Nghiên cứu áp dụng pin mặt trời áp mái cho các dự án khu nhà ở áp dụng tính toán cho khu nhà nghỉ dưỡng ba vì

TRẦN ĐĂNG HẠNH BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - TRẦN ĐĂNG HẠNH KỸ THUẬT ĐIỆN NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG PIN MẶT TRỜI ÁP MÁI CHO CÁC DỰ ÁN KHU NHÀ Ở ÁP DỤNG TÍNH TỐN CHO KHU NHÀ NGHỈ DƯỠNG BA VÌ LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT KỸ THUẬT ĐIỆN KHÓA 2016B Hà Nội – Năm 2018 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - TRẦN ĐĂNG HẠNH NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG PIN MẶT TRỜI ÁP MÁI CHO CÁC DỰ ÁN KHU NHÀ Ở ÁP DỤNG TÍNH TỐN CHO KHU NHÀ NGHỈ DƯỠNG BA VÌ Chun ngành : Kỹ thuật điện - Hệ thống điện LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT KỸ THUẬT ĐIỆN NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC : PGS TS TRẦN BÁCH Hà Nội – Năm 2018 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan toàn luận văn “Nghiên cứu áp dụng pin mặt trời áp mái cho dự án khu nhà Áp dụng tính tốn cho khu nhà nghỉ dưỡng Ba Vì” cơng trình nghiên cứu riêng tơi Các số liệu kết luận văn hoàn toàn trung thực với thực tế chưa cơng bố Để hồn thành luận văn tơi sử dụng tài liệu nêu danh mục tài liệu tham khảo không chép hay sử dụng tài liệu khác Nếu phát có chép tơi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm Hà Nội, ngày tháng năm 2018 Tác giả luận văn Trần Đăng Hạnh i LỜI CẢM ƠN Sau thời gian nghiên cứu tìm hiểu, giúp đỡ tận tình thầy giáo môn Hệ thống điện – Trường đại học Bách Khoa Hà Nội, đặc biệt giúp đỡ tận tình thầy giáo PGS.TS Trần Bách, tơi hoàn thành luận văn với đề tài “Nghiên cứu áp dụng Pin mặt trời áp mái cho dự án khu nhà Áp dụng tính tốn cho khu nhà nghỉ dưỡng Ba Vì ” Lời cho gửi lời cảm ơn chân thành đến thầy giáo PGS.TS Trần Bách hướng dẫn giúp đỡ tạo điều kiện thuận lợi cho suốt q trình làm luận văn Và tơi xin cảm ơn bạn bè đồng nghiệp người thân bên động viên tiếp thêm sức mạnh để hồn thành luận văn Do kiến thức cịn hạn chế nên luận văn khơng tránh khỏi có sai sót q trình làm Tơi mong nhận lời nhận xét góp ý từ thầy cô giáo để luận văn hồn thiện Tơi xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành cảm ơn! ii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i LỜI CẢM ƠN ii MỤC LỤC iii DANH MỤC HÌNH ẢNH v DANH MỤC BẢNG vi DANH MỤC BIỂU ĐỒ vii DANH MỤC SƠ ĐỒ viii DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT ix MỞ ĐẦU 1 Lý chọn đề tài Mục đích nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu phạm vi nghiên cứu Phương pháp nghiên cứu Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài Nội dung nghiên cứu CHƯƠNG 1: CÔNG NGHỆ ĐIỆN MẶT TRỜI, ẢNH HƯỞNG CỦA ĐIỆN MẶT TRỜI LÊN LƯỚI ĐIỆN 1.1 Năng lượng mặt trời 1.1.1 Sơ lược lượng mặt trời 1.1.2 Ứng dụng lượng mặt trời 1.2 Điện mặt trời 1.2.1 Tổng quan 1.2.2 Pin mặt trời 1.2.3 Hệ thống điện mặt trời nối lưới 19 1.3 Ảnh hưởng điện mặt trời lên lưới điện 26 1.3.1 Tác động liên quan tải 28 1.3.2 Tác động liên quan đến điện áp 30 1.3.3 Tác động dòng điện ngược 33 1.3.4 Tác động tới hệ thống bảo vệ 35 CHƯƠNG 2: THIẾT KẾ HỆ THỐNG NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI 37 2.1 Tổng quan 37 2.2 Các thông số cần thiết để thiết kế hệ thống lượng mặt trời 38 2.2.1 Các yêu cầu đặc trưng phụ tải 38 2.2.2 Vị trí lắp đặt hệ thống 38 2.3 Các bước thết kế hệ thống điện mặt trời 40 2.3.1 Lựa chọn sơ đồ khối 40 2.3.2 Tính tốn hệ nguồn điện mặt trời 44 2.4 Ví dụ thiết kế dàn PV 49 CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA ĐIỆN MẶT TRỜI 52 3.1 Tổng quan 52 3.2 Xây dựng mơ hình sở 54 3.2.1 Mơ hình lưới điện phân phối 55 iii 3.3 Phân tích đánh giá tác động PV 58 3.3.1 Đánh giá PV sử dụng phân tích dịng 59 3.3.2 Đánh giá PV sử dụng phân tích cố 60 3.4 Phương pháp tính chế độ xác lập : Phương pháp lặp NEWTON_RAPHSON: 61 3.4.1 Hệ phương trình cân công suất nút 61 3.4.2 Ma trận tổng dẫn: 62 3.4.3 Thuật toán giải Newton-Raphson: 63 3.4.4 Chương trình tính tốn MATPOWER: 66 3.4.5 Đánh giá kết tính toán 66 CHƯƠNG 4: TÍNH TỐN ÁP DỤNG : thiết kế dàn PV cho khu biệt thự Biệt thự Green Villas BA VÌ 68 4.1 Tổng quan 68 4.1.1 Giới thiệu 68 4.1.2 Mục tiêu 72 4.2 Yêu cầu kĩ thuật 72 4.3 Lựa chọn sơ đồ khối 73 4.3 Tính tốn hệ thống lựa chọn thiết bị 73 4.4 Chi tiết lắp đặt 77 4.5 Phân tích ảnh hưởng tới lưới điện chương trình MATPOWWER chạy Matlab 79 4.5.1 Giới thiệu công cụ Matpower 79 4.5.2 Kiểm tra điện áp dịng cơng suất lưới điện có PV 79 KẾT LUẬN 88 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 89 PHỤ LỤC 1: BẢNG SỐ LIỆU TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP CƠNG SUẤT PHÁT PV LỚN NHẤT 90 PHỤ LỤC 2: BẢNG SỐ LIỆU TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP PHỤ TẢI ĐIỆN NHỎ NHẤT 93 PHỤ LỤC 3: KẾT QUẢ TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP CÔNG SUẤT PHÁT PV LỚN NHẤT 96 PHỤ LỤC 4: KẾT QUẢ TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP PHỤ TẢI ĐIỆN NHỎ NHẤT 100 PHỤ LỤC 5: KẾT QUẢ ĐÁNH GIÁ 103 iv DANH MỤC HÌNH ẢNH Hình 1.1: Sự hấp thụ khuếch tán lượng mặt trời Hình 1.2: Quan hệ góc hình học tia xạ mặt trời mặt phẳng nghiêng Hình 1.3: Phần tử bán dẫn cấu thành pin mặt trời Hình 1.4: Cấu tạo module pin mặt trời 12 Hình 1.5: Hệ mức lượng 13 Hình 1.6: Các vùng lượng 13 Hình 1.7: Nguyên lý hoạt động pin mặt trời 14 Hình 1.8: Nối nối tiếp modul PV 17 Hình 1.9: Nối song song modul PV 17 Hình 1.10: Nối hỗn hợp modul PV 18 Hình 1.11: Hệ thống mặt trời nối lưới 19 Hình 1.12 Ảnh hưởng PV lượng mặt trời lên điện áp đường dây 31 Hình 1.13 Tác động PV lượng mặt trời lên điều chỉnh điện áp 33 Hình 2.1 Góc nghiêng beta hệ thống 39 Hình 2.2 Hệ thống điện mặt trời áp mái độc lập 41 Hình 2.3 Hệ thống điện mặt trời lắp mai nối lưới trực tiếp 42 Hình 2.4 Hệ thống kiểu kết hợp, vừa lưu trữ vừa hòa lưới 43 Hình 2.5 Ví dụ pin mặt trời cho hộ gia đình 50 Hình 3.1 Mơ hình chi tiết mơ hình đơn giản trạm biến áp 56 Hình 3.2 Ví dụ điều áp điều chỉnh chi tiết 58 Hình 3.3: Sơ đồ cân cơng xuất nút 61 Hình 4.1 Địa hình Ba Vì – Hà Nội 69 Hình 4.2 Mặt khu biệt thự 70 Hình 4.3 Pin mặt trời Canadia 320Wp 75 Hình 4.4 Bộ Inverter Growatt 18000UE 77 v DANH MỤC BẢNG Bảng 4.1: Bảng liệt kê phụ tải biệt thự 71 Bảng 4.2 Thông số kỹ thuật Pin lượng mặt trời 75 Bảng 4.3 Thông số kỹ thuật inverter 76 Bảng 4.4 Các thiết bị hệ thống điện mặt trời 77 Bảng 4.5 Thông số nút 80 Bảng 4.6: Thông số cách nhánh 83 vi DANH MỤC BIỂU ĐỒ Biểu đồ 1.1: Quan hệ I(U) P(U) PV 16 Biểu đồ 1.2: Biến động công suất PV 27 Biểu đồ 1.3: Tải mặt nạ - khác tải đo tải gốc ngày (Mather et al 2014) 29 Biểu đồ 1.4: Đồ thị so sánh điện áp hệ thống 30 Biểu đồ 1.5: Ví dụ TOV thời gian loại bỏ tải 34 Biểu đồ 1.6: Ví dụ minh họa áp tức thời 35 Biểu đồ 2.1: Đồ thị biểu diễn quan hệ Dòng áp 48 Biểu đồ 4.1: Biểu đồ tiêu thụ điện hàng tháng biệt thự Green Hill Villa năm 2017 72 Biểu đồ 4.2: Đồ thị phụ tải điện 83 Biểu đồ 4.3: Đồ thị phát công suất PV 84 Biểu đồ 4.4: Đồ thị điện áp nút mạch 85 Biểu đồ 4.5: Đồ thị dịng cơng suất cách nhánh 85 Biểu đồ 4.6: Đồ thị điện áp nút mạch 86 Biểu đồ 4.7: Đồ thị dịng cơng suất cách nhánh 86 vii DANH MỤC SƠ ĐỒ Sơ đồ 1.1: Sơ đồ thay modul PV 15 Sơ đồ 1.2: Sơ đồ phận xác định điểm công suất phát cực đại cho hệ thống pin lượng mặt trời 18 Sơ đồ 1.3: Sơ đồ hệ thống điện mặt trời nối lưới 20 Sơ đồ 1.4: Sơ cấu hình hệ thống PV nối lưới 21 Sơ đồ 1.5: Dòng công suất ngược từ PV nguồn 27 Sơ đồ 1.6: Bộ điều chỉnh điện áp đường dây 32 Sơ đồ 3.1: Sơ đồ bước phát triển mơ hình 53 Sơ đồ 3.2: Sơ đồ bước thực nghiên cứu tác động PV 54 Sơ đồ 3.3: Sơ đồ thuật toán phương pháp N-R 64 Sơ đồ 4.1: Sơ đồ lưới điện khu biệt thự 70 Sơ đồ 4.2: Sơ đồ mặt biệt thự 71 Sơ đồ 4.3: Sơ đồ cấp nguồn cho biệt thự 78 Sơ đồ 4.4: Sơ đồ cấp nguồn cho khu biệt thự 78 Sơ đồ 4.5: Sơ đồ lưới điện khu biệt thự 79 Sơ đồ 4.6: Sơ đồ mơ hình hóa lưới điện khu biệt thự 80 viii PHỤ LỤC 1: BẢNG SỐ LIỆU TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP CÔNG SUẤT PHÁT PV LỚN NHẤT Số liệu nhập vào Matlab tính tốn trường hợp cơng suất phát PV lớn nhất: %% bus data % bus_i type Pd Qd Gs Bs area Vm Va baseKV zone Vmax Vmin mpc.bus = [ 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 10 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 11 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 12 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 13 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 14 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 15 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 16 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 17 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 18 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 19 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 20 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 21 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 22 0.0199 0.00001 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 23 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 24 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 25 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 26 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 27 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 28 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 29 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 30 0.00099 0.000005 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 31 -1 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 32 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 33 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 34 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 35 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 36 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 37 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 38 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 39 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 40 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 41 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 42 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 90 43 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 44 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 45 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 46 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 47 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 48 -0.0265 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 49 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 50 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 51 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 52 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 53 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 54 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 55 -0.01325 0 1.05 0.38 1.05 0.97; ]; %% generator data % bus Pg Qg Qmax Qmin Vg mBase status Pmax Pmin Pc1 Pc2 Qc1min Qc1max Qc2min Qc2max ramp_agc ramp_10 ramp_30 ramp_q apf mpc.gen = [ 0.5525 200 -200 1.02 1 0.585 0.52 0 0 0 0 0 0; ]; %% branch data % fbus tbus r x b rateA rateB rateC ratio angle status angmin angmax mpc.branch = [ 0.003964 0.00777 300 300 300 0 -180 180; 10 0.0027748 0.00502 300 300 300 0 -180 180; 10 11 0.017415 0.01809 250 250 250 0 -180 180; 11 12 0.010449 0.01085 250 250 250 0 -180 180; 12 13 0.00774 0.00804 250 250 250 0 -180 180; 10 14 0.001982 0.00359 300 300 300 0 -180 180; 14 15 0.0045586 0.00826 300 300 300 0 -180 180; 15 16 0.0045586 0.00826 300 300 300 0 -180 180; 16 17 0.0045586 0.00826 300 300 300 0 -180 180; 17 18 0.000991 0.00179 300 300 300 0 -180 180; 18 19 0.01548 0.01608 250 250 250 0 -180 180; 19 20 0.00774 0.00804 250 250 250 0 -180 180; 20 21 0.01161 0.01206 250 250 250 0 -180 180; 21 22 0.00774 0.00804 250 250 250 0 -180 180; 18 23 0.003964 0.00718 300 300 300 0 -180 180; 23 24 0.006937 0.01257 300 300 300 0 -180 180; 24 25 0.001982 0.00359 300 300 300 0 -180 180; 25 26 0.01548 0.01608 250 250 250 0 -180 180; 26 27 0.008901 0.00925 250 250 250 0 -180 180; 27 28 0.01161 0.01206 250 250 250 0 -180 180; 25 29 0.003964 0.00718 300 300 300 0 -180 180; 30 0.015856 0.02872 300 300 300 0 -180 180; 30 31 0.003964 0.00718 300 300 300 0 -180 180; 32 0.000004 0.00008 300 300 300 0 -180 180; 33 0.000004 0.00008 300 300 300 0 -180 180; 91 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 ]; 11 12 13 14 15 16 17 19 20 21 22 23 24 26 27 28 20 30 0.000006 0.000002 0.080001 0.000001 0.000006 0.000006 0.000008 0.000005 0.000009 0.000004 0.000002 0.000006 0.000006 0.000006 0.000001 0.000008 0.000004 0.000001 0.000004 0.000004 0.000007 0.000002 0.00007 0.00009 0.00008 0.00006 0.00002 0.00007 0.00006 0.00009 0.00004 0.00004 0.00009 0.00007 0.00007 0.00007 0.00005 0.00008 0.00004 0.00006 0.00004 0.00008 0.00005 0.00009 300 300 300 300 300 300 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 250 250 250 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 92 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; PHỤ LỤC 2: BẢNG SỐ LIỆU TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP PHỤ TẢI ĐIỆN NHỎ NHẤT Số liệu nhập vào Matlab tính tốn trường hợp phụ tải điện nhỏ nhất: %% bus data % bus_i type Pd Qd Gs Bs area Vm Va baseKV zone Vmax Vmin mpc.bus = [ 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 0.01325 0.000066 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 10 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 11 0.0265 0.000132 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 12 0.0265 0.000132 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 13 0.0265 0.000132 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 14 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 15 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 16 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 17 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 18 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 19 0.0159 0.000008 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 20 0.0159 0.000008 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 21 0.0159 0.000008 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 22 0.0159 0.000008 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 23 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 24 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 25 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 26 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 27 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 28 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 29 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 30 0.0075 0.000004 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 31 0 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 32 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 33 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 34 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 35 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 36 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 37 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 38 -0.0159 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 39 -0.0159 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 40 -0.0159 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 41 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 42 -0.0075 0 1.05 0.38 1.05 0.97; 93 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 ]; 1 1 1 1 1 1 -0.0075 -0.0075 -0.0159 -0.0159 -0.0159 -0.0159 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 0 0 0 0 0 0 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 1 1 1 1 1 1 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; 0.97; %% generator data % bus Pg Qg Qmax Qmin Vg mBase status Pmax Pmin Pc1 Pc2 Qc1min Qc1max Qc2min Qc2max ramp_agc ramp_10 ramp_30 ramp_q apf mpc.gen = [ 0.5525 200 -200 1.02 1 0.585 0.52 0 0 0 0 0 0; ]; %% branch data % fbus tbus r x b rateA rateB rateC ratio angle status angmin angmax mpc.branch = [ 0.003964 0.00718 300 300 300 0 -180 180; 0.003964 0.00718 300 300 300 0 -180 180; 0.005946 0.01077 300 300 300 0 -180 180; 0.001982 0.00359 300 300 300 0 -180 180; 0.01548 0.01608 250 250 250 0 -180 180; 0.01161 0.01206 250 250 250 0 -180 180; 0.0035676 0.00646 300 300 300 0 -180 180; 0.005946 0.01077 300 300 300 0 -180 180; 10 0.0027748 0.00502 300 300 300 0 -180 180; 10 11 0.017415 0.01809 250 250 250 0 -180 180; 11 12 0.010449 0.01085 250 250 250 0 -180 180; 12 13 0.00774 0.00804 250 250 250 0 -180 180; 10 14 0.001982 0.00359 300 300 300 0 -180 180; 14 15 0.0045586 0.00826 300 300 300 0 -180 180; 15 16 0.0045586 0.00826 300 300 300 0 -180 180; 16 17 0.0045586 0.00826 300 300 300 0 -180 180; 17 18 0.000991 0.00179 300 300 300 0 -180 180; 18 19 0.01548 0.01608 250 250 250 0 -180 180; 19 20 0.00774 0.00804 250 250 250 0 -180 180; 20 21 0.01161 0.01206 250 250 250 0 -180 180; 21 22 0.00774 0.00804 250 250 250 0 -180 180; 18 23 0.003964 0.00718 300 300 300 0 -180 180; 23 24 0.006937 0.01257 300 300 300 0 -180 180; 94 24 25 0.001982 25 26 0.01548 26 27 0.008901 27 28 0.01161 25 29 0.003964 30 0.015856 30 31 0.003964 32 0.000004 33 0.000004 34 0.000006 35 0.000002 36 0.080001 37 0.000001 38 11 0.000006 39 12 0.000006 40 13 0.000008 41 14 0.000005 42 15 0.000009 43 16 0.000004 44 17 0.000002 45 19 0.000006 46 20 0.000006 47 21 0.000006 48 22 0.000001 49 23 0.000008 50 24 0.000004 51 26 0.000001 52 27 0.000004 53 28 0.000004 54 20 0.000007 55 30 0.000002 0.00359 0.01608 0.00925 0.01206 0.00718 0.02872 0.00718 0.00008 0.00008 0.00007 0.00009 0.00008 0.00006 0.00002 0.00007 0.00006 0.00009 0.00004 0.00004 0.00009 0.00007 0.00007 0.00007 0.00005 0.00008 0.00004 0.00006 0.00004 0.00008 0.00005 0.00009 300 300 300 250 250 250 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 250 250 250 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 300 300 300 300 300 300 300 300 300 ]; 95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 -180 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; 180; PHỤ LỤC 3: KẾT QUẢ TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP CƠNG SUẤT PHÁT PV LỚN NHẤT Kết tính tốn trường hợp cơng suất phát PV lớn nhất: How many? Buses 55 Generators Committed Gens Loads Fixed Dispatchable Shunts Branches Transformers Inter-ties Areas How much? P (MW) Q (MVAr) - - Total Gen Capacity 0.6 -200.0 to 200.0 On-line Capacity 0.6 -200.0 to 200.0 Generation (actual) -0.3 0.0 48 Load -0.3 0.0 48 Fixed -0.3 0.0 Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunt (inj) -0.0 0.0 54 Losses (I^2 * Z) 0.00 0.01 Branch Charging (inj) 0.0 Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 1.020 p.u @ bus 1.044 p.u @ bus 53 Voltage Angle 0.00 deg @ bus 2.38 deg @ bus 53 P Losses (I^2*R) 0.00 MW @ line 3-4 Q Losses (I^2*X) 0.00 MVAr @ line 3-4 Bus Data Bus Voltage Generation Load # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - -1 1.020 0.000 -0.25 0.01 1.022 0.264 1.025 0.515 0.00 0.00 1.028 0.869 0.00 0.00 1.029 0.981 1.030 1.037 0.00 0.00 1.030 1.058 0.00 0.00 1.031 1.158 0.00 0.00 1.034 1.434 0.00 0.00 10 1.035 1.554 11 1.036 1.604 0.02 0.00 12 1.036 1.624 0.02 0.00 13 1.036 1.632 0.02 0.00 14 1.035 1.629 0.00 0.00 15 1.037 1.787 0.00 0.00 16 1.038 1.931 0.00 0.00 17 1.040 2.061 0.00 0.00 18 1.040 2.086 96 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 1.041 1.042 1.042 1.043 1.041 1.041 1.042 1.043 1.044 1.044 1.042 1.023 1.023 1.025 1.028 1.030 1.030 1.034 1.034 1.036 1.036 1.036 1.035 1.037 1.038 1.040 1.041 1.042 1.042 1.043 1.041 1.041 1.043 1.044 1.044 1.042 1.023 2.175 0.02 0.00 2.212 0.02 0.00 2.234 0.02 0.00 2.241 0.02 0.00 2.146 0.00 0.00 2.230 0.00 0.00 2.248 2.330 0.00 0.00 2.362 0.00 0.00 2.382 0.00 0.00 2.247 0.00 0.00 0.315 0.00 0.00 0.315 0.515 -0.01 0.00 0.869 -0.01 0.00 1.037 -0.01 0.00 1.058 -0.01 0.00 1.158 -0.01 0.00 1.434 -0.01 0.00 1.604 -0.03 0.00 1.624 -0.03 0.00 1.632 -0.03 0.00 1.629 -0.01 0.00 1.788 -0.01 0.00 1.931 -0.01 0.00 2.061 -0.01 0.00 2.175 -0.03 0.00 2.212 -0.03 0.00 2.234 -0.03 0.00 2.241 -0.03 0.00 2.146 -0.01 0.00 2.230 -0.01 0.00 2.330 -0.01 0.00 2.362 -0.01 0.00 2.382 -0.01 0.00 2.212 -0.01 0.00 0.315 -0.01 0.00 -Total: -0.25 0.01 -0.25 0.00 Branch Data 97 Branch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 -0.25 0.01 0.25 -0.01 0.001 0.00 2 -0.24 0.01 0.24 -0.01 0.001 0.00 3 -0.23 0.01 0.23 -0.00 0.001 0.00 4 -0.22 0.00 0.22 -0.00 0.000 0.00 5 -0.02 0.00 0.02 -0.00 0.000 0.00 6 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 -0.19 0.00 0.19 -0.00 0.000 0.00 8 -0.18 0.00 0.18 -0.00 0.000 0.00 9 10 -0.17 0.00 0.17 -0.00 0.000 0.00 10 10 11 -0.02 0.00 0.02 -0.00 0.000 0.00 11 11 12 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 12 12 13 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 13 10 14 -0.15 0.00 0.15 -0.00 0.000 0.00 14 14 15 -0.14 0.00 0.14 -0.00 0.000 0.00 15 15 16 -0.12 0.00 0.12 -0.00 0.000 0.00 16 16 17 -0.11 0.00 0.11 -0.00 0.000 0.00 17 17 18 -0.10 0.00 0.10 -0.00 0.000 0.00 18 18 19 -0.04 0.00 0.04 -0.00 0.000 0.00 19 19 20 -0.03 0.00 0.03 -0.00 0.000 0.00 20 20 21 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 21 21 22 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 22 18 23 -0.06 0.00 0.06 -0.00 0.000 0.00 23 23 24 -0.05 0.00 0.05 -0.00 0.000 0.00 24 24 25 -0.04 0.00 0.04 -0.00 0.000 0.00 25 25 26 -0.04 0.00 0.04 -0.00 0.000 0.00 26 26 27 -0.02 0.00 0.02 -0.00 0.000 0.00 27 27 28 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 28 25 29 0.00 0.00 -0.00 -0.00 0.000 0.00 29 30 -0.01 0.00 0.01 -0.00 0.000 0.00 30 30 31 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.000 0.00 31 32 0.01 -0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 32 33 0.01 -0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 33 34 0.01 -0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 34 35 0.01 -0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 35 36 0.01 0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 36 37 0.01 0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 37 38 11 0.03 -0.00 -0.03 0.00 0.000 0.00 38 39 12 0.03 -0.00 -0.03 0.00 0.000 0.00 39 40 13 0.03 -0.00 -0.03 0.00 0.000 0.00 40 41 14 0.01 0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 41 42 15 0.01 0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 42 43 16 0.01 0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 43 44 17 0.01 -0.00 -0.01 0.00 0.000 0.00 44 45 19 0.03 0.00 -0.03 0.00 0.000 0.00 45 46 20 0.03 0.00 -0.03 0.00 0.000 0.00 98 46 47 48 49 50 51 52 53 54 47 48 49 50 51 52 53 54 55 21 22 23 24 26 27 28 20 30 0.03 0.03 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 Total: 0.00 -0.00 0.00 -0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.004 -0.03 0.00 0.000 -0.03 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 PHỤ LỤC 4: KẾT QUẢ TÍNH TỐN TRƯỜNG HỢP PHỤ TẢI ĐIỆN NHỎ NHẤT Kết tính tốn trường hợp phụ tải điện nhỏ nhất: System Summary How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses 55 Total Gen Capacity 1.0 -350.0 to 350.0 Generators On-line Capacity 1.0 -350.0 to 350.0 Committed Gens Generation (actual) 0.0 0.0 Loads 48 Load 0.0 0.0 Fixed 48 Fixed 0.0 0.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 54 Losses (I^2 * Z) 0.00 0.00 Transformers Branch Charging (inj) 0.0 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 1.019 p.u @ bus 13 1.024 p.u @ bus Voltage Angle 0.00 deg @ bus 0.42 deg @ bus 55 P Losses (I^2*R) 0.00 MW @ line 1-2 Q Losses (I^2*X) 0.00 MVAr @ line 1-2 Bus Data Bus Voltage Generation Load # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - -1 1.020 0.000 -0.40 0.00 1.024 0.422 0.44 0.00 1.024 0.383 0.01 0.00 1.023 0.325 0.01 0.00 1.023 0.306 1.023 0.306 0.01 0.00 1.023 0.306 0.01 0.00 1.023 0.271 0.01 0.00 1.022 0.213 0.01 0.00 10 1.022 0.191 11 1.020 0.108 0.03 0.00 12 1.020 0.075 0.03 0.00 13 1.019 0.063 0.03 0.00 14 1.022 0.191 0.01 0.00 15 1.022 0.191 0.01 0.00 16 1.022 0.191 0.01 0.00 17 1.022 0.191 0.01 0.00 18 1.022 0.191 19 1.022 0.208 0.02 0.00 20 1.022 0.217 0.02 0.00 21 1.022 0.217 0.02 0.00 100 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 1.022 1.022 1.022 1.021 1.021 1.021 1.021 1.021 1.024 1.024 1.024 1.023 1.023 1.023 1.024 1.022 1.020 1.020 1.019 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022 1.021 1.021 1.021 1.022 1.024 0.217 0.02 0.00 0.183 0.01 0.00 0.169 0.01 0.00 0.165 0.166 0.01 0.00 0.166 0.01 0.00 0.166 0.01 0.00 0.158 0.01 0.00 0.422 0.01 0.00 0.422 0.383 -0.01 0.00 0.326 -0.01 0.00 0.306 -0.01 0.00 0.306 -0.01 0.00 0.272 -0.01 0.00 0.214 -0.01 0.00 0.108 -0.02 0.00 0.076 -0.02 0.00 0.063 -0.02 0.00 0.191 -0.01 0.00 0.191 -0.01 0.00 0.191 -0.01 0.00 0.191 -0.01 0.00 0.208 -0.02 0.00 0.217 -0.02 0.00 0.217 -0.02 0.00 0.217 -0.02 0.00 0.183 -0.01 0.00 0.169 -0.01 0.00 0.166 -0.01 0.00 0.166 -0.01 0.00 0.166 -0.01 0.00 0.217 -0.01 0.00 0.422 -0.01 0.00 -Total: 0.04 0.00 0.04 0.00 Branch Data Branch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 -0.40 0.00 0.41 -0.00 0.002 0.00 2 0.04 0.00 -0.04 -0.00 0.000 0.00 3 0.04 0.00 -0.04 -0.00 0.000 0.00 4 0.04 0.00 -0.04 -0.00 0.000 0.00 5 0.00 0.00 -0.00 -0.00 0.000 0.00 6 0.00 0.00 -0.00 -0.00 0.000 0.00 0.04 0.00 -0.04 -0.00 0.000 0.00 8 0.04 0.00 -0.04 -0.00 0.000 0.00 101 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 10 10 11 11 12 12 13 10 14 14 15 15 16 16 17 17 18 18 19 19 20 20 21 21 22 18 23 23 24 24 25 25 26 26 27 27 28 25 29 30 30 31 32 33 34 35 36 37 38 11 39 12 40 13 41 14 42 15 43 16 44 17 45 19 46 20 47 21 48 22 49 23 50 24 51 26 52 27 53 28 54 20 55 30 0.03 0.00 0.03 0.00 0.02 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.01 0.00 -0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 -0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 -0.00 0.02 -0.00 0.02 -0.00 0.02 -0.00 0.01 -0.00 0.01 -0.00 0.01 0.00 0.01 -0.00 0.02 -0.00 0.02 -0.00 0.02 0.00 0.02 -0.00 0.01 -0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 -0.00 0.01 0.00 0.01 -0.00 0.01 0.00 -0.03 -0.00 0.000 -0.03 -0.00 0.000 -0.02 -0.00 0.000 -0.01 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 0.01 -0.00 0.000 0.01 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.01 -0.00 0.000 -0.01 -0.00 0.000 -0.01 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 -0.01 -0.00 0.000 -0.00 -0.00 0.000 0.00 0.00 -0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.02 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -0.01 0.00 0.000 -Total: 0.002 0.00 102 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 PHỤ LỤC 5: KẾT QUẢ ĐÁNH GIÁ a) Kết đánh giá điểm nút: Nút 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 Trường hợp Tiêu chí Đánh giá (pu) 1.020 1.03 PASS 1.022 1.03 PASS 1.025 1.03 PASS 1.028 1.05 PASS 1.029 1.05 PASS 1.030 1.05 PASS 1.030 1.05 PASS 1.031 1.05 PASS 1.034 1.05 PASS 1.035 1.05 PASS 1.036 1.05 PASS 1.036 1.05 PASS 1.036 1.05 PASS 1.035 1.05 PASS 1.037 1.05 PASS 1.038 1.05 PASS 1.040 1.05 PASS 1.040 1.05 PASS 1.041 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.043 1.05 PASS 1.041 1.05 PASS 1.041 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.043 1.05 PASS 1.044 1.05 PASS 1.044 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.023 1.03 PASS 1.023 1.03 PASS 1.025 1.03 PASS 1.028 1.05 PASS 1.030 1.05 PASS 1.030 1.05 PASS 1.034 1.05 PASS 1.034 1.05 PASS 1.036 1.05 PASS 1.036 1.05 PASS 1.036 1.05 PASS 1.035 1.05 PASS 1.037 1.05 PASS 1.038 1.05 PASS 1.040 1.05 PASS 1.041 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.043 1.05 PASS 1.041 1.05 PASS 1.041 1.05 PASS 1.043 1.05 PASS 1.044 1.05 PASS 1.044 1.05 PASS 1.042 1.05 PASS 1.023 1.03 PASS Điện áp (pu) Trường hợp Tiêu chí Đánh giá (pu) 1.02 1.03 PASS 1.0241 1.03 PASS 1.0237 1.03 PASS 1.0231 1.05 PASS 1.0229 1.05 PASS 1.0229 1.05 PASS 1.0229 1.05 PASS 1.0225 1.05 PASS 1.022 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0203 1.05 PASS 1.0197 1.05 PASS 1.0195 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.022 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0216 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0214 1.05 PASS 1.0241 1.03 PASS 1.0241 1.03 PASS 1.0237 1.03 PASS 1.0231 1.05 PASS 1.0229 1.05 PASS 1.0229 1.05 PASS 1.0241 1.05 PASS 1.022 1.05 PASS 1.0203 1.05 PASS 1.0197 1.05 PASS 1.0195 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.0217 1.05 PASS 1.022 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0216 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0215 1.05 PASS 1.0222 1.05 PASS 1.0241 1.03 PASS Điện áp (pu) Bảng kết đánh giá nút 103 b) Kết đánh giá đường dây: Nhánh 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 Trường hợp Tiêu chí P (MW) Đánh giá (MW) 0.2511 0.2394 0.2279 0.2159 0.0245 0.0123 0.1917 0.18 0.1679 0.0198 0.0132 0.0066 0.1482 0.1362 0.1241 0.112 0.0997 0.0396 0.033 0.0132 0.0066 0.0602 0.048 0.0357 0.0368 0.0245 0.0123 -0.001 0.0123 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0265 -0.0265 -0.0265 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0265 -0.0265 -0.0265 -0.0265 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 -0.0132 0.48 0.48 0.48 0.48 0.18 0.18 0.48 0.48 0.48 0.18 0.18 0.18 0.48 0.48 0.48 0.48 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS Trường hợp Tiêu chí P (MW) Đánh giá (MW) 0.4065 -0.0377 -0.0377 -0.0377 0 -0.0377 -0.0376 -0.0319 -0.0318 -0.0212 -0.0106 0 0 0.0075 0.0075 0 -0.0075 -0.0075 -0.0075 0 -0.0075 0 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0159 -0.0159 -0.0159 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0159 -0.0159 -0.0159 -0.0159 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 -0.0075 0.48 0.48 0.48 0.48 0.18 0.18 0.48 0.48 0.48 0.18 0.18 0.18 0.48 0.48 0.48 0.48 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 Bảng đánh giá kết đường dây 104 PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS PASS ... Tơi xin cam đoan tồn luận văn ? ?Nghiên cứu áp dụng pin mặt trời áp mái cho dự án khu nhà Áp dụng tính tốn cho khu nhà nghỉ dưỡng Ba Vì? ?? cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu kết luận văn hoàn... HÀ NỘI - TRẦN ĐĂNG HẠNH NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG PIN MẶT TRỜI ÁP MÁI CHO CÁC DỰ ÁN KHU NHÀ Ở ÁP DỤNG TÍNH TỐN CHO KHU NHÀ NGHỈ DƯỠNG BA VÌ Chuyên ngành : Kỹ thuật điện - Hệ thống... Bách, tơi hồn thành luận văn với đề tài ? ?Nghiên cứu áp dụng Pin mặt trời áp mái cho dự án khu nhà Áp dụng tính tốn cho khu nhà nghỉ dưỡng Ba Vì ” Lời cho gửi lời cảm ơn chân thành đến thầy giáo