Thông tin tài liệu
Lê công thịnh Bộ giáo dục đào tạo Trường đại học bách khoa hà nội 0o0 Luận văn thạc sỹ khoa học Mạng hệ thống điện 2007-2009 Hà nội 2010 XéT ảNH HƯởng nguồn phân tán tụ bù tới chất lượng điện áp tổn thất lưới ph ân phối Chuyên ngành: Mạng Hệ thống điện LÊ CÔNG THịNH Người hướng dẫn khoa học TS ĐàO QUANG THạCH Hà Nội 2010 Bộ giáo dục đào tạo Trường đại học bách khoa hà nội 0o0 Luận văn thạc sỹ khoa học XéT ảNH HƯởng nguồn phân tán tụ bù tới chất lượng điện áp tổn thất lưới phân phối Chuyên ngành: Mạng Hệ thống điện LÊ CÔNG THịNH Người hướng dẫn khoa học TS ĐàO QUANG THạCH Hà Nội - 2010 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan lu ận văn riêng tơi Các kết tính toán nêu luận văn trung thực chưa công bố luận văn khác Hà Nội, tháng năm 2010 Tác giả luận văn Lê Công Thịnh LỜI CẢM ƠN Để hoàn thành luận văn, nỗ lực phấn đấu thân, tác giả nhận nhiều quan tâm giúp đỡ thầy cô, bạn b è đồng nghiệp Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo TS Đào Quang Thạch, người tận tình bảo hướng dẫn tơi suốt q tr ình học tập làm luận văn Tác giả xin chân th ành cám ơn thầy cô môn Hệ thống điện Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội tận tình dạy bảo cho tơi có ngày hơm Bên cạnh đó, tác giả xin chân thành cảm ơn nhiệt tình giúp đỡ đóng góp ý kiến chun mơn đồng nghiệp Viện Khoa học lượng – Viện Khoa học Cơng nghệ Việt Nam, q trình công tác tạo điều kiện thời gian cho học tập v hoàn thành luận văn Do kiến thức cịn hạn chế nên luận văn khó tránh khỏi sai sót, tác giả mong nhận bảo, góp ý thầy cô giáo môn Hệ thống điện người quan tâm Xin chân thành cám ơn! Tác giả Lê Công Thịnh DANH MỤC BẢNG VIẾT TẮT DG EVN TĐN HTCCĐ MFĐ PCC ASEAN NLSK VNL GA Distributed generationn - Nguồn điện phân tán Tập đoàn Điện lực Việt Nam Thủy điện nhỏ Hệ thống cung cấp điện Máy phát điện Point of common connection - Điểm kết nói chung Các nước Asian Năng lượng sinh khối Viên lượng Thuật toán di truyền DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1: Các gam công suất ứng với công nghệ DG khác Bảng 2.1: Đánh giá tiềm gió Việt Nam (tại v ùng có dân cư) Bảng 2.2: Tiềm nguồn l ượng gió phát điện Việt Nam Bảng 4.1: Tổng tổn thất hệ thống trước sau đặt PDG = 4MW cho số nút điển hình hệ thống Bảng 4.2: Tổng tổn thất hệ thống tr ước sau đặt PDG = 5MW cho số nút điển hình hệ thống Bảng 4.3: Tổng tổn thất hệ thống tr ước sau đặt PDG = 6.5MW cho số nút điển hình hệ thống Bảng 4.4: Tổng tổn thất hệ thống tr ước sau đặt PDG = 3MW; QDG = 0.41MVAr cho số nút điển hình hệ thống Bảng 4.5: Tổng tổn thất hệ thống tr ước sau đặt PDG = 4.5MW; Q = 0.86MVAr cho số nút điển hình hệ thống Bảng 4.6: Tổng tổn thất hệ thống tr ước sau đặt PDG = 5MW; Q DG = 1.05MVAr cho số nút điển hình hệ thống DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Hình 1.1: Nguồn phát điện tương lai Hình 2.1: Các phương thức kết nối DG với lưới điện Hình 2.2: Các phương thức vận hành DG lưới điện Hình 2.3: Máy phát phân tán nối lưới biểu đồ điện áp Hình 2.4: Tổn thất cơng suất tác dụng với mức thâm nhập khác DG Hình 2.5: Sụt điện áp với mức thâm nhập khác DG Hình 2.6-2.9: Biểu diễn suy giảm điện áp máy phát ngắn mạch ba pha điểm kết nối chung với tỷ số công suất ngắn mạch khác Hình 2.10: Mơ hình máy phát tuabin gió n ối lưới biểu đồ pha điện áp Hình 2.11: Dao động vận tốc gió (a), cơng suất tác dụng (b), phản kháng (c) v dao động điện áp (d) máy phát điện gió Hình 2.12: Máy phát điện gió hấp thụ cơng suất phản kháng từ l ưới gia tăng công suất phát tác dụng Hình 2.13: Đặc tính chập chờn điện áp theo ti chuẩn IEC 60868 Hình 2.14: Đường cơng suất thực nghiệm chế độ vận h ành bình thường điều khiển góc Pitch tuabin gió với tốc độ cố định Hình 2.15: Đường biểu diễn P Q tuabin gió cơng suất 600kW Hình 2.16: Điện áp tuabin gió lúc khởi động Hình 2.17: Các bước tính tốn xác định chập chờn tuabin gió Hình 2.18: Mơ hình đường dây truyền tải Hình 2.19: Hệ thống điện kết nối tuabin gió Hình 2.20: Sơ đồ thay tương đương Hình 2.21: Biểu đồ véctơ quan hệ điện áp nút phát nút nhận Hình 2.22: Biểu đồ pha điện áp mạng điện Hình 2.23: Biểu đồ cơng suất P-Q nút nhận Hình 2.24: Biểu đồ véctơ mặt phẳng cơng suất Hình 2.25: Các bước thực xác định điện áp v công suất giới hạn nút kết nối chung nhà máy điện gió với hệ thống điện Hình 3.1: Mơ hình mạch đường dây Hình 3.2: Mơ hình thay hình lưới pha Hình 3.3: Sơ đồ đánh số nút nhánh Hình 3.4: Các bước thuật tốn Hình 4.1: Sơ đồ thuật tốn tính tốn tổn thất hệ thống có DG thâm nhập v hệ thống tối ưu hố vị trí đặt DG Hình 4.2: Sơ đồ thuật tốn tính tốn điện áp v dịng điện [V,I] Hình 4.3: Tổn thất hệ thống đặt PDG =4MW vị trí nút lưới Hình 4.4: Chất lượng điện áp ban đầu hệ thống v sau đặt DG vị trí nút 19 Hình 4.5: Tổn thất hệ thống đặt P DG = 5MWtại vị trí nút lưới Hình 4.6: Chất lượng điện áp ban đầu hệ thống sau đặt DG vị trí nút 18 Hình 4.7: Tổn thất hệ thống đặt P DG=6.5MW vị trí nút lưới Hình 4.8: Chất lượng điện áp ban đầu hệ thống v sau đặt DG vị trí nút 16 Hình 4.9: Bảng tổng hợp tổn thất hệ thống đặt DG vị trí nút trường hợp Hình 4.10: Bảng tổng hợp chất lượng điện áp hệ thống vị trí tối ưu trường hợp Hình 4.11: Tổn thất hệ thống đặt P DG = 3MW; Q DG = - 0.41MVAr vị trí nút lưới Hình 4.12: Chất lượng điện áp ban đầu hệ thống v sau đặt DG vị trí nút 19 Hình 4.13: Tổn thất hệ thống đặt P DG = 4.5MW; Q DG = - 0.86MVAr vị trí nút lưới Hình 4.14: Chất lượng điện áp hệ thống tr ước sau đặt DG vị trí nút 17 Hình 4.15: Tổn thất hệ thống đặt P DG=5MW; Q DG = - 1.05MVAr vị trí nút lưới Hình 4.16: Chất lượng điện áp hệ thống tr ước sau đặt DG vị trí nút 16 Hình 4.17: Bảng tổng hợp tổn thất hệ th ống đặt DG vị trí nút trường hợp Hình 4.18: Bảng tổng hợp chất lượng điện áp hệ thống vị trí tối ưu trường hợp MỤC LỤC PHẦN I: THUYẾT MINH Tóm tắt luận văn Danh mục chữ viết tắt, bảng biểu, h ình vẽ Mở đầu CHƯƠNG TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN PHÁT ĐIỆN PHÂN TÁN 1.1 Giới thiệu chung lưới điện phân phối 1.2 Tổn thất điện lưới phân phối 1.3 Nguồn điện phân tán 1.3.1 Định nghĩa nguồn điện phân tán (DG) 1.3.2 Những lợi ích nguồn phân tán 1.3.3 Các ảnh hưởng nguồn phân tán 10 1.3.4 Đặc điểm công nghệ nguồn phân tán 10 1.3.5 Gam công suất DG ứng với công nghệ khác 21 1.3.6 Hiện trạng xu hướng phát triển nguồn DG Việt Nam 21 CHƯƠNG PHÂN TÍCH CÁC TÁC ĐỘNG CỦA NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN ĐẾN LƯỚI ĐIỆN VÀ ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG CÁC NGUỒN NĂNG L ƯỢNG PHÂN TÁN 2.1 Giới thiệu chung 23 2.2 Các tác động DG đến lưới điện phân phối 24 2.2.1 Thay đổi điện áp nút xuất tuyến 24 2.2.2 Thay đổi tổn thất công suất 26 2.2.3 Suy giảm điện áp 29 2.2.4 Dao động điện áp tượng chập chờn điện áp 32 2.2.5 Ổn định điện áp hệ thống cung cấp điện có kết nối DG …39 2.2.5.1 Phương trình cơng suất hệ thống phân phối điện 40 2.2.5.2 Xác định mối quan hệ điện áp v công suất giới hạn nút kết nối hệ thống điện có kết nối máy phát điện gió 43 2.3 Xét ảnh hưởng nguồn điện phân tán (DG) đến chế độ vận h ành kinh tế lưới điện 49 2.4 Đánh giá tiềm nguồn lượng phân tán (DG) 52 2.4.1 Đánh giá tiềm năng lượng mặt trời 52 2.4.1.1 Tiềm 52 2.4.1.2 Khả khai thác lượng mặt trời 56 2.4.2 Đánh giá tiềm lượng gió 58 2.4.2.1 Tiềm 58 2.4.2.2 Khả khai thác dự án điện gió 62 2.4.3 Đánh giá tiềm năng lượng điện Thủy triều 64 2.4.3.1 Đánh giá tiềm 64 2.4.3.2 Khả khai thác 65 2.4.4 Đánh giá lượng sinh khối 68 2.4.4.1 Hiện trạng khai thác sản xuất NL từ nguồn sinh khối 68 2.4.4.2 Đánh giá tiềm 69 2.5 Các giải pháp cấp điện cho khu vực xa l ưới điện Quốc gia, phát triển nguồn lượng phân tán cho vùng sâu, vùng xa 71 2.5.1 Định hướng khuyến khích phát triển công nghệ ngo ài lưới.71 2.5.2 Các giải pháp cụ thể cung ứng điện cho khu vực v ùng sâu, vùng xa mà lưới điện kéo đến không kinh tế 72 2.5.2.1 Các tiếp cận cho định hướng phát triển 72 2.5.2.2 Các giải pháp cung ứng điện nguồn l ượng phân tán73 CHƯƠNG PHƯƠNG PHÁP PHÂN BỐ DỊNG CƠNG SUẤT TẢI VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ TỐI ƯU DG TRONG LƯỚI PHÂN PHỐI 3.1 Mục đích tính tốn chế độ xác lập 76 3.2 Các phương pháp tính tốn ch ế độ xác lập lưới phân phối 76 3.3 Mơ hình phần tử hệ thống 79 3.3.1 Mơ hình đường dây 79 3.3.2 Mơ hình phụ tải 80 3.3.3 Mơ hình tụ điện 81 3.3.4 Mô hình nguồn phân tán 82 3.3.5 Đánh số nút lưới 82 3.3.6 Thuật toán dòng tải 83 3.3.6.1 Quá trình ngược 83 Bảng 2.5: Tổn thất hệ thống đặt P DG = MW tiêu thụ QDG = 1.05 MVAr vị trí nút lưới Nút 16 17 15 18 14 19 37 13 31 20 30 12 33 36 11 38 21 32 10 22 29 34 28 35 23 27 40 39 26 25 24 PDG (MW) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 QDG (MVAr) 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 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 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 ∆P(kW) 110.971 111.031 111.176 111.499 111.652 112.235 112.483 112.719 113.007 114.174 115.553 116.042 116.285 116.477 116.872 117.153 117.386 117.473 117.840 118.558 119.726 120.223 120.757 121.045 121.064 122.257 124.119 124.475 124.706 124.843 128.690 129.991 131.240 165.831 168.605 171.568 178.434 187.731 196.294 ∆Q(kVAr) 153.404 153.488 153.690 154.142 154.353 155.171 155.467 155.635 155.927 157.880 158.933 160.273 159.631 159.824 161.431 161.348 162.364 161.122 162.779 163.999 164.752 164.163 166.175 165.142 167.280 169.164 171.547 171.246 171.152 171.039 177.928 179.438 180.980 229.278 232.507 237.287 245.274 259.850 271.808 11 Bảng 2.6: Điện áp nút trước sau đặt PDG = MW tiêu thụ QDG = 1.05 MVAr vị trí nút 16 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 V0 p.u (trước chưa đặt DG) 0.9994 0.9963 0.9902 0.988 0.9747 0.9737 0.9718 0.9706 0.969 0.9685 0.9681 0.9662 0.9656 0.9652 0.9649 0.9643 0.9638 0.9633 0.9632 0.963 0.963 0.9629 0.9901 0.9879 0.9737 0.9702 0.969 0.9685 0.9661 0.9655 0.9655 0.965 0.9645 0.9645 0.964 0.9633 0.9631 0.9629 0.9629 V1 p.u (sau đặt DG) 0.9996 0.9971 0.9925 0.9908 0.9808 0.9802 0.9788 0.9779 0.9768 0.9765 0.9762 0.9751 0.9747 0.9745 0.9744 0.9738 0.9733 0.9729 0.9727 0.9725 0.9725 0.9724 0.9923 0.9907 0.9801 0.9775 0.9768 0.9764 0.975 0.9747 0.9746 0.9743 0.974 0.974 0.9735 0.9728 0.9726 0.9724 0.9724 12 %% %% %% -Du lieu phu tai va dong nhanh -%% %% Cong suat co ban cua he thong baseMVA baseMVA = 1; %% BasekV = 22.0 kV %% Du lieu phu tai %%Nut L nut Pd Zone Vmax bus = [ 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Qd Vmin 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.3400000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.2400000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.2000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.2880000 0.95 ; 0.4200000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; 0.0000000 0.95 ; Gs Bs area Vm Va basekV 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.2107131 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.2116601 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.1500000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.1394848 0 1 22 0.3704052 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 0.0000000 0 1 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.2000000 0.95 ; 0.2880000 0.95 ; 0.3000000 0.95 ; 0.5040000 0.95 ; 0.9000000 0.95 ; 0.2560000 0.95 ; 0.3200000 0.95 ; 0.3400000 0.95 ; 0.2560000 0.95 ; 0.2125000 0.95 ; 0.5850000 0.95 ; 0.1530000 0.95 ; 0.3600000 0.95 ; 0.4875000 0.95 ; 0.9520000 0.95 ; 0.2400000 0.95 ; 0.2400000 0.95 ; 0.1440000 0.95 ; 0.1500000 0 1 22 0.1394848 0 1 22 0.2645751 0 1 22 0.2440983 0 1 22 0.7937254 0 1 22 0.1920000 0 1 22 0.2400000 0 1 22 0.2107131 0 1 22 0.1920000 0 1 22 0.1316957 0 1 22 0.2833284 0 1 22 0.0948209 0 1 22 0.1743560 0 1 22 0.4299346 0 1 22 0.5899966 0 1 22 0.2116601 0 1 22 0.2116601 0 1 22 0.1080000 0 1 22 ]; %% Du lieu nhanh duong day %ND NC R branch = [ ; ; ; ; ; ; ; ; X B rateA rateB rateC ratio angle status 0.0000372 0.0000444 100 100 100 0 0.0001874 0.0002617 100 100 100 0 0.0003749 0.0005234 100 100 100 0 0.0001406 0.0001963 100 100 100 0 0.0008903 0.0012432 100 100 100 0 0.0000651 0.0000777 100 100 100 0 0.0001406 0.0001963 100 100 100 0 0.0000937 0.0001309 100 100 100 0 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 10 11 13 14 31 15 16 34 17 19 20 21 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 ; 0.0001406 0.0001963 100 100 100 0 0.0000469 0.0000654 100 100 100 0 0.0000469 0.0000654 100 100 100 0 0.0001874 0.0002617 100 100 100 0 0.0000744 0.0000888 100 100 100 0 0.0000469 0.0000654 100 100 100 0 0.0000469 0.0000654 100 100 100 0 0.0000937 0.0001309 100 100 100 0 0.0000937 0.0001309 100 100 100 0 0.0000937 0.0001309 100 100 100 0 0.0000937 0.0001309 100 100 100 0 0.0001406 0.0001963 100 100 100 0 0.0000469 0.0000654 100 100 100 0 0.0001406 0.0001963 100 100 100 0 0.0002864 0.0003332 100 100 100 0 0.0001145 0.0001333 100 100 100 0 0.0000573 0.0000666 100 100 100 0 0.0001718 0.0001999 100 100 100 0 0.0001145 0.0001333 100 100 100 0 0.0001145 0.0001333 100 100 100 0 0.0001145 0.0001333 100 100 100 0 0.0000573 0.0000666 100 100 100 0 0.0001718 0.0001999 100 100 100 0 0.0002291 0.0002666 100 100 100 0 0.0004009 0.0004665 100 100 100 0 0.0000335 0.0000399 100 100 100 0 0.0002291 0.0002666 100 100 100 0 0.0000130 0.0000155 100 100 100 0 0.0001145 0.0001333 100 100 100 0 0.0002864 0.0003332 100 100 100 0 22 40 ; 0.0002291 0.0002666 100 100 100 0 ]; %% - -%% %% Ham ma tran tro khang function [zbus] = Zbus(branch) FN = branch(:,1); TN = branch(:,2); R = branch(:,3); X = branch(:,4); B = branch(:,5); n=length(R); Z=n+1; zbus=zeros(Z,Z); zbus(1,1)=0+j*0.000000001; for i=1:n a=FN(i); b=TN(i); zbus(b,:)=zbus(a,:); zbus(:,b)=zbus(:,a); zbus(b,b)=zbus(a,a)+R(i)+j*X(i); end %% - %% %Ham tinh toan V va I function [V,I]=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA) N=length(bustype); n=N-1; % N tong so nut % n la tung nut he thong j=sqrt(-1); V=ones(N,1)+j*zeros(N,1); for i= 1:N if bustype(i)==3 V(i)=1; end end maxmis = 0.0001; maxitt = 100; itt = 0; dVmax =1; % Dat dien ap nut trung gian nguon cung cap dien V=0.98(1) % Gioi han vong lap %%%%%%%%%% Vong lap %%%%%%%%%%%%%%%%%%%% while ittmaxmis itt=itt+1; %Tinh toan dong for i=1:N; Pi(i)=(Pl(i)-Pg(i)); Qi(i)=(Ql(i)-Qg(i)); In(i,:)= (Pi(i)-j*Qi(i))/(conj(V(i))); end %In is the load current for i=2:N; I(i-1)= In(i); end %Lap nguoc Vk = V; for i=1:n a=N-i; for b=1:n; if FN(b)==a+1 c=TN(b); I(a)=I(a)+I(c-1)+j*B(c-1)*V(a+1); end end I(a)=I(a)+j*V(a+1)*B(a)/2; % I la dong nhanh end % Lap thuan for i=1:n; k=FN(i); V(i+1)=V(k) - (R(i)+j*X(i))*I(i); dV(i) = abs(V(i+1)-Vk(i+1)); end dVmax = max(dV); end %% %% %% Tinh dong nhanh va dien ap clc clear case473; bustype=bus(:,2); Pl=bus(:,3)/baseMVA; Ql=bus(:,4)/baseMVA; FN = branch(:,1); TN = branch(:,2); R = branch(:,3); X = branch(:,4); B = branch(:,5); N=length(bustype); Pg=zeros(N,1); Qg=zeros(N,1); V=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); zbus=Zbus(branch); [V,I]=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA) N=length(bustype); n=N-1; j=sqrt(-1); V=ones(N,1)+j*zeros(N,1); % N la tong so nut % n la tung nut cua he thong for i= 1:N if bustype(i)==3 V(i)=0.98; end end maxmis = 0.0001; maxitt = 100; itt = 0; dVmax =1; % Dat dien ap cua nut trung ap cung cap dien nguon V= 0.98 % Gioi han vong lap %%%%%%%%%% Vong lap %%%%%%%%%%%%%%%%%%%% while ittmaxmis itt=itt+1; %Tinh toan dong for i=1:N; Pi(i)=(Pl(i)-Pg(i)); Qi(i)=(Ql(i)-Qg(i)); In(i,:)= (Pi(i)-j*Qi(i))/(conj(V(i))); end %In la dong tai for i=2:N; I(i-1)= In(i); end %Lap nguoc Vk = V; for i=1:n a=N-i; for b=1:n; if FN(b)==a+1 c=TN(b); I(a)=I(a)+I(c-1)+j*B(c-1)*V(a+1); end end I(a)=I(a)+j*V(a+1)*B(a)/2; end % I la dong nhanh % Lap thuan for i=1:n; k=FN(i); V(i+1)=V(k) - (R(i)+j*X(i))*I(i); dV(i) = abs(V(i+1)-Vk(i+1)); end dVmax = max(dV); end %% %% %% Tinh toan kich ban clc clear case473; bustype=bus(:,2); Pl=bus(:,3)/baseMVA; Ql=bus(:,4)/baseMVA; FN = branch(:,1); TN = branch(:,2); R = branch(:,3); X = branch(:,4); B = branch(:,5); N=length(bustype); Pg=zeros(N,1); Qg=zeros(N,1); V=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); zbus=Zbus(branch); %%%% Tim dung luong DG chi cung cap cong suat tac dung %%%% Rik=real(zbus); Xik=imag(zbus); totalP=0; totalQ=0; for i=1:N Pi(i)=(Pg(i)-Pl(i)); totalP=totalP+Pl(i); Qi(i)=(Qg(i)-Ql(i)); totalQ=totalQ+Ql(i); end Vm=abs(V); Delta=angle(V); for i=1:N for k=1:N alpha(i,k)=Rik(i,k)*cos(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); beta(i,k)=Rik(i,k)*sin(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); gama(i,k)=Xik(i,k)*cos(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); geta(i,k)=Xik(i,k)*sin(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); end end % Tinh toan ton that ban dau cua he thong Plss=0; Qlss=0; for i=1:N for k=1:N Plss=Plss+(alpha(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+beta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k) -Pi(i)*Qi(k))); Qlss=Qlss+(gama(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+geta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k) -Pi(i)*Qi(k))); end end %for i=1:N % sum=0; % for k=1:N % if k~=i % sum=sum+(alpha(i,k)*Pi(k) -beta(i,k)*Qi(k)); % end % end % PDG(i)=Pl(i) - sum/alpha(i,i); % Dung luong PDG dat tai nut i %end Ploss=zeros(N,1); Qloss=zeros(N,1); for m=2:N % Vi tri DG PDG(m)=4; %Cong suat dat DG PDG(m) = (4, 5, 6.5 )MW Pi(m)=Pi(m)+PDG(m); %Chi cung cap cong suat tac dung for i=1:N % i la vi tri dat DG, kiem tra lai tung vi tri for k=1:N Ploss(m)=Ploss(m)+(alpha(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi( k))+beta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k)-Pi(i)*Qi(k))); Qloss(m)=Qloss(m)+(gama(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+geta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k) -Pi(i)*Qi(k))); end end Pi(m)=Pi(m)-PDG(m); end clc for i=1:N-1; result(i,1)=i+1; result(i,2)=PDG(i+1)*baseMVA; result(i,3)=Ploss(i+1)*baseMVA*1000; result(i,4)=Qloss(i+1)*baseMVA*1000; end Vm=abs(V) BusRanking=sortrows(result,[3]); fprintf('\n') fprintf('\t Dung luong va vi tri toi uu DG tai moi nut va tuong ung voi ton that \n') fprintf('\t\t\t\t\t Program By: Le Cong Thinh \n\n') fprintf('\t Ton that cong suat tac dung ban dau cua he thong = %3.4f kW \n',Plss*baseMVA*1000) fprintf('\t Ton that cong suat phan khang ban dau cua he thong = %3.4f KVar \n',Qlss*baseMVA*1000) fprintf('\n') fprintf('\t\t \n') fprintf('\t\t\tBUS\t\t P-DG\t\t PLoss\t\t QLoss\n') fprintf('\t\t\tNo:\t\t MW \t\t kW \t\t kVar\n') fprintf('\t\t \n') for m=1:N-1; fprintf('\t\t\t %g', BusRanking(m,1)) fprintf('\t\t %3.4f', BusRanking(m,2)) fprintf('\t\t\t %3.4f', BusRanking(m,3)) fprintf(' \t\t%3.4f', BusRanking(m,4)), fprintf(' \n') end fprintf('\t\t \n') for p=2:N Pg(p)=Pg(p)+PDG(p); V=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); BN=1:N; V(p)=abs(V(p)) V=abs(V) Pg(p)=Pg(p)- PDG(p); end %p=BusRanking(1,1); %Pg(p)=Pg(p)+PDG(p); %V1=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); %BN=1:N; %V=abs(V); %V1=abs(V1); %figure %plot(BN,abs(V),BN,abs(V1)) %% %% %% Tinh toan kich ban clc clear case473; bustype=bus(:,2); Pl=bus(:,3)/baseMVA; Ql=bus(:,4)/baseMVA; FN = branch(:,1); TN = branch(:,2); R = branch(:,3); X = branch(:,4); B = branch(:,5); N=length(bustype); Pg=zeros(N,1); Qg=zeros(N,1); V=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); zbus=Zbus(branch); %%%% Tim dung luong DG DG chi cung cap P %%%% Rik=real(zbus); Xik=imag(zbus); %% finding R bus %% finding Xbus for i=1:N Pi(i)=(Pg(i)-Pl(i)); Qi(i)=(Qg(i)-Ql(i)); end Vm=abs(V); Delta=angle(V); for i=1:N for k=1:N alpha(i,k)=Rik(i,k)*cos(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); beta(i,k)=Rik(i,k)*sin(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); gama(i,k)=Xik(i,k)*cos(Delta(i) -Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); geta(i,k)=Xik(i,k)*sin(Delta(i)-Delta(k))/(Vm(i)*Vm(k)); end end % Tinh ton that ban dau Plss=0; Qlss=0; for i=1:N for k=1:N Plss=Plss+(alpha(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+beta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k) -Pi(i)*Qi(k))); Qlss=Qlss+(gama(i,k)*(Pi(i)* Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+geta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k) -Pi(i)*Qi(k))); end end %for i=1:N % Xi=0; % Yi=0; % for k=1:N % if k~=i % Xi=Xi+(alpha(i,k)*Pi(k) -beta(i,k)*Qi(k)); % Yi=Yi+(alpha(i,k)*Qi(k) -beta(i,k)*Pi(k)); % end % Y=[(0.0032*alpha(i,i)) (1.004*alpha(i,i)+0.08*alpha(i,i)*Pl(i) -0.08*Yi) (Xi-alpha(i,i)*Pl(i))]; %Bieu thuc tinh dung luong DG % DG=roots(Y); % DGL=length(DG); % for z=1:DGL % if isreal(DG(z))==1 & DG(z)>0; % PDG(i)=DG(z); % Dung luong DG cho moi nut % break; % end % end % end %end Ploss=zeros(N,1); Qloss=zeros(N,1); for m=2:N % Vi tri DG PDG(m)=3 % Cong suat dat DG PDG(m)= (3, 4.5, 5)MW Pi(m)=Pi(m)+PDG(m); Qi(m)=Qi(m)-0.05-0.04*PDG(m)^2; for i=1:N % i la nut ket noi DG, kiem tra lai vi tri moi nut for k=1:N Ploss(m)=Ploss(m)+(alpha(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+beta(i ,k)*(Qi(i)*Pi(k)-Pi(i)*Qi(k))); Qloss(m)=Qloss(m)+(gama(i,k)*(Pi(i)*Pi(k)+Qi(i)*Qi(k))+geta(i,k)*(Qi(i)*Pi(k) -Pi(i)*Qi(k))); end end Pi(m)=Pi(m)-PDG(m); Qi(m)=Qi(m)+0.05+0.04*PDG(m)^2; end clc for i=1:N-1; result(i,1)=i+1; result(i,2)=PDG(i+1)*baseMVA; result(i,3)=Ploss(i+1)*baseMVA*1000; result(i,4)=Qloss(i+1)*baseMVA*1000; end BusRanking=sortrows(result,[3]); fprintf('\n') fprintf('\t Dung luong va vi tri toi uu cua moi nut va tuong ung voi ton th at\n') fprintf('\t\t\t\t\t Program By: Le Cong Thinh \n\n') fprintf('\t Ton that cong suat tac dung ban dau cua he thong = %3.4f kW \n',Plss*baseMVA*1000) fprintf('\t Ton that cong suat phan khang ban dau cua he thong = %3.4f KVar \n',Qlss*baseMVA*1000) fprintf('\n') fprintf('\t\t - \n') fprintf('\t\t\tBUS\t\t P-DG \t\t PLoss\t\t QLoss\n') fprintf('\t\t\tNo:\t\t MW \t\t kW \t\t kVar\n') fprintf('\t\t - \n') for m=1:N-1; fprintf('\t\t\t %g', BusRanking(m,1)) fprintf('\t\t %3.4f', BusRanking(m,2)) fprintf('\t\t\t %3.4f', BusRanking(m,3)) fprintf(' \t\t%3.4f', BusRanking(m,4)), fprintf(' \n') end fprintf('\t\t \n') Vm=abs(V) for p=2:N Pg(p)=Pg(p)+PDG(p); Ql(p)=Ql(p)+0.05+0.04*PDG(p)^2; V=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); BN=1:N; V(p)=abs(V(p)) V=abs(V) Pg(p)=Pg(p)-PDG(p); Ql(p)=Ql(p)-0.05-0.04*PDG(p)^2; end p=BusRanking(1,1); Pg(p)=Pg(p)+PDG(p); Ql(p)=Ql(p)+0.05+0.04*PDG(p)^2; V1=DLF(bustype,Pg,Qg,Pl,Ql,FN,TN,R,X,B,baseMVA); BN=1:N; V=abs(V) pause V1=abs(V1) pause figure plot(BN,abs(V),BN,abs(V1)) AXIS([1 N 0.85 1]) xlabel('Bus No:'); ylabel('Vpu'); title('Dien ap truoc va sau dat DG'); legend('Dien ap khong co DG', 'Dien ap cua sau lap dat DG voi vi tri toi uu',3); for i=1:N-1; result1(i,1)=i+1; result1(i,2)=abs(V(i+1)); result(i,3)=angle(V(i+1)); end BusRanking1=sortrows(result,[2]); fprintf(' \n') fprintf(' \n') fprintf(' \t\t Dien ap thap nhat chua co DG%3.4f at Bus No: %g', result1(N -1,2), result1(N-1,1)), fprintf(' \n') for i=1:N-1; result1(i,1)=i+1; result1(i,2)=abs(V1(i+1)); result(i,3)=angle(V1(i+1)); end BusRanking1=sortrows(result,[2]); fprintf(' \t\t Dien ap thap nhat sau lap dat DG %3.4f at Bus No: %g', result1(N -1,2), result1(N-1,1)), fprintf(' \n') TÓM TẮT LUẬN VĂN Luận văn nghiên cứu ảnh hưởng nguồn điện phân tán DG đến chất lượng điện lưới phân phối Những nội dung luận văn bao gồm: Tổng quan lưới điện phân phối nguồn phát điện phân tán Phân tích tác động nguồn điện phân tán đến lưới điện đánh giá tiềm nguồn lượng phân tán Phương pháp phân bố dịng cơng suất tải phương pháp xác định vị trí tối ưu DG lưới phân phối Tính tốn tìm vị trí tối ưu nguồn phân tán hệ thống Phương pháp tính toán ứng dụng DG thâm nhập vào lưới phân phối Trong luận văn giới hạn nguồn DG nguồn có khả thi khai thác sử dụng SUMMARY The thesis focuses on effects of distributed generation on electricity quality in the distribution system Main contents of the thesis include: Overview on distributed electricity system and distributed generation Analyzing effects of distributed generation on electricity grid and evaluation of potential of distributed energy sources Allocation method of load power flow and method of identifying optimal position of DG in the distribution system Calculating to find out the optimal position of distri buted generation in the system The above method calculates how DG applications participate into distribution system Moreover, in this thesis, distributed generations are regarded as sources that are feasible to exploit nowadays ... PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN PHÁT ĐIỆN PHÂN TÁN 1.1 Giới thiệu chung lưới điện phân phối 1.2 Tổn thất điện lưới phân phối 1.3 Nguồn điện phân tán 1.3.1 Định nghĩa nguồn điện phân tán. .. gồm chương, phân bố sau: Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối nguồn phát điện phân tán Chương 2: Phân tích tác động nguồn điện phân tán đ ến lưới điện đánh giá tiềm nguồn lượng phân tán Chương... VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN PHÁT ĐIỆN PHÂN TÁN 1.1 Giới thiệu chung lưới điện phân phối Lưới điện địa phương hay gọi lưới phân phối bao gồm đường dây không, đường cáp ngầm trạm biến áp phân
Ngày đăng: 28/02/2021, 10:16
Xem thêm:
