dong, “Time-Process Power Flow Calculation Considering Thermal Behavior of Transmission Components,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 35, no. 6, pp. 4232–4250, Nov. 2020.

[12] MATLAB [Online]. Available: https://www.mathworks.com/products/matlab.html [Accessed June 2022].

DOI: https://doi.org/10.34238/tnu-jst.6242

Các bài báo tham chiếu

Hiện tại không có bài báo tham chiếu



Ghi nhớ