Giải bài toán trào lưu công suất tối ưu sử dụng mô hình MILP cho lưới phân phối có thiết bị điều chỉnh điện áp bước
11 lượt xemDOI:
https://doi.org/10.54939/1859-1043.j.mst.112.2026.64-72Từ khóa:
Trào lưu công suất tối ưu (OPF); Mô hình tuyến tính nguyên thực hỗn hợp (MILP); Thiết bị điều chỉnh điện áp (SVR); Lưới điện phân phối; Giá biên nút (LMP).Tóm tắt
Bài báo đề xuất mô hình quy hoạch tuyến tính nguyên thực hỗn hợp (MILP) để giải bài toán trào lưu công suất tối ưu (OPF) trong lưới điện phân phối có thiết bị điều chỉnh điện áp bước (SVR). Bài toán OPF có hàm mục tiêu là tối thiểu hóa tổng chi phí của lưới điện phân phối, bao gồm chi phí mua công suất tác dụng và công suất phản kháng từ lưới truyền tải, chi phí phát công suất tác dụng và công suất phản kháng của các nguồn điện phân tán (DG). Các ràng buộc được xem xét bao gồm hệ phương trình trào lưu công suất, ràng buộc điện áp nút, giới hạn công suất truyền tải trên các nhánh, giới hạn hệ số công suất tại điểm đấu nối và ràng buộc liên quan đến SVR. Mô hình MILP của bài toán OPF trong lưới phân phối được phát triển từ mô hình quy hoạch phi tuyến nguyên thực hỗn hợp (MINLP) bằng cách tuyến tính hóa hệ phương trình trào lưu công suất và xây dựng mô hình tuyến tính chính xác của SVR. Mô hình MILP đề xuất được đánh giá trên lưới điện 33 nút IEEE với các kịch bản tải khác nhau sử dụng ngôn ngữ lập trình GAMS và bộ giải thương mại CPLEX. Các kết quả tính toán cho thấy rằng mô hình MILP hiệu quả về mặt tính toán và nấc phân áp tối ưu của SVR giúp giảm chi phí vận hành của lưới phân phối.
Tài liệu tham khảo
[1]. F. Li and R. Bo. “DCOPF-based LMP simulation: Algorithm, comparison with ACOPF, and sensitivity”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 22, no. 4, pp. 1475–1485, (2007).
[2]. J. P. Zhan, Q. H. Wu, C. X. Guo, and X. X. Zhou. “Fast lambda iteration method for economic dispatch with prohibited operating zones”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 29, no. 2, pp. 990–991, (2013).
[3]. B. Kocuk, S. S. Dey, and X. A. Sun. “Strong SOCP Relaxations for the Optimal Power Flow Problem”. Operations Research, vol. 64, no. 6, pp. 1177–1196, (2016). DOI: 10.1287/opre.2016.1489.
[4]. W. Wei, J. Wang, and L. Wu. “Distribution optimal power flow with real-time price elasticity”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 33, no. 1, pp. 1097–1098, (2017).
[5]. X. Wu, A. J. Conejo, and N. Amjady. “Robust security constrained ACOPF via conic programming: Identifying the worst contingencies”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 33, no. 6, pp. 5884–5891, (2018).
[6]. P. Pareek and A. Verma. “Piecewise Linearization of Quadratic Branch Flow Limits by Irregular Polygon”. IEEE Trans. Power Syst., vol. 33, no. 6, pp. 7301–7304, (2018). DOI: 10.1109/TPWRS.2018.2865181.
[7]. Z. Yan and Y. Xu. “Real-time optimal power flow: A Lagrangian-based deep reinforcement learning approach”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 35, no. 4, pp. 3270–3273, (2020).
[8]. K. Sun and X. A. Sun. “A two-level ADMM algorithm for AC OPF with global convergence guarantees”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 36, no. 6, pp. 5271–5281, (2021).
[9]. S. Mhanna and P. Mancarella. “An exact sequential linear programming algorithm for the optimal power flow problem”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 37, no. 1, pp. 666–679, (2021).
[10]. Y. Lan, Q. Zhai, X. Liu, and X. Guan. “Fast stochastic dual dynamic programming for economic dispatch in distribution systems”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 38, no. 4, pp. 3828–3840, (2022).
[11]. D. G. Ha, T. Le, and N. V. Pham. “Using second-order cone programming for power flow analysis considering ZIP load model in power distribution systems”. TNU Journal of Science and Technology, vol. 228, no. 2, pp. 184−192, (2023).
[12]. W. Wu, Z. Tian, and B. Zhang. “An exact linearization method for OLTC of transformer in branch flow model”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 32, no. 3, pp. 2475–2476, (2016).
[13]. Z. Tian, W. Wu, B. Zhang, and A. Bose. “Mixed‐integer second‐order cone programming model for VAR optimization and network reconfiguration in active distribution networks”. IET Generation Trans & Dist, vol. 10, no. 8, pp. 1938–1946, (2016). DOI: 10.1049/iet-gtd.2015.1228.
[14]. H. Sekhavatmanesh and R. Cherkaoui. “Analytical approach for active distribution network restoration including optimal voltage regulation”. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 34, no. 3, pp. 1716–1728, (2018).
