Luan van chuyen de 109533 tim hieu va nghien cuu ly thuyet ve mo h chuan

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI CHƯƠNG MỞ ĐẦU 1.1.ĐẶT VẤN ĐỀ Bài tốn phân bố dịng tảng tốn phân tích điều khiển hệ thống điện Lấy làm sở cho cho nghiên cứu: - Quy hoạch ( planning ) - Tính tốn tối ưu hố ( optimization ) chế độ làm việc - Tính tốn ổn định ( stability ) - Phân tích chế độ cố Cùng với phát triển nhanh khoa học kỹ thuật, nhu cầu yêu cầu chất lượng điện ngày nâng cao Trong hồn cảnh đó, thực tế xuất thiết bị điều chỉnh, điều khiển nhằm nâng cao chất lượng điện để đáp ứng yêu cầu phụ tải.Do xuất nhu cầu mơ thiết bị toán phân bố dịng Matlab cơng cụ nghiên cứu hiệu phổ biến người làm nghiên cức khoa học nói chung kỹ sư điện ứng dụng nói riêng 1.2.MỤC ĐÍCH, ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI + Tìm hiểu nghiên cứu lý thuyết mơ hình hố hệ thống điện chế độ xác lập + Tìm hiểu nghiên cứu lý thuyết phương pháp Newton – Raphson tính tốn chế độ xác lập hệ thống điện Từ tìm hiểu xây dựng chương trình Newton – Raphson Matlab + Tính tốn chế độ xác lập lưới điện 220/500kV miền Bắc Việt Nam năm 2010 có tính đến 2020, chương trình Newton – Raphson Matlab Từ đưa số nhận xét đánh giá ban đầu + Trên sở kết q trình tính tốn trên, tìm hiểu phát triển mở rộng có mục đích chương trình Newton – Raphson nhằm cải thiện tiêu chất lượng điện Cụ thể : dùng máy biến áp điều chỉnh tải có tỷ số biến đổi xấp xỉ 1: ( đồ án, máy biến áp loại gọi máy biến áp điều chỉnh biên độ ) để điều chỉnh điện áp nút có nhu cầu điều chỉnh Việc áp dụng phần mở rộng thực lưới điện 220/500kV miền Bắc Việt Nam CHƯƠNG SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI BÀI TỐN PHÂN BỐ DỊNG VÀ PHƯƠNG PHÁP NEWTON – RAPHSON GIẢI TÍCH CHẾ ĐỘ XÁC LẬP 2.1 KHÁI NIỆM CHUNG VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ LƯỚI ĐIỆN 2.1.1 Hệ thống điện lưới điện Hệ thống điện bao gồm nhà máy điện, trạm biến áp , đường dây tải điện thiết bị khác (thiết bị điều khiển, tụ bù thiết bị bảo vệ…) nối liền với tạo thành hệ thống làm nhiệm vụ sản suất, truyền tải, phân phối tiêu thụ điện Tập hợp phận hệ thống điện gồm đường dây tải điện trạm biến áp gọi lưới điện Lưới điện dùng để truyền tải phân phối điện từ nhà máy điện đến hộ tiêu thụ Trong thực tế vận hành theo tài liệu nghiên cứu khác nhau, lưới điện chia làm hai phần : Lưới truyền tải ( 500kV, 220kV, 110kV ) Lưới phân phối trung áp (6, 10, 15, 22, 35 kV ) hạ áp ( 0,4/0,22kV ) 1.Lưới điện truyền tải Lưới điện truyền tải bao gồm đường dây tải điện nối liền nhà máy điện với trạm biến áp khu vực tạo hệ thống điện Lưới điện truyền tải có đặc điểm sau : - Lưới điện truyền tải có cấu trúc dạng hình tia có nhiều mạch vịng kín Trong thực tế vận hành để tránh tải đường dây tải điện hay thực công tác bảo dưỡng, giải cố đường dây, mạch vịng bị cắt hở đảm bảo cung cấp điện cho hệ thống - Lưới điện truyền tải phức tạp thường vận hành kín để đảm bảo cho nhà máy phát hết công suất đồng thời cung cấp điện thường xuyên, liên tục tin cậy cho phụ tải tiêu thụ điện - Tuỳ theo tiêu chuẩn độ lớn hệ thống điện giới, cấp điện áp lưới điện truyền tải thường từ 110kV đến 500kV hay cao - Lưới điện truyền tải chủ yếu thực đường dây không, lại đường dây cáp ngầm cao áp Hàng năm lưới điện truyền tải phải thực công việc bảo dưỡng sưả chữa định kỳ -Sơ đồ sử dụng lưới điện truyền tải thường có độ tin cậy cao sơ đồ hai có vịng, đường dây mạch kép hay cấp điện từ hai nguồn khác Ngoài lưới điện truyền tải thường có trung tính nối đất trực tiếp SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI 2.Lưới điện phân phối Lưới điện phân phối làm nhiệm vụ phân phối điện từ trạm khu vực từ trung áp nhà máy điện đến phụ tải Lưới điện phân phối gồm hai phần : - Lưới phân phối trung áp có điện áp 6, 10, 15, 22, 35, kV phân phối điện cho trạm biến áp phân phối trung áp / hạ áp phụ tải trung áp - Lưới phân phối hạ áp cấp điện cho phụ tải hạ áp Thông thường, tuyệt đại đa số phụ tải dùng điện áp 0,4kV, nhiên số động cơng suất lớn hay lị tiêu thụ điện lớn sử dụng điện áp từ 6kV đến 10kV Lưới phân phối có nhiệm vụ việc đảm bảo cung cấp điện với chất lượng điện yêu cầu cho phụ tải tiêu thụ điện Đôi việc thực nhiệm vụ bị gián đoạn nguyên nhân cố gây điện lưới phân phối, yêu cầu ngừng cung cấp để đảm bảo công tác cải tạo, xây dựng bảo dưỡng thiết bị điện lưới Cũng lưới điện truyền tải, lưới phân phối có dạng hình tia có cấu trúc kín Mặc dù vận hành lưới phân phối thường vận hành hở Phụ tải lưới phân phối có độ đồng thời thấp 2.1.2 Hoạt động hệ thống điện Khi hệ thống điện hoạt động, điện sản suất nhà máy điện truyền lên hệ thống , qua lưới truyền tải phân phối cung cấp trực tiếp cho thiết bị dùng điện trung áp đồng thời cấp điện cho lưới hạ áp thông qua trạm phân phối, lưới hạ áp cấp điện trực tiếp cho thiết bị dùng điện Khi hệ thống điện hoạt động, tập hợp trình xảy hệ thống điện ( phần hệ thống điện ) trạng thái xác định thời điểm khoảng thơì gian định gọi chế độ hệ thống điện Chế độ hệ thống điện đặc trưng thông số chế độ như: công suất tác dụng P, cơng suất phản kháng Q, điện áp U, góc pha điện áp ,dòng điện I thời điểm hệ thống điện Các thông số biến thiên liên tục theo thời gian nhu cầu tiêu thụ điện phụ tải thay đổi theo quy luật sản suất đời sống, kiện bất thường tác động ( gọi chung cố ) ngắn mạch, hỏng hóc máy phát, đường dây… Chế độ xác lập chế độ làm việc bình thường hệ thống điện, thơng số chế độ coi khơng đổi khoảng thời gian ngắn Khác với dạng lượng khác, điện có đặc điểm không dự trữ được, phụ tải yêu cầu đến đâu hệ thống điện đáp ứng đến Do công suất tác dụng phản kháng nhà máy điện phải thay đổi theo thay đổi công suất tác dụng phản kháng phụ tải tiêu thụ điện Nói cách khác cơng suất tác dụng cơng suất phản SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI kháng nguồn điện phải luôn cân với công suất yêu cầu phụ tải thời điểm Trong : : cơng suất tác dụng, công suất phản kháng nguồn điện : công suất tác dụng, công suất phản kháng phụ tải : tổn thất công suất tác dụng, công suất phản kháng 2.2 SƠ ĐỒ TÍNH TỐN VÀ CÁC THỐNG SỐ PHẦN TỬ LƯỚI ĐIỆN 2.2.1 Sơ đồ tính tốn Lưới điện cơng nghiệp giới thường lưới điện ba pha đối xứng mô tả hình vẽ sau : Trong chế độ đối xứng điện áp pha đầu nguồn U fn Vì tải đối xứng nên dịng điện pha có trị số lệch pha 1200 dịng dây trung tính trịêt tiêu : Vì dịng điện I pha nên tổn thất điện áp, tổn thất công suất pha điện áp phụ tải Công suất pha : Ta có : Như Tương tự Q ta có : SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Kết cho thấy tính tốn lưới điện đối xứng cần tính cho pha Sơ đồ thay cho lưới điện để tính tốn cần vẽ cho pha ( hình b ) Sơ đồ đấu dây phụ tải không cần quan tâm ( tam giác ) Dây trung tính có dịng 2.2.2.Sơ đồ thay dây dẫn Các thông số đường dây rải toàn chiều dài đường dây Nếu để tính tốn khó khăn Vì với đường dây cao áp không dài ( 300 km ) đường dây trung, hạ áp người ta thay thông số rải thông số trung, hạ áp người ta thay thông số rải thông số tập trung R,X,G,B tính sau : R = R0.L X = X0.L Tổng trở Z = R + j X B = B0.L G = G0.L Tổng dẫn Y = G +j B Trong đó: L - độ dài đường dây Tổng dẫn chia đôi đặt hai bên tổng trở Các đường dây có điện áp 110 kV lớn biểu diễn sơ đồ thay hình Đối với đường dây khơng 110 kV – 220 kV thường không xét đến điện dẫn tác dụng G 2.2.3.Thông số máy biến áp Các máy biến áp thường sử dụng trạm biến áp máy biến áp máy biến áp pha cuộn dây, cuộn dây, máy biến áp điều chỉnh tải máy biến áp tự ngẫu Đơi mạng điện cịn có máy biến áp điều chỉnh phụ : máy biến áp điều chỉnh biên độ ( điều chỉnh dọc ), máy biến áp điều chỉnh góc pha( điều chỉnh ngang ) dùng để tối ưu chế độ mạng hệ thống điện Ngồi cịn có máy biến áp 1:1 ( dùng lưới trung áp để tạo lưới pha - đất ) Trên lưới siêu cao áp dùng máy biến áp pha ghép lại Nói chung, máy biến áp phần tử trung gian lưới điện có điện áp khác nhau, thơng số chúng tính quy đổi phía u cầu tính tốn địi hỏi Máy biến áp hai cuộn dây Máy biến áp hai cuộn dây biểu sơ đồ thay sau : SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Nhánh nối tiếp ( nhánh dọc ) gồm có điện trở tác dụng R b điện kháng Xb máy biến áp Các trở kháng tổng điện trở tác dụng điện kháng tương ứng cuộn dây Nhánh song song ( nhánh ngang ) gồm điện dẫn tác dụng G b điện dẫn phản kháng Bb máy biến áp Điện dẫn tác dụng tương ứng với tổn thất tác dụng lõi thép dòng từ hoá gây Điện dẫn phản kháng xác định từ thông hỗ cảm cuộn dây máy biến áp Các thông số máy biến áp cuộn dây Sdđ Ucdđ , Uhdđ I0 % UN % : công suất danh định máy biến áp : điện áp cuộn sơ cấp , thứ cấp máy biến áp : tổn thất không tải, tổn thất ngắn mạch máy biến áp : dịng điện khơng tải phần trăm : điện áp ngắn mạch phần trăm Máy biến áp ba cuộn dây Sơ đồ thay máy biến áp cuộn dây hình vẽ sau : Các thông số máy biến áp cuộn dây Sđm : công suất định mức máy biến áp UCđm , UHđm , UTđm : điện áp định mức cuộn cao, hạ, trung; P0 : tổn thất công suất tác dụng khơng tải; SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI I0 UN CT, UN CH, UN TH : tổn thất công suất tác dụng ngắn mạch hai cuộn dây làm việc : dịng điện khơng tải phần trăm so với dòng định mức : điện áp ngắn mạch tính theo phần trăm so với điện áp định mức Máy biến áp tự ngẫu Máy biến áp tự ngẫu sử dụng rộng rãi lưới điện từ 100 kV trở lên Trong máy biến áp tự ngẫu, công suất cuộn cao áp trung áp công suất định mức máy biến áp Cịn cơng suất cuộn hạ áp nhỏ cuộn cao áp Máy biến áp tự ngẫu có hai đại lượng cơng suất đặc trưng : công suất định mức S đm công suất lớn cho phép qua cuộn cao áp công suất mẫu S m công suất dùng để thiết kế cuộn dây, chúng có quan hệ sau : Sm = Trong : Sđm ; UT, UC : điện áp cuộn cao, trung áp Các thông số máy biến áp tự ngẫu Sđm SC , ST, SH UCđm , UHđm , UTđm P0 I0 , : Công suất định mức máy biến áp : Cơng suất cuộn dây tính theo phần trăm công suất định mức máy biến áp : Điện áp định mức cuộn cao, hạ, trung; : Tổn thất cơng suất tác dụng khơng tải; : Dịng điện khơng tải phần trăm so với dịng định mức : Tổn thất công suất cuộn cao cuộn trung ngắn mạch, tính theo dung lượng định mức : Tổn thất công suất cuộn cao cuộn hạ,giữa cuộn trung cuộn hạ ngắn mạch, tính theo công suất mẫu Sơ đồ thay máy biến áp tự ngẫu: 2.3 GIẢI TÍCH CHẾ ĐỘ XÁC LẬP SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Giải tích chế độ xác lập lưới điện ( PF : Power Flow, Load Flow Calculation ) xuất phát từ phương trình chế độ xác lập để xác định phân bố dịng, áp, cơng suất lưới, cách giải phương trình Bài tốn giải tích lưới điện thực nghiên cứu quy hoạch ( planning ) chẳng hạn cho đường dây trạm cung cấp điện mới, trung tâm phụ tải tăng trưởng phụ tải hệ thống điện Khi tính tốn giải tích lưới thực để xem xét khả đáp ứng lưới điện, giúp cho việc lựa chọn vị trí, cấu trúc, thông số phần tử cho lưới điện PF phận tính tốn tối ưu hố ( optimization ) chế độ làm việc, tính tốn ổn định ( stability) hay phân tích chế độ cố Tính tốn PF thuộc loại tính tốn nghiên cứu, không sử dụng liệu thời thực Các phương trình chế độ xác lập, đối tượng PF, sử dụng mơ hình tốn học tuyến tính cho phần tử lưới, phi tuyến cho nguồn phụ tải điện Sự phi tuyến dạng phi tuyến luật Kirchhoff cho dịng cơng suất, mà chế độ xác lập, thường phụ tải điện cho công suất thực P phản kháng Q số, cịn nguồn điện thường làm việc với cơng suất P xác định điện áp điều chỉnh xác định Để thuật lợi cho việc nghiên cứu phương pháp tính tốn chế độ xác lập trước hết cần đưa mơ hình lưới điện : 2.3.1 Mơ hình lưới điện tốn tính tốn chế độ Khi thiết lập mơ hình tính tốn lưới điện truyền tải với đường dây cao áp siêu cao áp, cần ý điều kiện sau: • Phải tính đến điện dung C đường dây, cấp điện áp 330kV phải tính đến điện dẫn G • Dịng điện đường dây cơng suất phản kháng đường dây sinh phụ thuộc mạnh vào điện áp, khơng thể coi điện áp nút điện áp định mức tính dịng điện mà phải tính đến giá trị thực điện áp • Tổn thất công suất đoạn lưới sau ảnh hưởng nhiều đến tổn thất đoạn lưới trước phải tính tốn cho đoạn lưới • Thành phần ngang trục điện áp lớn khơng thể bỏ qua tính tốn • Đối với đường dây dài ( cỡ > 300km, điện áp 220kV ) phải dùng phương pháp thơng số rải Cịn với khoảng cách ngắn dùng phương pháp thơng số tập chung • Phụ tải cao áp có cấu trúc gần giống nhau, coi hệ số đồng thời = 1, phụ tải phụ thuộc điện áp theo đặc tính tĩnh, tính xác xét tới điều • Lưới hệ thống có cấu trúc kín vận hành kín Tất điều tính tốn lưới cao siêu cao áp phức tạp Lưới điện truyền tải vận hành kín, cơng suất tải đường dây vừa phụ thuộc công suất phụ tải vừa phụ thuộc vào chế độ làm việc cưỡng nhà máy điện Do đồ thị cơng suất tải đường dây cần tính tốn theo chế độ làm việc nhà máy điện Sau dùng đồ thị cơng suất để tính tổn thất cơng suất tổn thất SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI điện Tổn thất máy biến áp tăng áp máy biến áp liên lạc cấp điện áp lưới hệ thống tính 2.3.2 Mơ hình cân cơng suất nút Xét nút i độc lập lưới bất kỳ: Nút k nối với nút j, m khác đường dây có thơng số : tổng dẫn , Điện dẫn phản kháng đường dây điện dung sinh đặt nút k, tính gần thay Tại nút k cịn có thiết bị shunt ( nối đất ) khác : kháng điện, tụ điện, …đặc trưng Tổng điện dẫn phản kháng đường dây: Trong đó: Ck tập nút có liên hệ với k Cơng suất ngồi bơm vào nút k là: Trong PGk, QGk cơng suất nguồn phát nút k; PLk, QLk công suất phụ tải nút k Công suất Sk gọi chung công suất nút SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 10 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Điện áp dây nút k Dòng điện nút k Giữa dịng điện nút, điện áp nút cơng suất nút có quan hệ sau : Dịng điện từ nút k tới nút m ( khơng tính đến dòng điện dung ) : Dòng điện điện dung nửa đường dây sinh : Công suất từ k đến m : Đặt ta : Phương trình cân cơng suất cho nút k : lấy theo m, điều kiện m Ck; m i, Ck tập nút có liên hệ với k, tính đường dây nối với nút cân Tương tự : đưa dạng khác: lấy thay vào ta : (*) SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 11 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI | | | | | | | | 10 11 12 13 14 15 16 17 | | | | | | | | 45 47 48 51 52 53 57 58 | | | | | | | | 0.9826 1.0522 1.0522 1.0000 0.9716 0.9838 1.0247 1.0000 | | | | | | | | 5.6182 | 18.0845| 18.2233| 19.8609| 7.2958 | 8.1786 | 8.3533 | 0.0000 | 5.00 1.00 3.00 3.42 2.50 2.50 7.50 -6.83 | 3.00 | 0.77 | 0.13 | 0.00 | 0.50 | 0.00 | 0.70 | 0.43 | -1.00 | 0.93 | 1.50 | 1.11 | 4.50 | 0.00 | 1.33 | 0.00 | | | | | | | | 0.44 0.00 0.00 0.21 0.56 0.70 0.00 0.00 | | | | | | | | 3.00 0.60 1.80 2.05 1.50 1.50 4.50 | | | | | | | | -2.00 -0.40 -1.20 -1.37 -1.00 -1.00 -3.00 | | | | | | | | -1.74% | 0.00% | 0.00% | 0.00% | -2.84% | -6.84% | -0.53% | 0.00% | Chương trình hội tụ sau bước lặp với sai số cho phép 10-12 hệ đơn vị tương đối 1)Về dịng cơng suất : + Tổn thất công suất lưới điện 106,72MW ( 1,88%) + Lượng công suât tác dụng thừa truyền vào miền trung miền nam qua trạm 500kV Hà Tĩnh 683,38 MW + Đồng thời ta thấy hệ thống điện miền Bắc chế độ phụ tải cực đại thiếu công suất phản kháng nhận 132,81MVAr 2)Về điện áp nút : Lưới 220kV : + Điện áp trung bình : 220,65 kV + Độ lệch điện áp âm lớn khỏi giá trị định mức -9,15% + Độ lệch điện áp dương lớn khỏi giá trị định mức +4,53% Lưới 500kV : + Độ lệch điện áp dương lớn khỏi giá trị định mức 0% + Độ lệch điện áp âm lớn khỏi giá trị định mức -2,29% Góc lệch pha lớn điện áp nút nguồn lưới : 27,850 NHẬN XÉT: - Thông qua kết ta thấy đưa máy biến áp điều chỉnh biên độ vào sử dụng để điều chỉnh mô đun điện áp nút thainguyen điều chỉnh giữ điện áp nút thaibinh giá trị đinh mức (230kV ) với tỷ số biến đổi T = 0,8596 SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 97 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI -Chất lượng điện áp số nút giảm Điều giải thích tác động điều chỉnh máy biến áp làm cho nút thainguyen hút công suất phản khang phía nó, làm thiếu cơng suất phản kháng nút lân cận, đặc biệt nút đường dây với nút thainguyen Dùng máy biến áp điều chỉnh biên độ để điều khiển mô đun điện áp nút THAINGUYEN chế độ phụ tải cực đại mùa nước đứt đường dây nối Bắc Giang - Thái Nguyên (tl26) đồng thời đứt mạch đường dây Sóc Sơn – Thái Nguyên Như phân tích chương đứt đường dây tl26 mạch đường dây tl55 chế độ xác lập hệ thống có nút có điện áp lệch khỏi giá trị định mức 10% nút Thái Nguyên Ở dùng máy biến áp điều chỉnh biên độ để điều khiển giữ mô đun điện áp Thái Nguyên giá trị định mức Kết chi tiết chương trình LTCNewtonRaphson trường hợp cho phần phụ lục đồ án Ở đưa bảng kết tóm tắt nút nguồn với nhận xét riêng | STT|Mnut | VM | VA | Pphat | Qphat| Ptai | Qtai | Qmax | Qmin | deltaVM | -| | | 0.9897 | 6.9101 | 19.20 | 11.52| 0.29 | 0.43 | 11.52| -7.68 | -1.03% | | | 15 | 0.9575 | 4.7766 | 6.00 | 3.60 | 1.91 | 0.89 | 3.60 | -2.40 | -4.25% | | | 25 | 1.0000 | 30.9969| 2.00 | 0.61 | 0.00 | 0.00 | 1.20 | -0.80 | -5.22% | | | 26 | 1.0000 | 32.262 | 1.40 | -0.06 | 0.00 | 0.00 | 0.84 | -0.56 | -5.22% | | | 29 | 1.0000 | 16.7346| 2.00 | 0.90 | 0.95 | 0.41 | 1.20 | -0.80 | -5.22% | | | 32 | 0.9716 | 5.2200 | 5.00 | 3.00 | 0.69 | 0.53 | 3.00 | -2.00 | -2.84% | | | 36 | 0.9621 | 3.2755 | 2.50 | 1.50 | 0.72 | 0.39 | 1.50 | -1.00 | -3.79% | | | 43 | 1.0000 | 7.1213 | 1.00 | 0.49 | 0.02 | 0.01 | 0.60 | -0.40 | 0.00% | | | 44 | 1.0000 | 7.6273 | 3.00 | 1.46 | 0.00 | 0.00 | 1.80 | -1.20 | -5.22% | | 10 | 45 | 1.0000 | 7.6952 | 5.00 | 3.07 | 0.77 | 0.44 | 3.00 | -2.00 | 0.00% | | 11 | 47 | 1.0000 | 20.1347| 1.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.60 | -0.40 | -5.22% | | 12 | 48 | 1.0000 | 20.2785| 3.00 | 0.12 | 0.00 | 0.00 | 1.80 | -1.20 | -5.22% | | 13 | 51 | 1.0000 | 22.5581| 3.42 | 0.80 | 0.43 | 0.21 | 2.05 | -1.37 | 0.00% | | 14 | 52 | 1.0000 | 9.0480 | 2.50 | 1.95 | 0.93 | 0.56 | 1.50 | -1.00 | 0.00% | | 15 | 53 | 1.0000 | 9.9926 | 2.50 | 0.46 | 1.11 | 0.70 | 1.50 | -1.00 | -5.22% | | 16 | 57 | 1.0000 | 9.9545 | 7.50 | 1.10 | 0.00 | 0.00 | 4.50 | -3.00 | -3.00% | | 17 | 58 | 1.0000 | 0.0000 | -9.20 | 1.97 | 0.00 | 0.00 | | | 0.00% | Chương trình hội tụ sau bước lặp với sai số cho phép 10-12 hệ đơn vị tương đối 1)Về dịng cơng suất : SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 98 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI + Tổn thất công suất lưới điện 109,9MW ( 1,93%) + Lượng công suât tác dụng thừa truyền vào miền trung miền nam qua trạm 500kV Hà Tĩnh 920,2MW + Đồng thời ta thấy hệ thống điện miền Bắc chế độ phụ tải cực đại thiếu công suất phản kháng nhận 196,93MVAr 2)Về điện áp nút : Lưới 220kV : + Điện áp trung bình : 221,32 kV + Độ lệch điện áp âm lớn khỏi giá trị định mức -8,39% + Khơng có nút vượt qua điện áp định mức Lưới 500kV : + Khơng có nút vượt qua điện áp định mức + Độ lệch điện áp âm lớn khỏi giá trị định mức -3% Góc lệch pha lớn điện áp nút nguồn lưới : 32,260 NHẬN XÉT: - Thông qua kết ta thấy đưa máy biến áp điều chỉnh biên độ vào sử dụng để điều chỉnh mô đun điện áp nút thainguyen điều chỉnh giữ điện áp nút thaibinh giá trị đinh mức (230kV ) với tỷ số biến đổi T = 0,885 - Sau điều chỉnh hệ thống khơng cịn nút có mơ đun điện áp vượt q 10% so với định mức PHỤ LỤC SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 99 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI PHỤ LỤC CODE CỦA CHƯƠNG TRÌNH NEWTONRAPHSON CHUẨN %***_ _ _ Main Program %PowerFlowData; %Read system data PowerFlowsData; [YR,YI] = YBus(tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlsuscep,tlcond,shbus, shresis,shreac,ntl,nbb,nsh); [VM,VA,it] = NewtonRaphson(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb,bustype, genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM,VA); [PQsend,PQrec,PQloss,PQbus,PQGEN]=PQflows(nbb,ngn,ntl,nld,genbus,loadbu s, tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlcond,tlsuscep,PLOAD,QLOAD,VM,VA,nsh,shbus ,shreac,shresis); it %Iteration number VM %Nodal voltage magnitude (p.u.) VA = VA*180/pi %Nodal voltage phase angle(Deg) PQsend %Sending active and reactive powers (p.u.) PQrec %Receiving active and reactive power (p.u.) PQGEN %End Main Program %Build up admittance matrix function [YR,YI] = YBus(tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlsuscep,tlcond,shbus, shresis,shreac,ntl,nbb,nsh); YR = zeros(nbb,nbb); YI = zeros(nbb,nbb); %Transmission lines contribution for kk = 1:ntl ii = tlsend(kk); jj = tlrec(kk); denom = tlresis(kk)^2+tlreac(kk)^2; YR(ii,ii) = YR(ii,ii) + tlresis(kk)/denom + 0.5*tlcond(kk); YI(ii,ii) = YI(ii,ii) - tlreac(kk)/denom + 0.5*tlsuscep(kk); YR(ii,jj) = YR(ii,jj) - tlresis(kk)/denom; YI(ii,jj) = YI(ii,jj) + tlreac(kk)/denom; YR(jj,ii) = YR(jj,ii) - tlresis(kk)/denom; YI(jj,ii) = YI(jj,ii) + tlreac(kk)/denom; YR(jj,jj) = YR(jj,jj) + tlresis(kk)/denom + 0.5*tlcond(kk); YI(jj,jj) = YI(jj,jj) - tlreac(kk)/denom + 0.5*tlsuscep(kk); end %Shunt elements contribution for kk = 1:nsh ii = shbus(kk); denom = shresis(kk)^2+shreac(kk)^2; YR(ii,ii) = YR(ii,ii) + shresis(kk)/denom; YI(ii,ii) = YI(ii,ii) - shreac(kk)/denom; end %End of function YBus SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 100 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI %Carry out interative solution using the newton-raphson method function [VM,VA,it] = NewtonRaphson(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb, bustype,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM,VA); %GENERAL SETTINGS D = zeros(1,nmax); flag=0; it = 1; %CALCULATE NET POWERS [PNET,QNET] = NetPowers(nbb,ngn,nld,genbus,loadbus,PGEN,QGEN, PLOAD,QLOAD); while (it < itmax & flag==0) %CACULATED POWERS [PCAL,QCAL] = CalculatedPowers(nbb,VM,VA,YR,YI); %CHECK FOR POSSIBLE GENERATOR'S REACTIVE POWERS LIMITS VIOLATIONS [QNET,bustype] = GeneratorsLimits(ngn,genbus,bustype,QGEN,QMAX, QMIN,QCAL,QNET,QLOAD,it,VM,nld,loadbus); %POWERS MISMATCHES [DPQ,DP,DQ,flag] = PowerMismatches(nmax,nbb,tol,bustype,flag,PNET, QNET,PCAL,QCAL); %JACOBIAN FORMATION [JAC] = NewtonRaphsonJacobian(nmax,nbb,bustype,PCAL,QCAL,VM,VA, YR,YI); %SOVEL FOR THE STATE VARIABLES VECTOR D = JAC\DPQ'; %UPDATE STATE VARIABLES [VA,VM] = StateVariablesUpdates(nbb,D,VA,VM); it = it + 1; end %End the function Newton-Rapson %Function to calculate the net scheduled powers function [PNET,QNET] = NetPowers(nbb,ngn,nld,genbus,loadbus,PGEN,QGEN, PLOAD,QLOAD); %CALCULATE NET POWERS PNET = zeros(1,nbb); QNET = zeros(1,nbb); for ii = 1:ngn PNET(genbus(ii)) = PNET(genbus(ii)) + PGEN(ii); QNET(genbus(ii)) = QNET(genbus(ii)) + QGEN(ii); SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 101 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI end for ii = 1:nld PNET(loadbus(ii)) = PNET(loadbus(ii)) - PLOAD(ii); QNET(loadbus(ii)) = QNET(loadbus(ii)) - QLOAD(ii); end %End function NetPowers %Function to caculate injected bus powers function [PCAL,QCAL] = CalculatedPowers(nbb,VM,VA,YR,YI); %Include all entries PCAL = zeros(1,nbb); QCAL = zeros(1,nbb); for ii = 1:nbb PSUM = 0; QSUM = 0; for jj = 1:nbb PSUM = PSUM + VM(ii)*VM(jj)*(YR(ii,jj)*cos(VA(ii)-VA(jj))+ YI(ii,jj)*sin(VA(ii)-VA(jj))); QSUM = QSUM + VM(ii)*VM(jj)*(YR(ii,jj)*sin(VA(ii)-VA(jj))- YI(ii,jj)*cos(VA(ii)-VA(jj))); end PCAL(ii) = PSUM; QCAL(ii) = QSUM; end %End of functionCalculatePowers %function to check whether or not solution is within generators limits function[QNET,bustype] = GeneratorsLimits(ngn,genbus,bustype,QGEN,QMAX, QMIN,QCAL,QNET,QLOAD,it,VM,nld,loadbus); %CHECK FOR POSSIBLE GENERATOR'S REATIVE POWERS LIMITS VIOLATIONS if it > flag2 = 0; for ii=1:ngn jj = genbus(ii); if(bustype(jj) == 2) if (QCAL(jj) > QMAX(ii)) QNET(genbus(ii)) = QMAX(ii); bustype(jj) = 3; flag2 = 1; elseif (QCAL(jj) < QMIN(ii)) QNET(genbus(ii)) = QMIN(ii); bustype(jj) = 3; flag2 = 1; end if flag2 == for ii = 1:nld if loadbus(ii) == jj SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 102 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI QNET(loadbus(ii)) = QNET(loadbus(ii)) - QLOAD(ii); end end end end end end %End function Generatorslimits function [DPQ,DP,DQ,flag] = PowerMismatches(nmax,nbb,tol,bustype,flag,PNET, QNET,PCAL,QCAL); %POWER MISMATCHES DPQ = zeros(1,nmax); DP = zeros(1,nbb); DQ = zeros(1,nbb); DP = PNET - PCAL; DQ = QNET - QCAL; % To remove the active and reactive powers contributions of the slack % bus and reactive power of all PV buses for ii = 1:nbb if (bustype(ii) == 1) DP(ii) = 0; DQ(ii) = 0; elseif (bustype(ii) == 2) DQ(ii) = 0; end end % Re-arrange mismatch entries kk = 1; for ii = 1:nbb DPQ(kk) = DP(ii); DPQ(kk+1) = DQ(ii); kk = kk + 2; end % Check for convergence if(abs(DPQ) < tol) flag = 1; end % End function PowersMismatch % Function to built the Jacobian matrix function [JAC] = NewtonRaphsonJacobian(nmax,nbb,bustype,PCAL,QCAL,VM,VA, YR,YI); % JACOBIAN FORMATION % Include all entries SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 103 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI JAC = zeros(nmax,nmax); iii = 1; for ii = 1:nbb jjj = 1; for jj = 1:nbb if ii == jj JAC(iii,jjj) = -QCAL(ii) - VM(ii)^2*YI(ii,ii); JAC(iii,jjj+1) = PCAL(ii) + VM(ii)^2*YR(ii,ii); JAC(iii+1,jjj) = PCAL(ii) - VM(ii)^2*YR(ii,ii); JAC(iii+1,jjj+1) = QCAL(ii) - VM(ii)^2*YI(ii,ii); else JAC(iii,jjj) = VM(ii)*VM(jj)*(YR(ii,jj)*sin(VA(ii)VA(jj)) -YI(ii,jj)*cos(VA(ii)-VA(jj))); JAC(iii+1,jjj) = -VM(ii)*VM(jj)*(YI(ii,jj)*sin(VA(ii)VA(jj)) +YR(ii,jj)*cos(VA(ii)-VA(jj))); JAC(iii,jjj+1) = -JAC(iii+1,jjj); JAC(iii+1,jjj+1) = JAC(iii,jjj); end jjj = jjj + 2; end iii = iii +2; end % Delete the voltage magnitude and phase angle equations of the slack % bus and voltage magnitude equations corresponding to PV buses for kk = 1:nbb if (bustype(kk) == 1) ii = kk*2-1; for jj = 1:2*nbb if ii == jj JAC(ii,ii) = 1; else JAC(ii,jj) = 0; JAC(jj,ii) = 0; end end end if(bustype(kk) == 1) | (bustype(kk) == 2) ii = kk*2; for jj = 1:2*nbb if ii == jj JAC(ii,ii) = 1; else JAC(ii,jj) = 0; JAC(jj,ii) = 0; end end end end % End of function NewtonRaphsonJacobian % Function to update state variables SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 104 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI function [VA,VM] = StateVariablesUpdates(nbb,D,VA,VM) iii = 1; for ii= 1:nbb VA(ii) = VA(ii) + D(iii); VM(ii) = VM(ii) + D(iii+1)*VM(ii); iii = iii + 2; end % End function StateVariableUpdating %Function to calculate the power flows function [PQsend,PQrec,PQloss,PQbus,PQGEN]=PQflows(nbb,ngn,ntl,nld,genbus,loadbu s, tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlcond,tlsuscep,PLOAD,QLOAD,VM,VA,nsh,shbus ,shreac,shresis); PQsend=zeros(1,ntl); PQrec = zeros(1,ntl); % Caculate active and reactive powers at the sending and receiving %ends of tranmission lines for ii = 1:ntl Vsend = (VM(tlsend(ii))*cos(VA(tlsend(ii))) + VM(tlsend(ii))*sin(VA(tlsend(ii)))*j); Vrec = (VM(tlrec(ii))*cos(VA(tlrec(ii))) + VM(tlrec(ii))*sin(VA(tlrec(ii)))*j); tlimped = tlresis(ii) + tlreac(ii)*j; current = (Vsend - Vrec) / tlimped + Vsend*(tlcond(ii) + tlsuscep(ii)*j)*0.5; PQsend(ii) = Vsend*conj(current); current = (Vrec - Vsend) / tlimped + Vrec*(tlcond(ii) + tlsuscep(ii)*j)*0.5; PQrec(ii) = Vrec*conj(current); PQloss(ii) = PQsend(ii) + PQrec(ii); end % Calculate active and reactive powers injections at buses PQbus = zeros(1,nbb); for ii = 1:ntl PQbus(tlsend(ii)) = PQbus(tlsend(ii)) + PQsend(ii); PQbus(tlrec(ii)) = PQbus(tlrec(ii)) + PQrec(ii); end % Make corrections at generator buses, where is load, in order to % get correct generators contributions for ii = 1:nld jj = loadbus(ii); for kk = 1:ngn ll = genbus(kk); if jj == ll PQbus(jj) = PQbus(jj) + (PLOAD(ii) + QLOAD(ii)*j); end end end SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 105 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI PQGEN=zeros(1,ngn); for ii=1:ngn PQGEN(ii)=PQbus(genbus(ii)); end for ii=1:ngn hh=genbus(ii); for jj=1:nsh if hh==shbus(jj) Q=VM(hh)^2/shreac(jj); PQGEN(ii)=PQGEN(ii)+Q*i; end end end % End function PQflows PHỤ LỤC 2: CODE CHƯƠNG TRÌNH FASTDECOUPLED %- - - Main Program SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 106 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI PowerFlowsData; %Function to read data % Form the bus admittance matrix [YR,YI] = YBus(tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlsuscep,tlcond,shbus, shresis,shreac,ntl,nbb,nsh); [VM,VA,it] = FastDecoupled(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb,bustype, genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM,VA); [PQsend,PQrec,PQloss,PQbus] = PQflows(nbb,ngn,ntl,nld,genbus, loadbus,tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlcond,tlsuscep,PLOAD,QLOAD, VM,VA); it %Iteration number VM %Nodal voltage magnitude (p.u.) VA = VA*180/pi %Nodal voltage phase angle(Deg) PQsend %Sending active and reactive powers (p.u.) PQrec %Receiving active and reactive powers (p.u.) % End of Main Program % Fast Decoupled function function [VM,VA,it] = FastDecoupled(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb, bustype,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM,VA); % GENERAL SETTINGS flag = 0; B1 = zeros(nbb,nbb); B2 = zeros(nbb,nbb); % CALCULATE NET POWERS [PNET,QNET] = NetPowers(nbb,ngn,nld,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,PLOAD, QLOAD); % BEGINNING OF ITERATIVE LOOP it = 1; while ( it < itmax & flag==0 ) % CALCULATED POWERS [PCAL,QCAL] = CalculatedPowers(nbb,VM,VA,YR,YI); % CHECK FOR POSSIBLE GENERATOR’S REACTIVE POWERS LIMITS VIOLATIONS [QNET,bustype] = GeneratorsLimits(ngn,genbus,bustype,QGEN,QMAX, QMIN,QCAL,QNET, QLOAD, it, VM, nld, loadbus); % POWER MISMATCHES [DPQ,DP,DQ,flag] = PowerMismatches(nmax,nbb,tol,bustype,flag,PNET, QNET,PCAL,QCAL); % OBTAIN INVERTED JACOBIANS DURING THE FIRST ITERATION [B1,B2] = FastDecoupledJacobian(nbb,bustype,DP,DQ,YI,B1,B2,it); % SOLVE FOR THE STATE VARIABLES VECTOR DVA = B1*DP'; DVM = B2*DQ'; SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 107 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI % Re-arrange state variables entries kk = 1; for ii = 1: nbb D(kk) = DVA(ii); D(kk+1) = DVM(ii); kk = kk + 2; end % UPDATE THE STATE VARIABLES VALUES [VA,VM] = StateVariablesUpdates(nbb,D,VA,VM); it = it + 1; end % End of function FastDecoupled % OBTAIN INVERTED JACOBIANS DURING THE FIRST ITERATION [B1,B2] = Fas% Fast Decoupled function function [VM,VA,it] = FastDecoupled(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb, bustype,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM,VA); % GENERAL SETTINGS flag = 0; B1 = zeros(nbb,nbb); B2 = zeros(nbb,nbb); % CALCULATE NET POWERS [PNET,QNET] = NetPowers(nbb,ngn,nld,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,PLOAD, QLOAD); % BEGINNING OF ITERATIVE LOOP it = 1; while ( it < itmax & flag==0 ) % CALCULATED POWERS [PCAL,QCAL] = CalculatedPowers(nbb,VM,VA,YR,YI); % CHECK FOR POSSIBLE GENERATOR’S REACTIVE POWERS LIMITS VIOLATIONS [QNET,bustype] = GeneratorsLimits(ngn,genbus,bustype,QGEN,QMAX, QMIN,QCAL,QNET, QLOAD, it, VM, nld, loadbus); % POWER MISMATCHES [DPQ,DP,DQ,flag] = PowerMismatches(nmax,nbb,tol,bustype,flag,PNET, QNET,PCAL,QCAL); tDecoupledJacobian(nbb,bustype,DP,DQ,YI,B1,B2,it); % SOLVE FOR THE STATE VARIABLES VECTOR DVA = B1*DP'; DVM = B2*DQ'; % Re-arrange state variables entries kk = 1; for ii = 1: nbb D(kk) = DVA(ii); D(kk+1) = DVM(ii); kk = kk + 2; end SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 108 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI % UPDATE THE STATE VARIABLES VALUES [VA,VM] = StateVariablesUpdates(nbb,D,VA,VM); it = it + 1; end % End of function FastDecoupled %Form the Jacobian for the Fast Decoupled Method function [B1,B2] = FastDecoupledJacobian(nbb,bustype,DP,DQ,YI, B1,B2,it); DVA = zeros(nbb); DVM = zeros(nbb); if(it==1) % Include all entries B1 = zeros(nbb,nbb); B2 = zeros(nbb,nbb); B1 = -YI; B2 = -YI; % Delete the voltage magnitude and phase angle equations of the slack % bus and voltage magnitude equations corresponding to PV buses for ii = 1: nbb if (bustype(ii) == 1) for jj = 1: nbb if ii == jj B1(ii,ii) = 1; B2(ii,ii) = 1; else B1(ii,jj) = 0; B1(jj,ii) = 0; B2(ii,jj) = 0; B2(jj,ii) = 0; end end end if (bustype(ii) == 1) | (bustype(ii) == 2) for jj = 1: nbb if ii == jj B2(ii,ii) = 1; else B2(ii,jj) = 0; B2(jj,ii) = 0; end end end end B1 = inv(B1); B2 = inv(B2); end % End of FastdecoupledJacobian Function PHỤ LỤC : CODE CHƯƠNG TRÌNH LTCNEWTONRAPHSON SINH VIÊN: VŨ ĐÌNH VỊNH – LỚP HỆ THỐNG ĐIỆN 1_ K47 109 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP NGÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN – TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI % Program written in Matlab1 to incorporate load tap-changing representa%tion within the Newton –Raphson power flow algorithm %- - - Main LTC Program PowerFlowsData; %Function to read network data LTCPowerFlowsData; %Function to read LTC data [YR,YI] = YBus(tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlsuscep,tlcond,shbus, shresis,shreac,ntl,nbb,nsh); [VM,VA,it,Tap] = LTCNewtonRaphson(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb,bustype, genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM,VA,NLTC, LTCsend,LTCrec,Rltc,Xltc,Tap,TapHi,TapLo,Bus,LTCVM); [PQsend,PQrec,PQloss,PQbus,PQGEN] = PQflows(nbb,ngn,ntl,nld,genbus, loadbus,tlsend,tlrec,tlresis,tlreac,tlcond,tlsuscep,PLOAD,QLOAD, VM,VA,nsh,shbus,shreac,shresis); [LTCPQsend,LTCPQrec] = LTCPQflows(NLTC,LTCsend,LTCrec,Rltc,Xltc, Tap,VM,VA); it %Iteration number VM %Nodal voltage magnitude (p.u.) VA = VA*180/pi %Nodal voltage phase angle(Deg) PQsend %Sending active and reactive powers (p.u.) PQrec %Receiving active and reactive powers (p.u.) Tap %Final transformer tap position % End of Main LTCNewtonRaphson PROGRAM function [VM,VA,it,Tap] = LTCNewtonRaphson(nmax,tol,itmax,ngn,nld,nbb, bustype,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,QMAX,QMIN,PLOAD,QLOAD,YR,YI,VM, VA,NLTC,LTCsend,LTCrec,Rltc,Xltc,Tap,TapHi,TapLo,Bus,LTCVM); % GENERAL SETTINGS flag = 0; it = 1; % CALCULATE NET POWERS [PNET,QNET] = NetPowers(nbb,ngn,nld,genbus,loadbus,PGEN,QGEN,PLOAD, QLOAD); while (it