Phân tích, đánh giá xuất tuyến 481 lưới điện thành phố kon tum

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG PHÂN HIỆU ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TẠI KON TUM The University ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ XUẤT TUYẾN 481 LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ KON TUM GVHD : TS TRƯƠNG THỊ HOA SVTH : NGUYỄN THÙY TRANG : PHONGOUDOM ANOUPHAP : YAIYASANE NOUM LỚP : K10D Đà Nẵng, tháng năm 2021 LỜI NÓI ĐẦU Ngành điện Việt Nam đạt kì tích lĩnh vực phát triển hệ thống điện sau khoảng 65 năm Việt Nam có quy mơ nguồn điện đứng thứ Đông Nam Á, quy mô lưới điện 500kV dài gấp lần chiều dài đất nước Tuy nhiên, bên cạnh phát triển nhanh chóng quy mô nhiều thách thức mà hệ thống điện Việt Nam cần phải đối mặt Đó vấn đề phân bố phụ tải điện không cân đối miền khu vực miền Mật độ phụ tải lưới điện vùng kinh tế trọng điểm miền cao gây dòng ngắn mạch cao khu vực, ảnh hưởng nghiêm trọng đến toàn hệ thống điện Việc vận hành hệ thống điện quốc gia gặp nhiều khó khăn tỷ trọng nguồn lượng tái tạo hệ thống ngày cao Đối mặt với thách thức ngành điện Việt Nam phải không ngừng ứng dụng tiến khoa học công nghệ vào quản lý, vận hành lưới nhằm nâng cao chất lượng điện đảm bảo cấp điện liên tục, an toàn Chẳng hạn hệ thống SCADA, UAV, Ngoài việc ứng dụng phần mềm hệ thống điều khiển tự động từ xa, ngành điện cịn thay bổ sung cơng nghệ máy móc, thiết bị vận hành vào hệ thống lưới điện Việc sử dụng thiết bị, máy móc hay thay đổi sơ đồ vận hành cần phải thử nghiệm tính tốn kĩ lưỡng trước đưa vào hoạt động Vì vậy,việc nghiên cứu ứng dụng phần mềm ETAP làm q trình trở nên tiện lợi dễ dàng hết Phần mềm ETAP không giúp người dùng mơ phỏng, thiết kế, tính tốn phân bố cơng suất, dịng ngắn mạch nút lưới điện mà cịn phân tích đánh giá lưới điện cách trực quan trường hợp cố lúc vận hành Nhận thấy cần thiết phần mềm ETAP, chúng em thực đồ án với mong muốn nghiên cứu sử dụng phần mềm ETAP để ứng dụng thực tế bên cạnh củng cố, tổng hợp lại kiến thức học học hỏi thêm kinh nghiệm, kiến thức quý báu từ thầy cô Em hồn thành đồ án, với giúp đỡ tận tình, chu đáo cô giáo TS Trương Thị Hoa Do thời gian làm đồ án có hạn trình độ cịn nhiều hạn chế nên khơng thể tránh khỏi thiếu sót Em mong nhận đóng góp ý kiến thầy cô sinh thành viên để cảm đồơn án hoàn thiện Em xinbạn chân MỤC LỤC ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN XUẤT TUYẾN 481THÀNH PHỐ KON TUM 1.1 TỔNG QUAN VÈ LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ KON TUM 1.2 Sơ ĐÒ NGUYÊN LÝ LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ KON TƯM 1.3 XUẤT TUYẾN 481 1.4 MỘT SỐ THIÉT BỊ sử DỤNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.4.1 Máy biến áp 1.4.2 Máy cắt điện cao áp 1.4.3 Máy biến điện áp 7 1.4.4 Máy biến dòng 1.4.5 Dao cách ly 1.4.6 Máy cắt tự đóng (Recloser) Máy cắt có tải (LBS) 1.4.7 Tụ bù 1.4.8 Cầu trì tự rơi (FCO) 1.4.9 Hệ thống pin mặt trời 10 10 1.4.10 Dây cáp điện 11 1.5 KẾT LUẬN 11 GIỚI THIỆU ETAP VÀ CÁC ỨNG DỤNG 12 2.1 MỞ ĐẦU 13 2.2 CÁC THÀNH PHÀN VÀ GIAO DIỆN CỦA ETAP 13 2.2.1 Giao diện phần mềm ETAP 13 2.2.2 Giới thiệu công cụ Menu 13 2.2.3 Giới thiệu phần tử AC 14 2.2.4 Các chức nghiên cứu Etap 16 17 2.2.5 Phân tích Load Flow(Load Flow Analysis) 17 2.3 TÓM TẮT CÁC ỦNG DỤNG CỦA ETAP 23 2.4 KÉT LUẬN 24 ứ ỨNG DỤNG PHẦN MỀM ETAP ĐỂ PHÂN TÍCH PHÂN BỐ 25 CƠNG SUẤT CHO XUẤT TUYẾN 481 25 3.1 SỐ LIỆU 25 3.2 TÍNH TOÁN BẰNG PHẦN MỀM ETAP POWERSTATION 27 3.3 42 MÔ PHỎNG VÀ CHẠY TÍNH NĂNG 42 3.3.1 Giới thiệu module tính cân cơng suất ETAP 3.3.2 Chương trình mơ cân công suất 3.3 KẾT LUẬN N TÍNH TỐN ẢNH HƯỞNG CỦA ĐIỆN MẶT TRỜI TỚI LƯỚI ĐIỆN XUẤT TUYẾN 481 4.1 ĐIỆN MẶT TRỜI 4.2 PIN MẶT TRỜI TRONG ETAP 4.3 PIN MẶT TRỜI TRONG XUẤT TUYẾN 481 4.3.1 Sơ đồ nguyên lý hệ thống 4.3.2 Công nghệ thiết bị 4.4 PHÂN BĨ CƠNG SUẤT KHI CĨ PIN MẶT TRỜI 4.4.1 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực đại có pin mặt trời 4.4.2 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực tiểu có pin mặt trời CHƯƠNG TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH 5.1 MỞ ĐÀU 5.2 CHỌN THIÉT BỊ BẢO VỆ 5.2.1 Mô cố ngắn mạch N1 5.2.2 Mô cố ngắn mạch N2 5.3 KÉT LUẬN TÀI LIỆU THAM KHẢO PHỤ LỤC87 65 66 66 66 66 68 69 70 72 72 76 81 81 81 84 85 85 86 DANH SÁCH CÁC KÍ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT STT 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Từ viết tắt IEC FCO ACR BI/CT BU XLPE LBS LĐPP DCL MC XT MBA PBCS NM PV QLKT NMTĐ HTĐ NLMT Từ viết đầy đủ Tiêu chuẩn thiết kế Cầu chì tự rơi Recloser Máy biến dịng điện Máy biến điện áp Làm lớp cách điện thay nhựa PVC Máy cắt có tải Lưới điện phân phối Dao cách ly Máy cắt Xuất tuyến Máy biến áp Phân bố công suất Ngắn mạch Photovoltaics Quản lý kinh tế Nhà máy thủy điện Hệ thống điện Năng lượng mặt trời DANH SÁCH CÁC BẢNG Số hiệu Bảng 1.1 Bảng 1.2 Bảng 3.1 Bảng 3.2 Bảng 3.3 Bảng 3.4 Bảng 3.5 Bảng 3.6 Bảng 3.7 Bảng 3.8 rriA Tên Bảng khối lượng quản lí điện thành phố Kon Tum Bảng thống kê xuất tuyến 481 Bảng thống kê BUS Bảng thống kê phụ tải Kết mô phân bố công suất chế độ phụ tải cực đại vận hành kín Tổn thất Bus chế độ phụ tải cực đại vận hành kín Kết PBCS phương pháp Adaptive NewtonRaphson Newton-Raphson Kết PBCS phương pháp Fast-Decoupled Kết PBCS phương pháp Accelerated Gauss-Seidel Kết mô phân bố công suất chế độ vận hành hở phụ tải cực đại Trang 25 26 47 48 49 49 50 52 Bảng 3.9 Bảng 3.10 Bảng 3.11 Bảng 3.12 Bảng 3.13 Tổn thất Bus chế độ vận hành hở phụ tải cực đại Kết PBCS phương pháp Accelerated Gauss-Seidel Kết phân bố công suất sau điều chỉnh nấc phân áp Kết mô phân bố công suất Tổn thất Bus chế độ chế độ vận hành kín phụ tải cực tiểu 53 54 55 58 Bảng 3.14 Kết PBCS phương pháp Adaptive NewtonRaphson Newton-Raphson Kết mô phân bố công suất chế độ vận hành hở phụ tải cực tiểu Tổn thất Bus chế độ vận hành hở phụ tải cực tiểu Kết PBCS phương pháp Adaptive NewtonRaphson Newton-Raphson Thông số kĩ thuật Inverter Kết mô phân bố công suất chế độ vận hành hở phụ tải cực đại có kết nối hệ thống pin mặt trời 61 Tổn thất Bus chế độ vận hành hở phụ tải cực đại có kết nối hệ thống pin mặt trời Kết PBCS phương pháp Accelerated Gauss-Seidel Kết mô phân bố công suất chế độ vận hành hở phụ tải cực tiểu có kết nối hệ thống pin mặt trời 75 Bảng 4.6 Tổn thất Bus chế độ vận hành hở phụ tải cực tiểu có kết nối hệ thống pin mặt trời 78 Bảng 4.7 Kết PBCS phương pháp Fast-Decoupled 80 Bảng 3.15 Bảng 3.16 Bảng 3.17 Bảng 4.1 Bảng 4.2 Bảng 4.3 Bảng 4.4 Bảng 4.5 60 63 64 65 71 74 76 77 DANH SÁCH CÁC SƠ ĐỒ rriA Số hiệu Sơ đồ 1.1 Tên Sơ đồ lưới điện thành phố Kon Tum Sơ đồ 1.2 Sơ đồ lưới điện xuất tuyến 481 Sơ đồ 3.1 Sơ đồ mô xuất tuyến 481 41 Sơ đồ 3.2 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực đại vận hành kín 46 Sơ đồ 3.3 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực đại vận hành hở 51 Sơ đồ 3.4 Phân bố công suất sau điều chỉnh nấc phân áp 57 Sơ đồ 3.5 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực tiểu vận hành kín 57 Sơ đồ 3.6 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực tiểu vận hành hở Sơ đồ 4.1 Vị trí nhà máy pin mặt trời xuất tuyến 481 62 69 Sơ đồ 4.2 Nguyên lý hệ thống pin lượng mặt trời nối lưới 69 Sơ đồ 4.3 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực đại vận hành hở có hệ thống Pin mặt trời Phân bố công suất chế độ phụ tải cực tiểu vận hành có Pin mặt trời Sơ đồ 4.4 Trang 73 77 DANH SÁCH CÁC HÌNH rriA Số hiệu Hình 1.1 Máy biến áp ba pha Hình 1.2 Máy cắt điện cao áp Hình 1.3 Máy biến điện áp Hình 1.4 Máy biến dịng Hình 1.5 Dao cách ly phụ tải trung Hình 1.6 Máy cắt tự động ba pha Hình 1.7 Tụ bù 10 Hình 1.8 Cầu trì tự rơi FCO 35kV 10 Hình 1.9 Tách lớp pin mặt trời 11 Hình 1.10 Bộ biến tần lượng mặt trời 11 Hình 1.11 Một số loại dây cáp điện Hình 2.1 Thanh cơng cụ Project 11 13 Hình 2.2 Giao diện phần mềm ETAP 14 Hình 2.3 Thanh cơng cụ Menu 14 Hình 2.4 Thanh cơng cụ AC Hình 2.5 Các chức nghiên cứu Etap 16 17 Hình 2.6 Bảng thơng tin Load Flow 18 Hình 2.7 Bảng hiển thị 20 Hình 2.8 Input Data 21 Hình 2.9 Result Data 22 Hình 2.10 Summary Hình 2.11 Complete Data 22 23 Hình 3.1 Thanh cơng cụ chế độ 27 Hình 3.2 Trang thơng tin-Power Grid Editor 28 Hình 3.3 Trang thơng số định mức-Power Grid Editor Hình 3.4 Bảng thơng số ngắn mạch-Power Grid Editor 28 29 Hình 3.5 Trang thơng số ngắn mạch-Tranformer Editor 30 Hình 3.6 Trang Impedance-Power Grid Editor 30 Hình 3.7 Trang thơng tin-Transmission line Editor 31 Hình 3.8 Trang Parameter-Transmission line Editor 32 Hình 3.9 Trang Configuration-Transmission line Editor 33 Hình 3.10 Trang Rating- High Voltage Circuit Breaker Editor 34 Hình 3.11 Trang Rating- Current Transformer Editor 35 Hình 3.12 Trang Rating-Fuse Editor 36 Tên Trang Hình 3.13 Trang Output-Overcurrent Relay Editor 37 Hình 3.14 Trang OCR-Overcurrent Relay Editor 37 Hình 3.15 Thanh cơng cụ chức kết hợp bảo vệ ETAP 38 Hình 3.16 Trang Loading tải 38 Hình 3.17 Đường đặc tính rơle q dịng 39 Hình 3.18 Mơ hình phần tử lưới điện 39 Hình 3.19 Thực nối phần tử 40 Hình 3.20 Nút lệnh Run Load Flow 42 Hình 3.21 Thanh cơng cụ tính tốn phân bố cơng suất 42 Hình 3.22 Trang Information-Load Flow Study Case 42 Hình 3.23 Thanh tùy chỉnh trường hợp tính PBCS 43 Hình 3.24 Trang Loading-Load Flow Study Case 44 Hình 3.25 Trang Alert-Load Flow Study Case 45 Hình 3.26 Tap-Winding Tranformer Editor 55 Hình 4.1 Trang Information-PV Array Editor Hình 4.2 PV Panel-PV Array Editor 66 67 Hình 4.3 PV Array- PV Array Editor 67 Hình 4.4 Inverter-PV Array Editor 68 Hình 5.1 Các chức module phối hợp bảo vệ 81 Hình 5.2 Đường đặc tính TCC rơle BV Hình 5.3 Ngắn mạch pha phía sơ cấp MBA 22/0,4 kV 82 84 Hình 5.4 Kết mơ ngắn mạch N1 84 Hình 5.5 Ngắn mạch pha bus mạch 22kV 85 Hình 5.6 Kết mô điểm ngắn mạch N2 85 10 Kết mô từ ETAP: Chế độ vận hành hở phụ tải cực đại có kết nối hệ thống pin mặt trời Bảng 4.42 Kết mô phân bố công suất chế độ vận hành hở phụ tải cực đại có kết nối hệ thống pin mặt trời 90 Tổn thất bus: Bảng 4.4.3 Tổn thất Bus chế độ vận hành hở phụ tải cực đại có kết nối hệ thống pin mặt trời Bl anch Losses Summary Report CKT / Branch ID Line7 HANG KEO From-To Bus Flow To-From Bus Flow MW MW -0.252 -0.180 0.252 0.180 Line78 -0.161 Line79 0.161 Line 12 ST.VINATEX Mvar 0.118 0.118 Mvar 0.252 -0.246 0.161 -0.161 0.180 0.0 -0.172 5.3 0.118 0.0 -0.118 0.0 -0.064 -0.049 0.064 0.049 0.0 0.064 0.049 -0.063 -0.047 1.5 LE LOI 0.066 0.045 -0.064 -0.043 1.4 N.DƯC KE 0.095 0.073 -0.093 -0.070 2.1 Line 13 TR.Q.KHAI -0.158 -0.109 0.158 0.109 Line27 0.259 0.165 Line28 -0.517 -0.342 0.158 -0.155 -0.259 0.517 0.109 0.0 -0.104 3.3 -0.165 0.0 0.342 0.1 NG.QƯYEN3 0.100 0.069 -0.098 -0.066 2.1 NG.V.TROI 0.158 0.109 -0.155 -0.104 3.3 Line20 CONG AN -0.254 -0.182 0.254 0.181 0.0 0.254 0.182 -0.248 -0.173 5.5 Line75 -0.288 -0.212 Line77 0.066 0.048 0.288 -0.066 % Bus Voltage Losses kW 0.211 0.1 -0.049 0.0 kvar - From 99.8 0.1 8.0 - 99.8 98.3 0.7 0 0.1 2 3.1 - 98.3 99.8 99.8 98.3 98.3 99.7 0.1 - 99.7 99.4 0.7 - 99.4 0.4 5.0 - 99.4 99.4 99.5 0.4 8.2 - 99.5 98.3 1.3 - 98.3 0.9 P.R.H 0.061 0.047 -0.060 -0.045 1.3 2.0 98.3 NG.QUEN 0.259 0.165 -0.254 -0.157 5.3 7.9 99.4 Line34 NG.T.DUNG -0.101 -0.070 0.101 0.070 0.101 -0.099 0.070 0.0 -0.066 2.1 Line68 -0.686 -0.471 0.686 0.469 0.4 Line69 0.332 0.215 -0.332 -0.215 0.0 Line73 0.354 0.256 Line66 -1.044 -0.709 -0.354 1.044 -0.258 0.2 0.709 0.3 Line81 0.294 0.192 -0.294 -0.192 0.0 CSKL 0.031 0.024 -0.031 -0.023 0.7 KONRATU Line65 CHUHRENG2 Line63 0.032 0.025 -1.108 -0.757 0.063 -1.304 0.049 0.893 -0.031 1.108 -0.062 1.305 -0.023 0.7 0.756 0.7 -0.046 1.5 0.892 1.0 CTY NEW SUN 0.163 0.113 -0.159 -0.107 3.6 KONTU2 0.033 0.024 -0.032 -0.022 0.7 N.T.P 0.066 0.049 -0.064 -0.046 1.5 - 99.3 0.1 3.2 - 98.4 2.1 - 98.4 0.2 - 98.4 2.1 - 98.5 0.6 0 1 1 - 98.5 98.5 98.5 98.5 1.0 2 - 98.5 98.6 0.6 1 2 99.3 98.6 98.6 98.3 To % Drop in 99 00 96 89 98 01 98 00 99 00 96 07 97 08 95 89 99 00 96 86 99 01 99 02 96 82 96 86 99 01 96 93 98 02 98 00 96 68 96 82 99 00 96 86 98 07 98 00 98 06 98 04 98 00 95 03 95 10 98 09 95 07 98 10 95 98 95 07 96 84 (Xem thêm phụ lục 11) ❖Kết trường hợp phân tích Phương pháp Accelerated Gauss- Seidel: Bảng 4.44 Kết PBCS phương pháp Accelerated Gauss-Seidel 91 SUMMARY OF TOTAL GENERATION , LOADING & DEMAND p Q MW Mvar s MVA H PF Source (Swing Buses): 0.009 0.065 0.065 13.76 Lagging Source (Non-Swtng Buses): 0.958 0.594 1.127 85.00 Lagging Total Demand: 0.967 0.658 1.170 82.66 Lagging 5.730 82.35 Lagging 83.11 Lagging Total Motor Load: -1.718 -3250 Total Static Load: 5.475 664 6.588 Total Constant I Load: 0.000 0.000 0.000 Total Generic Load: 0.000 0.000 0.000 Apparent Losses: 0210 0245 System Mismatch: 9.876 6.668 Nhận xét: Tổn thất công suất tác dụng phụ tải cực đại 3.1% nhỏ chưa lắp pin mặt trời Pin mặt trời làm giảm tổn thất điện áp đường dây Tổn thất điện áp Bus có giá trị lớn Load 18 (8.9+j31.2 kVA) Và có giá trị nhỏ Load 23 (0.6+j1) Hệ số cosọ cao Bus BT 06, Bus BT 79, Bus BT 10, Bus BT 25 (85%); nhỏ Bus BT 63, Bus BT 12, Bus BT 51, Bus BT 132, Bus BT 131, Bus BT 127, Bus BT 70, Bus BT 25 (79.3%) Công suất Bus gần Pin mặt trời có điện áp tăng lên: Bus BT 159 (99.3%), Bus BT 22 (99.28%) 4.4.2 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực tiểu có pin mặt trời Chế độ vận hành 6: - Phụ tải cực tiểu - Đường dây đơn - Không vận hành tụ bù Lưới điện hở - Có- kết nối vận hệ hành thống pinDCL mặt112-4 trời 92 Sơ đồ mô phỏng: Load 25 20 kVA Sơ đồ 4.4 Phân bố công suất chế độ phụ tải cực tiểu vận hành có Pin mặt trời 9 Kết mô từ ETAP: Chế độ vận hành hở phụ tải cực tiểu có pin mặt trời Bảng 4.45 Kết mô phân bố công suất chế độ vận hành hở phụ tải 95 Tổn thất bus: Bảng 4.46 Tổn thất Bus chế độ vận hành hở phụ tải cực tiểu có kết nối hệ thống pin mặt trời Branch Losses Summary Report CKT / Branch ID Line7 HANG KEO Line78 Line79 From-To Bus Flow MW Mvar -0.128 -0.090 ST.VINATEX MW Mvar 0.128 0.090 kw 0.0 0.090 -0.126 -0.088 1.4 -0.082 -0.060 0.082 0.059 0.0 0.060 -0.082 -0.060 -0.033 -0.025 0.033 0.025 0.0 0.033 0.025 -0.032 -0.024 0.4 0.033 0.022 -0.032 -0.022 0.4 N.DƯC KE 0.049 0.037 -0.049 -0.037 0.5 TR.Q.KHAI Line27 -0.080 -0.054 0.080 0.054 0.0 0.080 0.054 -0.079 -0.053 0.8 0.132 Line28 NG.QUYEN3 NG.V.TRO1 Line20 CONG AN Line75 0.082 -0.132 -0.083 0.0 -0.263 -0.171 0.263 0.171 0.0 0.080 0.055 -0.080 -0.053 0.9 0.051 0.035 -0.050 -0.034 0.5 -0.130 -0.092 0.130 0.091 0.0 0.130 0.092 -0.128 -0.089 1.4 -0.146 -0.105 0.146 0.104 0.0 Line77 0.033 0.023 -0.033 -0.024 0.0 P.R.H 0.031 0.023 -0.031 -0.023 0.3 NG.QUEN 0.132 Line34 NG.T.DUNG 0.083 -0.130 -0.081 1.4 -0.051 -0.035 0.051 0.035 0.0 0.051 0.035 -0.051 -0.034 0.5 Line68 -0.350 -0.233 0.350 0.230 0.1 Line69 0.170 0.106 -0.170 -0.107 0.0 Line73 0.180 Line66 -0.537 Line81 0.153 0.126 0.354 0.098 -0.180 -0.129 kvar 0.1 2.0 - 0.1 0.537 0.353 0.1 -0.153 -0.099 0.0 0.0 - 99.5 99.1 99.5 99.1 99.1 99.5 0.1 1.3 - 99.5 99.4 0.7 - 99.4 0.5 1.3 0.8 - 99.4 99.4 99.4 0.4 1.4 0.9 0 - 99.4 99.1 99.1 99.1 99.4 99.3 99.3 99.1 2.5 0.2 99.5 99.5 0.1 0.1 From 99.1 0.7 0.0 LE LOI Line 13 ®/o Bus Voltage Losses 0.128 0.082 Line 12 To-From Bus Flow 99.1 - 99.1 2.2 - 99.2 0.9 0.0 99.2 CSKL 0.016 0.012 -0.016 -0.012 0.2 0.3 99.2 KONRATƯ 0.017 0.013 -0.017 -0.013 0.2 0.3 99.2 Line65 CHUHRENG2 Line63 CTYNEW SUN KONTƯ2 N.T.P -0.569 -0.378 0.569 0.376 0.2 0.032 0.025 -0.032 -0.024 0.4 -0.670 -0.445 0.670 0.443 0.2 0.084 0.057 -0.083 -0.056 0.9 0.017 0.033 0.012 0.024 -0.016 -0.032 -0.011 -0.023 0.2 0.4 - 99.2 1.7 0.6 - 99.2 1.6 99.2 99.2 99.2 99.1 To 99 1 46 99 00 99 00 99 00 98 55 97 48 97 47 99 00 98 44 99 01 99 01 97 45 97 43 99 00 97 49 99 01 99 00 97 47 97 43 99 97 00 03 99 1 45 99 99 00 03 99 02 99 00 97 55 97 62 99 04 97 55 99 05 97 52 97 53 97 ❖Kết trường hợp phân tích phương pháp Fast-Decoupled: Bảng 4.47 Kết PBCS phương pháp Fast-Decoupled 96 00 98 (Xem thêm phụ lục 12) SUMMARY OF TOTAL GENERATION ■ LOADING & DEMAND % Drop in 54 p MW Q Mvar s MVA Source (Swing Buses): 5.593 3.930 6.836 Source (Non-Swing Buses): 0.000 0.000 0.000 Total Demand: 5.593 3.930 6.836 Total Motor Load: 0.000 0.000 0.000 Total Static Load: 5.460 3.657 6.571 Total Constant I Load: 0.000 0.000 0.000 Total Generic Load: 0.000 0.000 0.000 Apparent Losses: 0.134 0.273 System Mismatch: 0.000 0.000 H PF 81.82 Lagging 81.82 Lagging 83.08 Lagging Chú thích: Source (nguồn), Total Demand ( tổng phụ tải), Total Motor Load ( tổng tải động cơ), Total Static Load ( tổng tải tĩnh), Apparent Losses ( tổn thất công suất), System Mismatch ( Công suất lệch nguồn tải) Nhận xét: Tổn thất công suất tác dụng phụ tải tiểu nhỏ AU=(2.39*e-5) CD 0> oo ZJ CL Ư) 1 5 3 1 35 35 03 03 I/) TJ 01 Hình 5.2 Đường đặc tính TCC rơle BV Nhận xét: ETAP cung cấp cho người dùng nhìn trực quan đường đặc tính (TCC) rơ le Khi thay đổi thông số cài đặt trang Rating đường đặc tính tự động thay đổi Đặc biệt hiển thị nhiều đường đặc tính nhiều rơle lúc nên ta kiểm tra việc phối hợp tác động rơle với Chọn biến dòng điện trạm biến áp: Máy biến dòng điện chọn theo điều kiện sau: Điện áp: Uđm.BI •> Umạng Dịng điện: Iđm.BI •> Ilvmax ychọn biến dịng cho phía sơ cấp MBA T1: Điện áp định mức mạng: Uđm= 115 kV Dòng làm việc max (Ilvmax): dòng cưỡng mạch cấp cho máy biến áp MBA làm việc chế độ dòng _ $đmmba _ 40 X 10 I 200,8 = ŨJ33 = 115V3 Căn vào dòng làm việc cực đại ta chọn I CT = 200 A (ICT > Ilvmax), dòng định mức thứ cấp I = A hệ số biến dòng NCT 200/1 = 200 lvmax ychọn biến dịng cho phía thứ cấp MBA T1: Điện áp định mức mạng: Uđm= 23 kV Dòng làm việc max (Ilvmax): dòng cưỡng mạch cấp cho máy biến áp hvmax = Sđmmba Ũ đm^ 40 X 10 23V3 1000,4 MBA làm việc chế độ dòng Căn vào dòng làm việc cực đại ta chọn ICT = 1000A (ICT > Ilvmax), dòng định mức thứ cấp I = A hệ số biến dòng NCT 1000/1 = 1000 ychọn biến dòng cho mạch đường dây xuất tuyến 481 Kon Tum: Với việc sử dụng cáp XLPE 120 có dịng định mức 380 A nên ta chọn CT 400 có ỉct = 400 4, dịng định mức phía thứ cấp I = A hệ số biến dịng Nct-f- = 400 •Dịng điện thứ cấp CT1 (phía sơ cấp MBA): _ K-sd-CT hvmax _ X 200,8 1,004 = = 200/1 •Dịng điện thứ cấp CT (phía thứ cấp Ksd—CT hvmax MBA): IcT2 1X1000,4 NCT ' nnn, = 1,0004 , CT1 1000/1 Kss = IcT1 IcT2 IcT1 •Sai số thứ cấp CT gây ra: Tính chọn cầu chì tự rơi (fuse) 1,004-1,0004 1,004 = 0,003 Lựa chọn cầu chì dựa vào dịng chảy ^Tính tốn chọn cầu chì bus BT63: Dịng làm việc lớn qua cầu chì Iivrnax = 5,4 A nên ta chọn cầu chì có dịng chảy Ic = A ^Tính tốn chọn cầu chì BT183: Dịng làm việc lớn qua cầu chì Iivrnax = nên ta chọn cầu chì có dịng chảy Ic = A ^Tính tốn chọn cầu chì BT159: Dịng làm việc lớn qua cầu chì Iivrnax = A nên ta chọn cầu chì có dịng chảy Ic = A Mơ cố: Nghiên cứu khảo sát tình trạng làm việc khác LĐPP TP Kon Tum Sử dụng module Star-Protection & Coordination ETAP để mơ thí nghiệm cố khác vị trí khác lưới Ta thí nghiệm điểm cố khác sơ đồ, kiểm tra tác động thiết bị bảo vệ 5.2.1 Mô cố ngắn mạch N1 Giả sử cố ngắn mạch pha phía sơ cấp MBA 22/0,4 Kv Kết mơ phỏng: Hình 5.3 Ngắn mạch pha phía sơ cấp MBA 22/0,4 kV Kết mơ phỏng: Time ( 10.Ũ ID 59.7 69.7 Relayl 431 452 Re lay 63-4 462 MC2 975 Re lay 985 MC1 If (kA)8.71 8.71 59.7 T2 (ms) Condition Phase-OC1 -51 Tripped by Relayl Phase - OC1 - 51 8.71 10.0 452 10.0 975 Tripped by Relay3 Phase - OC1 - 51 - F 1.74 10.0 Tripped by Relay2 Phase - OC1 - 51 - F T1 (ms)