ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TRẦN NAM DŨNG TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH CHO LƢỚI 110KV CỦA CƠNG TY CỔ PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HỊA LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2017 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TRẦN NAM DŨNG TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH CHO LƢỚI 110KV CỦA CÔNG TY CỔ PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HÕA Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện Mã số: 60.52.02.02 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: GS-TS NGUYỄN HỒNG ANH Đà Nẵng - Năm 2017 i LỜI CẢM ƠN Lời xin chân thành biết ơn sâu sắc đến GS TS Nguyễn Hồng Anh tận tình hƣớng dẫn, hỗ trợ tơi hồn thành luận văn Tôi xin chân thầy cảm ơn quý Thầy/Cô tham gia giảng dạy niên khóa K33.KTĐ.KH tận tình hƣớng dẫn, truyền đạt kiến thức cho suốt trình học tập nghiên cứu Tơi xin cảm ơn quý Thầy/Cô Hội đồng đánh giá Luận văn nhiệt tình góp ý chỉnh sửa để luận văn đƣợc hồn chỉnh Tơi xin cảm ơn anh chị học viên đồng nghiệp thuộc Xí nghiệp Lƣới điện Cao Thế - Công ty Cổ Phần Điện Lực Khánh Hịa hỗ trợ đóng góp luận văn đƣợc hoàn thiện Chân thành cảm ơn trân trọng! Học viên thực Trần Nam Dũng ii LỜI CAM ĐOAN Tôi cam đoan viết riêng Các số liệu, kết luận văn trung thực chưa công bố cơng trình khác Tác giả luận văn Trần Nam Dũng iii MỤC LỤC TRANG PHỤ BÌA LỜI CẢM ƠN i LỜI CAM ĐOAN ii MỤC LỤC iii DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT vi DANH MỤC CÁC BẢNG vii DANH MỤC CÁC HÌNH viii MỞ ĐẦU 1 Lý chọn đề tài Mục đích nghiên cứu Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu Phƣơng pháp nghiên cứu Dự kiến kết Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài Cấu trúc luận văn CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN 110KV KHÁNH HÕA 1.1 Đặc điểm trạng lƣới điện 110KV Khánh Hòa 1.1.1 Đặc điểm nguồn cung cấp 1.1.2 Tổng hợp số liệu đƣờng dây TBA 110kV Khánh Hòa 1.2 ĐIỆN ÁP TẠI CÁC TBA 110KV CỦA KHÁNH HÒA HIỆN NAY 1.2.1 Điện áp nút với phƣơng thức vận hành bản: 1.2.2 Điện áp nút phƣơng thức vận hành không N-1 12 1.3 KẾT LUẬN 13 CHƢƠNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 15 2.1 Khái niệm 15 2.1.1 Giới thiệu chung 15 2.1.2 Tiêu chuẩn độ lệch điện áp khơng bình thƣờng 16 2.1.3 Tiêu chuẩn độ lệch điện áp 16 2.2 Giải pháp điều chỉnh nguồn công suất phản kháng 17 2.2.1 Máy phát điện 17 iv 2.2.2 Đƣờng dây không: 17 2.2.3 Cáp ngầm 17 2.2.4 Máy biến áp 17 2.2.5 Phụ tải 17 2.2.6 Các thiết bị bù 18 2.3 Giải pháp điều chỉnh điện áp lƣới truyền tải 18 2.3.1 Điều khiển tập trung 18 2.3.2 Điều khiển nhiều cấp 18 2.4 Các phƣơng tiện điều chỉnh điện áp 19 2.4.1 Tụ bù ngang 19 2.4.2 Hệ thống bù tĩnh 20 2.4.3 Điều chỉnh nấc phân áp 20 2.5 Giải pháp tối ƣu trào lƣu công suất 20 2.5.1 Khảo sát phân bố công suất dùng ma trận Ybus phép lặp Gauss – Seidel 20 2.5.2 Khảo sát phân bố công suất dùng ma trận Zbus phép lặp Gauss – Seidel 23 2.5.3 Phân bố công suất dùng phƣơng pháp Newton – Raphson 23 CHƢƠNG GIỚI THIỆU PHẦN MỀM TÍNH TỐN TỐI ƢU TRÀO LƢU CÔNG SUẤT PSS/E 26 3.1 Giới thiệu 26 3.2 Tính toán hệ tƣơng đối 28 3.2.1 Tính tốn trở kháng dây 28 3.2.2 Máy biến áp cuộn dây 29 3.2.3 Máy biến áp cuộn dây 30 3.3 Chạy chƣơng trình phân bổ cơng suất 32 3.4 Kết luận chƣơng 33 CHƢƠNG ỨNG DỤNG PSS/E VÀO TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH TỐI ƢU VẬN HÀNH HỆ THỐNG 110KV KHÁNH HÕA 34 4.1 Sơ đồ thuật toán chạy OPF 34 4.2 Thu thập số liệu 34 v 4.3 Kết nhập chƣơng trình PSS/E 35 4.3.1 Dữ liệu thông số nút 35 4.3.2 Dữ liệu thông số cho nhà máy (Plant) 35 4.3.3 Nhập thông số máy phát (Machine) 35 4.3.4 Dữ liệu thông số tải (Load) 36 4.3.5 Dữ liệu thông số đƣờng dây (Branch) 36 4.3.6 Nhập thông số máy biến áp cuộn dây (2 Winding) 36 4.3.7 Nhập thông số máy biến áp cuộn dây (3 Winding) 37 4.3.8 Khai báo vị trí bù trung áp 37 4.4 Kết phân tích tối ƣu trào lƣu cơng suất phần mềm PSS/E 37 4.4.1 Trào lƣu công suất theo kết cấu lƣới điện 110kV 37 4.4.2 Nhận xét 37 4.5 Kết luận kiến nghị 39 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO PHỤ LỤC QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (bản sao) vi DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT TBA 110kV - E24: Trạm biến áp 110kV - Ninh Hòa TBA1 10kV-E25: Trạm biến áp 110kV-HyunhDai-VinaShin TBA 110kV - E26: Trạm biến áp 110kV - Nhà máy Sợi TBA 110kV - E27: Trạm biến áp 110kV - Mã Vòng TBA 110kV - E28: Trạm biến áp 110kV - Cam Ranh TBA 220kV - E29: Trạm biến áp 220kV - Vĩnh Phƣơng TBA 110kV - E30: Trạm biến áp 110kV - Suối Dầu TBA 110kV - E31: Trạm biến áp 110kV - Đồng Đế TBA 110kV - E32: Trạm biến áp 110kV - Diên Khánh TBA 110kV - E33: Trạm biến áp 110kV - Vạn Giã TBA 110kV - ENT: Trạm biến áp 110kV - Ninh Thủy TBA 110kV - EBT: Trạm biến áp 110kV - Bình Tân TBA 110kV-ENCR: Trạm biến áp 110kV - Nam Cam Ranh TBA 110kV - EBĐ: Trạm biến áp 110kV - Bán Đảo Cam Ranh NMTĐSG-2: Nhà máy Thủy điện Sông Giang NMNĐBMNH: Nhà máy nhiệt điện Bã Mía Ninh Hịa BCT - BỘ CƠNG THƢƠNG HTĐ - Hệ thống điện KHPC - Công Ty Cổ Phần Điện Lực Khánh Hòa PSS/E - Power System Simulator for Engineering OPF - Optimal Power Flow: Tối ƣu trào lƣu công suất SVC - Static Var Compensator vii DANH MỤC CÁC BẢNG Số hiệu bảng Tên bảng Trang 1.1: Công suất phát lên lƣới điện nhà máy điện Khánh Hịa 1.2: Thơng số kỹ thuật đƣờng dây 110kV Khánh Hịa 1.3: Thơng số kỹ thuật TBA 110kV Khánh Hòa 2.1: Phân loại tƣợng liên quan đến chất lƣợng điện áp theo tiêu chuẩn IEEC 1159-1995 16 viii DANH MỤC CÁC HÌNH Số hiệu hình Tên hình Trang 1.1: Sơ đồ kết kết lƣới 110kV Khánh Hòa 1.2: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Ninh Hòa 1.3: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Ninh Thủy 1.4: Biểu đồ nút phụ TBA 110kV Vạn Giã 1.5: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Đồng Đế 1.6: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Mã Vòng 1.7: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Diên Khánh 10 1.8: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Bình Tân 10 1.9: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Suối Dầu 11 1.10: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Nam Cam Ranh 11 1.11: Biểu đồ nút phụ tải TBA 110kV Cam Ranh 11 1.12: Tổng hợp điện áp nút thời điểm 12 1.13: Biểu đồ điện áp lúc 10h ngày 10/07/2017 ( cắt ĐD E29-E24) 12 1.14: Biểu đồ điện áp lúc 10h 27/05/2017 (Cắt ĐD EVG – Tuy Hòa 2) 13 2.1: Cấu trúc điều chỉnh điện áp 19 2.2: Sơ đồ thay hình π Dịng điện vào nút p nhánh pq: 22 3.1: Hai hƣớng giải toán OPF 26 3.2: Sơ đồ thay đƣờng dây 28 3.5: Sơ đồ thay đầy đủ máy biến áp ba cuộn dây 31 3.6: Cửa sổ chọn mục tiêu tối ƣu trào lƣu công suất OPF 33 4.1: Sơ đồ thuật tốn chƣơng trình tối ƣu trào lƣu công suất OPF 34 7802 TUYHOA2 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.03759 1.03820 1.00000 F 0.90000 1.10000 -0.013 -629.057 12.52922 7935 TUYHOA2 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08947u 1.03820 1.05000 F 0.90000 1.10000 -24.500 -627.739 39.11890 7801 TUYHOA2 3WNDTR 220.00 * BUS 3 1 1.00987 1.03698 0.97500 F 0.90000 24.428 -0.07500 (-6 ) 1.10000 -1257.339 -3.62790 7802 TUYHOA2 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.03759 1.03698 1.00000 F 0.90000 1.10000 0.013 629.095 -12.52663 7935 TUYHOA2 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08947u 1.03698 1.05000 F 0.90000 1.10000 -24.446 630.414 15.28805 8501 THAPCHAM2 3WNDTR 220.00 * BUS 3 1 1.00272 1.08937 0.92045 F 0.92045 -0.02557 (-2 ) 1.12500 38.095 8.299 434.95694 8502 THAPCHAM2 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.08937u 1.08937 1.00000 F 0.90000 1.10000 0.000 0.127 -171.04995 157.01703 7933 THAPCHAM2 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08936u 1.08937 1.00000 F 0.90000 1.10000 -38.095 -8.237 -229.29366 23.40269 -112.83486 -112.83486 Phụ lục 6: Kết tổn thất công suất sau tối ưu OLTC PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR PSS(R)E LUOI DIEN KHANH HOA 2017 X AREA X KHPC KHACH HANG PTC3 FROM -ASSIGNED TO THE AREA GENE- FROM IND TO IND TO RATION GENERATN MOTORS LOAD THU, SEP 14 2017 TO BUS SHUNT TO GNE BUS DEVICES 20:11 AREA TOTALS IN MW/MVAR TO LINE FROM SHUNT CHARGING TO LOSSES -NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED LINES + LOADS NET INT 27.5 2.6 0.0 0.0 0.0 0.0 294.5 65.0 0.0 -65.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12.5 4.3 10.9 -271.3 4.7 -271.3 4.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 29.0 6.0 0.0 -2.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.1 0.1 -29.1 -2.9 -29.1 -2.9 0.0 280.3 4.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 32.6 0.3 37.7 280.0 -0.4 280.0 -0.4 0.0 NMD COLUMN TOTALS 20.5 -2.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.3 0.1 0.4 20.4 -1.4 20.4 -1.4 0.0 328.3 5.1 0.0 0.0 0.0 0.0 323.5 71.0 0.0 -67.7 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 47.3 4.8 49.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Phụ lục 7: Kết điện áp nút sau tối ưu điều khiển OLTC TBA 220kV PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR PSS(R)E LUOI DIEN KHANH HOA 2017 BUS# 7801 7802 7901 7902 7903 7904 7905 7906 7907 7908 7909 7910 7911 7912 7913 7914 7915 7916 7917 7918 7919 7920 7921 7922 7923 7924 7925 7926 7927 7928 7929 THU, SEP 14 2017 S H U N T S X NAME X BASKV CODE LOADS FIXED SWITCHED VOLT TUYHOA2 220.00 0 1.00987 TUYHOA2 22.000 1 0 1.03759 NINHHOA-E24 110.00 0 1.07247 NINHHOA-E24 35.000 0 1.03371 NINHHOA-E24 22.000 1 0 1.03370 VNS-E25 110.00 1 0 1.06059 NMSOI-E26 110.00 0 1.08532 NMSOI-E26 6.6000 1 1.08532 MAVONG-E27 110.00 0 1.07638 MAVONG-E27 35.000 1 0 1.09000 MAVONG-E27 22.000 1 1.08999 CAMRANH-E28 110.00 0 1.05674 CAMRANH-E28 35.000 -2 0 0.96067 CAMRANH-E28 22.000 1 0 0.96066 VINHPHUONG 220.00 0 1.00899 VINHPHUONG 110.00 1 1.08565 VINHPHUONG 22.000 1 0 1.08754 SUOI DAU 110.00 0 1.06525 SUOI DAU 22.000 1 1.06525 DONGDE 110.00 0 1.08213 DONGDE 22.000 1 1.08212 DIENKHANH 110.00 0 1.07460 DIENKHANH 22.000 1 0 1.07460 VANGIA 110.00 0 1.06523 VANGIA 22.000 1 0 1.06523 NINHTHUY 110.00 0 1.05960 NINHTHUY 22.000 1 0 1.05960 NDBMNH 110.00 -2 0 1.07248 BINHTAN 110.00 0 1.07193 BINHTAN 22.000 1 0 1.07193 BANDAO 110.00 0 1.05953 20:12 BUS DATA X - NORMAL X ANGLE AREA ZONE OWNER VMAX VMIN -1.6 1 1.10000 0.90000 -1.6 1 1.10000 0.90000 -9.2 1 1.10000 0.90000 -9.1 1 1.10000 0.90000 -9.2 1 1.10000 0.90000 -9.1 1 1.10000 0.90000 -9.7 1 1.10000 0.90000 -9.7 1 1.10000 0.90000 -10.6 1 1.10000 0.90000 -10.6 1 1.10000 0.90000 -10.6 1 1.10000 0.90000 -1.8 1 1.10000 0.90000 -1.8 1 1.10000 0.90000 -1.8 1 1.10000 0.90000 0.0 1 1.10000 0.90000 -9.6 1 1.10000 0.90000 -4.1 1 1.10000 0.90000 -11.2 1 1.10000 0.90000 -11.2 1 1.10000 0.90000 -10.0 1 1.10000 0.90000 -10.0 1 1.10000 0.90000 -10.4 1 1.10000 0.90000 -10.4 1 1.10000 0.90000 -6.3 1 1.10000 0.90000 -6.3 1 1.10000 0.90000 -8.5 1 1.10000 0.90000 -8.5 1 1.10000 0.90000 -9.2 1 1.10000 0.90000 -10.9 1 1.10000 0.90000 -10.9 1 1.10000 0.90000 -11.7 1 1.10000 0.90000 X- EMERGENCY -X VMAX VMIN 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 7930 7931 7932 7933 7935 7936 7937 7938 8501 8502 BANDAO ENCR ENCR THAPCHAM2 TUYHOA2 HOAHIEP E NINHHAI TD SG2 THAPCHAM2 THAPCHAM2 22.000 110.00 22.000 110.00 110.00 110.00 110.00 110.00 220.00 22.000 1 1 -2 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.05952 1.05441 1.05441 1.08936 1.08947 1.00000 1.05496 1.07948 1.00272 1.08937 -11.7 -2.0 -2.0 0.0 -1.6 0.0 -2.1 -9.4 0.0 0.0 1 1 1 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 Phụ lục 8: Kết tối ưu điều khiển nấc phân áp OLTC TBA 220kV, kết hợp tối ưu tụ bù Summary Table for Tap Changing Transformers: -From Bus kV Area Zone Voltage Ratio Minimum MW Flow Sensitivity To Bus kV Area Zone Voltage Change Maximum MV Flow Tap Volt -7901 NINHHOA-E24 110.00 3WNDTR * BUS 1 1 1.07678 1.03786 1.03750 F 0.90000 0.05000 ( ) 1.10000 -7.501 6.181 0.34096 7906 NMSOI-E26 7905 NMSOI-E26 6.6000 110.00 2 1 1.08962u 1.08962u 1.00000 F 0.90000 1.10000 -6.992 0.476 2.15023 7907 MAVONG-E27 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1 1.08104 1.08104 1.00000 F 0.90000 0.01250 ( ) 1.10000 43.482 6.946 -0.02924 7907 MAVONG-E27 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1 1.08104 1.08104 1.00000 F 0.90000 0.01250 ( ) 1.10000 43.482 6.946 -0.02924 7910 CAMRANH-E28 110.00 3WNDTR * BUS 1 1 1.05827 1.08541 0.97500 F 0.90000 -0.02500 (-2 ) 1.10000 14.000 3.967 -169.07055 7912 CAMRANH-E28 22.000 3WNDTR * BUS 1 1 1.08540 1.08541 1.00000 F 0.90000 1.10000 -14.000 -3.850 82.34387 7911 CAMRANH-E28 35.000 3WNDTR * BUS 1 1 1.08541 1.08541 1.00000 F 0.90000 1.10000 0.000 0.126 82.49920 7910 CAMRANH-E28 110.00 3WNDTR * BUS 1 1 1.05827 1.08541 0.97500 F 0.90000 -0.02500 (-2 ) 1.10000 14.000 3.967 -169.07055 7912 CAMRANH-E28 22.000 1 1.08540 -14.000 82.34387 1.00000 F 0.90000 -1.06211 -1.06144 3WNDTR * BUS 1 1.08541 7911 CAMRANH-E28 35.000 3WNDTR * BUS 1 1 1.08541 1.08541 7913 VINHPHUONG 3WNDTR 220.00 * BUS 3 1 1.00867 1.08921 7915 VINHPHUONG 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.08932u 1.08921 1.00000 F 7914 VINHPHUONG 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08994u 1.08921 1.00000 F 7913 VINHPHUONG 3WNDTR 220.00 * BUS 3 1 1.00867 1.08938 7914 VINHPHUONG 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08994u 1.08938 1.00000 F 7930 BANDAO 7929 BANDAO 22.000 110.00 1 1 1.06637 1.06637 7932 ENCR 7931 ENCR 22.000 110.00 1 1 1.05622 1.05622 7801 TUYHOA2 3WNDTR 220.00 * BUS 3 1 1.00369 1.03630 7802 TUYHOA2 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.03792 1.03630 1.00000 F 0.90000 1.10000 0.036 1687.262 -33.76400 7935 TUYHOA2 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08982u 1.03630 1.05000 F 0.90000 1.10000 -24.473 1691.074 83.94636 7801 TUYHOA2 3WNDTR 220.00 * BUS 3 1 1.00369 1.03955 0.96250 F 0.90000 -0.08750 (-7 ) 1.10000 24.665 3386.475 -198.01554 7802 TUYHOA2 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.03792 1.03955 1.00000 F 0.90000 -0.040 1.10000 -1687.186 33.76676 7935 TUYHOA2 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08982u 1.03955 1.05000 F 0.90000 -24.626 1.10000 -1683.386 147.89806 220.00 1.00330 0.92045 F 0.92045 269.57536 8501 THAPCHAM2 1.10000 -3.850 0.90000 1.10000 0.000 0.126 82.49920 0.92045 F 0.92045 -0.02557 (-2 ) 1.12500 63.549 7.089 16.01360 0.90000 1.10000 8.536 -0.143 -11.37643 11.18679 0.90000 1.10000 -71.987 4.526 177.62978 -590.78394 0.92045 F 0.92045 -0.02557 (-2 ) 1.12500 129.392 14.296 32.11924 0.90000 1.10000 -120.760 5.999 324.17685 1.00000 F 0.90000 1.10000 -15.413 -1.487 -1.01454 1.00000 F 0.90000 1.10000 -9.198 -1.554 -1.32415 0.97159 F 0.92045 24.433 -0.07671 (-6 ) 1.12500 -3362.367 -55.18909 1.00000 F 38.084 -590.78394 -357.61560 -357.61560 3WNDTR * BUS 1.09000 -0.02557 (-2 ) 1.12500 7.467 8502 THAPCHAM2 3WNDTR 22.000 * BUS 3 1 1.09000u 1.09000 1.00000 F 0.90000 1.10000 0.000 0.116 -469.55206 430.77518 7933 THAPCHAM2 3WNDTR 110.00 * BUS 1 1.08999u 1.09000 1.00000 F 0.90000 1.10000 -38.084 -7.496 221.42433 -63.78842 Phụ lục 9: Bảng phân bố tụ bù trung áp TBA 110kV Summary Table for Added Shunt (Mvar): Bus # Name kV ID Area Zone Initial Final Change Minimum Maximum Cost ($/Mvar) Sensitivity - - - - - - -7903 7906 7908 7909 7912 7914 7915 7917 7919 7921 7923 7925 7928 7930 7932 NINHHOA-E24 NMSOI-E26 MAVONG-E27 MAVONG-E27 CAMRANH-E28 VINHPHUONG VINHPHUONG SUOI DAU DONGDE DIENKHANH VANGIA NINHTHUY BINHTAN BANDAO ENCR 22.000 6.6000 35.000 22.000 22.000 110.00 22.000 22.000 22.000 22.000 22.000 22.000 22.000 22.000 22.000 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Total: 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.755 0.130 0.712 0.712 0.213 0.133 0.378 0.879 0.203 1.152 4.043 4.227 0.184 1.378 0.505 15.606 0.755 0.130 0.712 0.712 0.213 0.133 0.378 0.879 0.203 1.152 4.043 4.227 0.184 1.378 0.505 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 0.100 33.3081 32.5513 -3.9544 Phụ lục 10: Kết tổn thất công suất sau tối ưu OLTC phân bố tụ bù trung áp PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR PSS(R)E LUOI DIEN KHANH HOA 2017 X AREA X KHPC FROM -ASSIGNED TO THE AREA GENE- FROM IND TO IND TO RATION GENERATN MOTORS LOAD THU, SEP 14 2017 TO BUS SHUNT TO GNE BUS DEVICES 20:20 AREA TOTALS IN MW/MVAR TO LINE FROM SHUNT CHARGING TO LOSSES -NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED LINES + LOADS NET INT 27.5 -2.9 0.0 0.0 0.0 0.0 294.5 65.0 0.0 -83.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12.6 4.3 10.8 -271.3 17.2 -271.3 17.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 29.0 6.0 0.0 -2.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.1 -29.0 -2.7 -29.0 -2.7 0.0 PTC3 280.2 21.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.5 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 32.5 0.3 64.7 279.9 -10.9 279.9 -10.9 0.0 20.5 -4.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.3 0.1 0.4 20.4 -3.7 20.4 -3.7 0.0 328.3 13.6 0.0 0.0 0.0 0.0 323.5 71.0 0.0 -86.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 47.3 4.7 76.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 KHACH HANG NMD COLUMN TOTALS Phụ lục 11: Kết điện áp nút sau tối ưu điều khiển OLTC TBA 220kV phân bố tụ bù trung áp PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR PSS(R)E LUOI DIEN KHANH HOA 2017 BUS# 7801 7802 7901 7902 7903 7904 7905 7906 7907 7908 7909 7910 7911 7912 THU, SEP 14 2017 S H U N T S X NAME X BASKV CODE LOADS FIXED SWITCHED VOLT TUYHOA2 220.00 0 1.00369 TUYHOA2 22.000 1 0 1.03792 NINHHOA-E24 110.00 0 1.07678 NINHHOA-E24 35.000 0 1.03785 NINHHOA-E24 22.000 1 1.03785 VNS-E25 110.00 1 0 1.06846 NMSOI-E26 110.00 0 1.08962 NMSOI-E26 6.6000 1 1.08962 MAVONG-E27 110.00 0 1.08104 MAVONG-E27 35.000 1 1.08104 MAVONG-E27 22.000 1 1.08103 CAMRANH-E28 110.00 0 1.05827 CAMRANH-E28 35.000 -2 0 1.08540 CAMRANH-E28 22.000 1 1.08540 21:06 BUS DATA X - NORMAL X ANGLE AREA ZONE OWNER VMAX VMIN -1.5 1 1.10000 0.90000 -1.5 1 1.10000 0.90000 -9.1 1 1.10000 0.90000 -9.1 1 1.10000 0.90000 -9.1 1 1.10000 0.90000 -9.1 1 1.10000 0.90000 -9.6 1 1.10000 0.90000 -9.6 1 1.10000 0.90000 -10.5 1 1.10000 0.90000 -10.5 1 1.10000 0.90000 -10.6 1 1.10000 0.90000 -1.8 1 1.10000 0.90000 -1.8 1 1.10000 0.90000 -1.8 1 1.10000 0.90000 X- EMERGENCY -X VMAX VMIN 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 1.10000 0.90000 7913 7914 7915 7916 7917 7918 7919 7920 7921 7922 7923 7924 7925 7926 7927 7928 7929 7930 7931 7932 7933 7935 7936 7937 7938 8501 8502 VINHPHUONG VINHPHUONG VINHPHUONG SUOI DAU SUOI DAU DONGDE DONGDE DIENKHANH DIENKHANH VANGIA VANGIA NINHTHUY NINHTHUY NDBMNH BINHTAN BINHTAN BANDAO BANDAO ENCR ENCR THAPCHAM2 TUYHOA2 HOAHIEP E NINHHAI TD SG2 THAPCHAM2 THAPCHAM2 220.00 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 22.000 110.00 110.00 110.00 110.00 110.00 220.00 22.000 1 1 1 1 1 1 -2 1 1 1 1 -2 2 0 1 1 1 0 1 0 0 0 0 1 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.00867 1.08994 1.08932 1.07113 1.07113 1.08654 1.08653 1.07945 1.07945 1.07472 1.07472 1.06966 1.06966 1.07680 1.07672 1.07671 1.06637 1.06637 1.05622 1.05622 1.08999 1.08982 1.00000 1.05678 1.08220 1.00330 1.09000 0.0 -9.6 -4.1 -11.2 -11.2 -9.9 -9.9 -10.4 -10.4 -6.4 -6.4 -8.6 -8.6 -9.1 -10.9 -10.9 -11.6 -11.6 -2.1 -2.1 0.0 -1.5 0.0 -2.1 -9.3 0.0 0.0 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 1.10000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 0.90000 Phụ lục 12: Ví dụ tính tốn thơng số kỹ thuật máy biến áp cuộn dây ta tính tốn theo bƣớc sau: Máy biến áp có thơng số sau đây: = 40 [MVA], nấc đặt 9, = 115,0± 8.1,250 % [kV], = 23[kV], ΔPN= [kW],UN% = 15 [%] Nếu bỏ qua tổn thất từ hóa đặt nấc phân áp phía cao áp, ta có thông số máy biến áp hệ tƣơng đối có SCB= 100 [MVA] = 110 [kV], = 22 [kV] Nấc a = (tổng số nấc +1)/2 = (17+1)/2= Nấc biến áp quy đổi a = Nấc - Nấc đặt = - = Tỷ số biến áp đặt máy biến áp là: K ( pu ) (1 a.s) UC 115 (1 x125%) 1.045 pu U CBC 110 K(kV) = (1+a.s).Uc=(1+0*1,25%)*115= 115 kV Điện trở điện kháng thứ tự thuận (pu): U PN R1 pu C 1000.S đm U CBC U U X1 pu N h 100 U CB H 2 S 115 100 CB 0 S đm 1000.40 110 40 S 15 115 100 CB 0.40987 S 100 110 40 đm Điện trở điện kháng thứ tự không: R0pu = 0.8.R1pu = 0,8*0 = pu X0pu = 0.8.X1pu = 0.8*0.40987 = 0,3279 pu Phụ lục 13: Ví dụ tính tốn thơng số kỹ thuật MBA cuộn dây Trạm 110kV Ninh Hịa (T1) sau: Cơng suất định mức SC/ ST/ SH = 40/ 40/ 40 [MVA] Điện áp định mức UC/ UT/ Uha = 115.(±9 x1.78 %)/ 38±2x2.5%/ 22 kV Công suất ngắn mạch Điện áp ngắn mạch PNC T / PNC H / PNT H = 95/ 90/ 80 [kW] C T C H T H =18/11/7% UN /UN /UN Bỏ qua tổn thất từ hóa, với nấc đặt phía cao 10, SCB= 100 [MVA] UCB-C =110[kV], UCB-T= 35 [kV], UCB-H = 22 [kV] Ta có thơng số máy biến áp là: Nấc biến áp quy đổi a = 10 – 10= Tỷ số biến áp đặt máy biến áp là: K ( pu ) (1 a.s) UC 115 (1 x1.78%) 1.045 pu U CBC 110 K(kV) = (1+a.s).Uc=(1+0*1.78%)*115= 115 kV Điện trở điện kháng thứ tự thuận (pu): R1C T PNC T U C 1000.S đm U CBC R1C H P C H U C N 1000.S đm U CBC R1H T PNH T U C 1000.S đm U CBC S 95 115 100 CB 0.00649 pu S đmC 1000.40 110 40 2 S 90 115 CB S 1000 40 110 đmC 100 0.00615 pu 40 S 80 115 100 CB 0.00546 pu S đmC 1000.40 110 40 Điện kháng thứ tự thuận không cuộn Cao - Trung, Cao - Hạ Trung - Hạ (pu): X 1C T U C T % U C N 100 U CBC S 18 115 CBC S 100 110 đm X 1C H U NC H % U C 100 U CBC X 1T H U T H % U C N 100 U CBC 2 100 0.49 pu 40 S 11 115 100 CBC 0.3 pu Sđm 100 110 40 S 115 CBC S 100 110 đm 100 0.19 pu 40 Tƣơng tự ta tính tốn đƣợc thông số cho máy biến áp cuộn dây máy biến áp cuộn dây khác Phụ lục 14: Ví dụ tính tốn thơng số kỹ thuật đƣờng dây 110kV từ TBA 220kV Vĩnh Phƣơng – TBA 110kV Ninh Hòa, chiều dài L= 33.5 (km), tiết diện dây ACSR 185/29 có: Z0=0.187+j0.42 (Ω/km), b0=2.698 ( Z dây Z xl (0.187 + j0.42)33.5) B b0 xl (2.698x33 5) ) .km.10 6 100 0.0517 j 0.116 pu 1102 110 0.011 pu 100