Tính toán, phân tích và để xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kv do công ty lưới điện cao thế miền trung quản lý
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (2.41 MB, 125 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
LÊ PHÚ HÒA
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT
MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ
MIỀN TRUNG QUẢN LÝ
LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN
Đà Nẵng – Năm 2017
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
LÊ PHÚ HÒA
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT
MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ
MIỀN TRUNG QUẢN LÝ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02
LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN
NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS TRẦN VINH TỊNH
Đà Nẵng – Năm 2017
LỜI CAM ĐOAN
Tôi cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được
ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
Tác giả luận văn
Lê Phú Hòa
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG
CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN
CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ
Học viên: LÊ PHÚ HÒA
Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN
Mã số: ………Khóa: K31.KTĐ Trƣờng Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt - Chƣơng trình PSS/E là chƣơng trình mô phỏng hệ thống điện trên máy
tính nhằm mục đích tính toán nghiên cứu phục vụ cho vận hành cũng nhƣ qui hoạch hệ
thống điện. Áp dụng chƣơng trình PSS/E để phân tích các chế độ làm việc của lƣới điện
110kV khu vực miền Trung, từ đó tác giả đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh
tế lƣới điện 110kV do Công ty Lƣới điện cao thế miền Trung quản lý, cụ thể:
Giải pháp phân pha của đƣờng dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột đã nâng
công suất truyền tải lên gần hai lần, về hiệu quả kinh tế chi phí đầu tƣ thấp hơn so với giải
pháp xây dựng đƣờng dây mới do chỉ cải tạo lại đƣờng dây hiện hữu và bổ sung thêm dây
dẫn và phụ kiện.
Giải pháp lập kế hoạch đầu tƣ xây dựng và lựa chọn thời điểm thích hợp đƣa vào vận
hành các công trình lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao thế miền Trung Quản lý đến
năm 2020 đem lại hiệu quả kinh tế cao, giảm thiểu các trạm biến áp vận hành non tải, giảm
tổn thất điện năng trên lƣới điện đồng thời chủ động đƣợc kế hoạch vốn đầu tƣ xây dựng
công trình.
Từ khóa – PSS/E; nâng cao khả năng truyền tải đƣờng dây 110kV; kế hoạch đầu tƣ
xây dựng công trình lƣới điện 110kV; trào lƣu công suất; chế độ vận hành hệ thống điện.
CALCULATION, ANALYSIS AND PROPOSE SOME SOLUTIONS TO
IMPROVE THE ECONOMIC EFFICIENCY FOR 110KV GRID
MANAGED BY CENTRAL GRID COMPANY
Student: LE PHU HOA
Major: ELECTRICAL TECHNOLOGY
Code: ………Course: K31 - University of Science and Technology - The
University of Da Nang
Abstract - The PSS/E program is the program simulating electrical systems on
computers for the purpose of calculation, research to serve operation as well as plan of
electrical systems. Applying the PSS/E program to analyze the working regime of the
110kV grid in the Central region, and from that, the author will propose some solutions to
improve the economic efficiency of the 110kV grid managed by Central Grid company,
specifically:
The solution on division of phase for the Krong Buk - Buon Ma Thuot 110kV line
has doubled the transmission capacity. About economic efficiency, the investment cost is
lower than the solution of new building line because it only refurbishes the existing lines
and supplement wires and accessories.
The solution for preparing the construction investment plan and choosing suitable
time for putting the 110kV grid managed by Central Grid company up to 2020 into
operation brings high economic efficiency, minimizes the under loaded substation, reduces
power losses on the grid simultaneously takes the initiative the capital plan for construction
investment.
Key words – PSS/E; Improvement of transmission capacity of the 110kV line; Plan
of construction investment of 110kV power grid; power flow; Operation mode of the
electrical system.
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ....................................................................................................................1
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI ..................................................................................1
2. MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI ...................................................1
3. ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU ...............................................2
4. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ..................................................................2
5. TÊN ĐỀ TÀI ..................................................................................................2
6. BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI ................................................................2
CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ LƢỚI
ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG .....................3
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG ......................................3
1.1.1. Phụ tải Hệ thống điện miền Trung ...........................................................3
1.1.2. Nguồn và lƣới hệ thống điện miền Trung ................................................5
1.2. TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ
MIỀN TRUNG ............................................................................................................8
1.2.1. Giới thiệu chung .......................................................................................8
1.2.2. Chức năng và nhiệm vụ chính ..................................................................8
1.2.3. Mô hình tổ chức quản lý sản xuất ............................................................9
1.2.4. Nguồn lực hiện có.....................................................................................9
1.3. KẾT LUẬN ........................................................................................................10
CHƢƠNG 2. TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN, TÌM HIỂU
PHẦN MỀM PSS/E.................................................................................................11
2.1. TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN MẠNG ĐIỆN .....................11
2.1.1. Định nghĩa bài toán ................................................................................11
2.1.2. Phƣơng pháp lặp Gauss-Seidel giải tích lƣới điện: ................................14
2.1.3. Phƣơng pháp Newton-Raphson: .............................................................16
2.2. TÌM HIỂU PHẦN MỀM TÍNH TOÁN PSS/E .................................................19
2.2.1. Giới thiệu chung .....................................................................................19
2.2.2. Nghiên cứu các tính năng của phần mềm PSS/E ...................................20
2.3. KẾT LUẬN ........................................................................................................26
CHƢƠNG 3. TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN
HÀNH LƢỚI ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN
TRUNG QUẢN LÝ .................................................................................................27
3.1. MỞ ĐẦU ............................................................................................................27
3.2. TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA
HỆ THỐNG ĐIỆN 110kV KHU VỰC MIỀN TRUNG...........................................27
3.2.1. Số liệu và sơ đồ tính toán: ......................................................................27
3.2.2. Điều kiện tính toán .................................................................................28
3.2.3. Tính toán phân tích, đánh giá các chế độ vận hành của hệ thống điện
110kV khu vực miền Trung (kết quả tính toán nhƣ phụ lục 3) ........................28
3.3. PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ CHUNG VÀ KẾT LUẬN .......................................36
CHƢƠNG 4. ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN
TRUNG QUẢN LÝ .................................................................................................37
4.1. MỞ ĐẦU ............................................................................................................37
4.2. NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP ĐỂ NÂNG CAO HIỆU
QUẢ KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ
MIỀN TRUNG. .........................................................................................................37
4.2.1. Lựa chọn giải pháp .................................................................................37
4.2.2. Tính toán lựa chọn phƣơng án tối ƣu đề nâng công suất truyền tải đƣờng
dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột ........................................................38
4.2.3. Lập kế hoạch đầu tƣ xây dựng và lựa chon thời điểm thích hợp đƣa vào
vận hành các công trình lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao thế miền
Trung Quản lý đến năm 2020 ...........................................................................48
KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ ................................................................55
TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................................56
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (BẢN SAO)
DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
Tên bảng
bảng
1.1.
Thống kê công suất max và min của ngày và sản lƣợng
tổng từng ngày khu vực miền Trung trong năm 2016
Trang
4
1.2.
Phân bố công suất dƣới đây chỉ rõ nguồn cấp và khu
vực nhận của HTĐ miền Trung
8
3.1.
Các nút có điện áp lớn hơn 1.05pu ở chế độ 1
29
3.2.
Các phần tử mang tải lớn hơn 70% ở chế độ 1
29
3.3.
Các nút có điện áp dƣới 0.9pu ở chế độ 2
32
3.4.
Các phần tử mang tải lớn hơn 70% ở chế độ 2
32
3.5.
Các phần tử mang tải lớn hơn 70% ở chế độ 3
34
4.1.
Bảng cân đối nguồn và phụ tải khu vực đƣờng dây
110kV Krông Buk - Buôn Ma Thuột cung cấp xét
trƣờng hợp sự cố 1 mạch đƣờng dây. (Chế độ N-1)
39
4.2.
Bảng dự báo phụ tải lƣới điện 110kV khu vực tỉnh tỉnh
Đăk Lăk đến năm 2020
39
4.3.
Tính toán trong các chế độ sự cố trên đƣờng dây
110kV K rông Buk – Buôn Ma Thuột tại các thời điểm
2017, 2020, 2025
40
4.4.
Độ tin cậy cung cấp điện trƣớc và sau khi có dự án
43
4.5.
Tỷ lệ tổn thất điện năng trƣớc và sau khi có dự án
43
4.6.
So sánh các phƣơng án tuyến đƣờng dây
46
4.7.
Đánh giá các phƣơng án
47
4.8.
Tổng mức đầu tƣ
47
4.9.
Kết quả phân tích kinh tế - tài chính
48
4.10.
Dự báo phụ tải khu vực miền Trung đến năm 2025.
49
4.11.
Dự báo phụ tải của từng TBA 110kV khu vực Quảng
Bình giai đoạn 2017-2020
51
4.12.
Kế hoạch và thời điểm đƣa vào vận hành Lƣới điện
110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020
54
DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu hình
Tên hình
Trang
1.1
Biểu đồ phụ tải HTĐ miền Trung năm 2016
4
1.2
Sơ đồ HTĐ Lƣới điện 110kV khu vực miền Trung
cập nhật đến ngày 31/12/2016
7
2.1
Đồ thị minh họa quá trình giải cho trƣờng hợp một
phƣơng trình f(x)=0
16
2.2
Sơ đồ tổ chức chƣơng trình
21
2.3
Phân hệ Power Flow
23
2.4
Hộp thoại “Build New Case”
24
2.5
Chọn “Launch Grid Editor” trên giao diện “Power
Flow”
24
2.6
Phân hệ “Grid Editor”
25
2.7
Màn hình vẽ sơ đồ đơn tuyến trong “Grid Editor”
25
3.1
Trào lƣu công suất và điện áp ở chế độ bình thƣờng
(Bắc miền Trung)
30
3.2
Trào lƣu công suất và điện áp ở chế độ bình thƣờng
(Nam miền Trung)
31
4.1
Mức mang tải của các TBA 110kV khu vực Quảng
Bình
50
4.2
Dự báo các nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến
2020 khu vực Quảng Bình theo phƣơng án dự
phòng 20% công suất
51
4.3
Dự báo các nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến
2020 khu vực Quảng Bình theo phƣơng án không
dự phòng công suất:
52
1
MỞ ĐẦU
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Cùng với nhịp độ tăng trƣởng của nền kinh tế và sự gia tăng dân số toàn cầu,
nhu cầu tiêu thụ năng lƣợng không ngừng tăng lên trong đó năng lƣợng điện đóng
vai trò then chốt. Trong những năm qua, sản lƣợng điện cung cấp cho các ngành
kinh tế và sinh hoạt của nhân dân trên toàn quốc không ngừng tăng lên. Điện
thƣơng phẩm năm 2010 là 159,3 tỷ kWh, công suất cực đại 8.284 MW. Trong khi
đó năm 2016, tổng sản lƣợng điện thƣơng phẩm là 159,3 tỷ kWh, công suất cực đại
khoảng 26,65 MW. Dự kiến năm 2015, sản lƣợng điện thƣơng phẩm khoảng
165.000 tỷ kWh, công suất cực đại khoảng 32.500MW. Để đáp ứng yêu cầu cung
cấp điện cho phát triển kinh tế xã hội của đất nƣớc, Thủ tƣớng Chính phủ đã có
Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg ngày 18/3/2016 về việc Phê duyệt điều chỉnh Quy
hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 6].
Đến nay đã có rất nhiều công trình nguồn và lƣới điện đã và đang xây dựng đƣa vào
vận hành trên hệ thống.
Để đáp ứng cung cấp điện cho phụ tải, hệ thống điện đƣợc mở rộng và phát
triển, nhiều nguồn điện mới đƣợc đƣa vào vận hành, liên kết lƣới điện tăng, dẫn đến
nhiều vấn đề về vận hành cần đƣợc quan tâm phân tích, đánh giá: sự làm việc tin
cậy của hệ thống trong các chế độ vận hành, vấn đề ổn định của hệ thống, chất
lƣợng điện năng, tổn thất điện năng, hệ thống bảo vệ rơle, hiệu quả kinh tế trong
vận hành….
Trong thực tế hiện nay, việc quy hoạch trung và dài hạn trong hệ thống điện
Quốc gia chỉ đề cập đến nguồn và lƣới điện từ cấp điện áp 220kV trở lên, Quy
hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố đề cập đến nguồn và lƣới điện có cấp điện
áp ≤ 110kV. Do cách phân chia phạm vi của các quy hoạch, nên công tác tính toán
phân tích đánh giá đối với lƣới điện 110kV trên phạm vi liên kết từng miền chƣa
đƣợc đề cập cụ thể; việc tính toán kiểm tra khả năng truyền tải của lƣới điện đấu
nối, các liên kết giữa nhà máy điện với hệ thống điện miền, tìm các giải pháp thích
hợp để đáp ứng nhu cầu truyền tải trong các chế độ khác nhau là cần thiết.
Đề tài đi sâu tìm hiểu các phƣơng pháp tính toán, phân tích và đề xuất một số
giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lƣới điện 110kV do Công ty Lƣới điện cao thế
miền Trung quản lý.
2. MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI
- Tìm hiểu các phƣơng pháp tính toán, phân tích chế độ làm việc của hệ thống
điện nói chung, hệ thống điện 110kV nói riêng trong các chế độ vận hành.
2
- Nghiên cứu tính toán ảnh hƣởng của các chế độ sự cố đến độ tin cậy vận
hành của hệ thống.
- Nghiên cứu phần mềm tính toán để sử dụng cho đề tài.
- Áp dụng tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả
kinh tế lƣới điện 110kV do Công ty Lƣới điện cao thế miền Trung quản lý.
3. ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU
- Các phƣơng pháp tính toán, phân tích chế độ làm việc của hệ thống điện.
- Các phƣơng pháp tính toán chế độ xác lập của hệ thống điện.
- Phần mềm tính toán mô phỏng hệ thống điện PSS/E.
- Lƣới điện 110kV do Công ty Lƣới điện cao thế miền Trung quản lý.
4. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
- Tìm hiểu các phƣơng pháp tính toán phân tích chế độ làm việc của hệ thống
điện, lựa chọn phƣơng pháp phù hợp để tính toán cho mạng điện khu vực.
- Tìm hiểu các phƣơng pháp và phần mềm tính toán cho hệ thống điện, phân
tích lựa chọn phần mềm để sử dụng.
- Thu thập số liệu về hệ thống điện 110kV do Công ty Lƣới điện cao thế miền
Trung quản lý, tính toán phân tích các chế độ vận hành để tìm ra các trạng thái nguy
hiểm.
- Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lƣới điện 110kV do Công
ty Lƣới điện cao thế miền Trung quản lý.
5. TÊN ĐỀ TÀI
- Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài đƣợc đặt tên nhƣ sau:
“Tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế
lưới điện 110kV do công ty lưới điện cao thế miền Trung quản lý”.
6. BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI
- Bố cục đề tài dự kiến chia làm 3 phần gồm: Phần mở đầu, nội dung đề tài và
phần kết luận, kiến nghị.
- Nội dung đề tài gồm 4 chƣơng nhƣ sau:
Chƣơng 1: Tổng quan về hệ thống điện miền Trung và lƣới điện 110kV Công
ty Lƣới điện cao thế miền Trung.
Chƣơng 2: Tìm hiểu các phƣơng pháp tính toán, tìm hiểu phần mềm PSS/E.
Chƣơng 3: Tính toán, phân tích các chế độ vận hành lƣới điện 110kV Công ty
Lƣới điện cao thế miền Trung.
Chƣơng 4: Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lƣới điện
110kV do Công ty Lƣới điện cao thế miền Trung quản lý.
3
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ LƯỚI ĐIỆN
110KV CÔNG TY LƯỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG
Khu vực miền Trung bao gồm 13 tỉnh, thành phố là: Quảng Bình, Quảng Trị,
Thừa Thiên - Huế, Thành phố Đà Nẵng, Quảng Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú
Yên, Khánh Hoà và 4 tỉnh Tây nguyên là Kon Tum, Gia Lai, Đắk Lắk và Đắk
Nông. Khu vực này có diện tích khoảng 98000 km2 gần bằng 1/3 diện tích cả nƣớc.
Miền trung có địa hình hẹp, dộ dốc lớn và trải dài gần 1000 km từ chân đèo Ngang
ở phía Bắc đến cầu Du Long ở phía nam tỉnh Khánh Hòa. Các tỉnh miền Trung hầu
nhƣ tỉnh nào cũng có 3 vùng đồng bằng, trung du và miền núi. Miền Trung có khí
hậu nhiệt đới gió mùa và chia thành 2 mùa rõ rệt là mùa mƣa và mùa khô. Các điều
kiện tự nhiên đó đã tác động rất lớn đến quá trình phát triển kinh tế - xã hội của các
tỉnh miền Trung.
Hệ thống điện miền Trung cấp điện cho 13 tỉnh, thành phố nói trên. Hệ thống
điện miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua các đƣờng dây và trạm biến áp sau:
- Nhận từ 6 TBA 500kV: Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ, Pleiku, Pleiku 2 và
ĐắkNông.
- Liên kết với Hệ thống điện miền Bắc thông qua:
+ Đƣờng dây 220kV NMNĐ Vũng Áng – T220 Đồng Hới (E1).
+ Đƣờng dây 220 kV NMĐ Formusa – T220 Ba Đồn.
- Liên kết với Hệ thống điện miền Nam qua đƣờng dây 220kV, 110kV:
+ Đƣờng dây 220 kV T220 Nha Trang – Tháp Chàm 2.
+ Đƣờng dây 220 kV mạch kép T500 – Bình Long.
+ Đƣờng dây 110 kV T110 Nam Cam Ranh – Ninh Hải.
+ Đƣờng dây 110 kV T110 Cam Ranh – Tháp Chàm 2.
+ Đƣờng dây 110 kV T110 ĐăkR’Lấp – Bù Đăng.
1.1.1. Phụ tải Hệ thống điện miền Trung
1.1.1.1. Phân tích biểu đồ phụ tải
Để có cái nhìn tổng quan về phụ tải Hệ thống điện miền Trung, trƣớc hết
chúng ta cùng xem xét đến dạng biểu đồ phụ tải của hệ thống điện. Do ảnh hƣởng
của đặc điểm khí hậu cũng nhƣ tình hình phát triển của nền kinh tế trong giai đoạn
hiện nay, biểu đồ phụ tải HTĐ miền Trung năm 2016 nhƣ sau.
4
Hình 1.1. Biểu đồ phụ tải HTĐ miền Trung năm 2016
Nhìn trên biểu đồ phụ tải, rất dễ dàng nhận thấy nổi bật là dạng biểu đồ rất
nhấp nhô; có độ dốc rất lớn; thấp điểm ngày của HTĐ miền Trung thƣờng rơi vào
khoảng từ 2 - 4h, cao điểm sáng từ 10 - 11h và cao điểm tối từ 18 - 20h hàng ngày.
1.1.1.2. Phụ Tải HTĐ miền Trung
Thống kê công suất max và min của ngày và sản lƣợng tổng từng ngày khu
vực miền Trung trong năm 2016:
Bảng 1.1. Thống kê công suất max và min của ngày và sản lượng tổng từng ngày
khu vực miền Trung trong năm 2016
Tỉnh/Thành
Phố
Pmaxtbngày
(MW)
Pmax
(MW)
Pmin
(MW)
Amaxngày
(KWh)
Atbngày
(KWh)
Quảng Bình
118
146
47
3.092.200
2.388.429
Quảng Trị
89
105
34
2.468.960
1.693.552
Huế
201
240
66
5.572.130
4.072.559
Đà Nẵng
313
418
89
9.310.460
7.099.178
Quảng Nam
222
261
87
5.324.564
4.331.726
Quảng Ngãi
181
212
86
4.311.840
3.664.668
Bình Định
225
269
73
5.297.048
4.317.110
Phú Yên
106
123
41
2.464.480
2.073.393
Khánh Hòa
260
325
104
8.484.950
5.382.360
Gia Lai
168
219
43
4.177.244
3.057.938
Đăklăk
223
314
60
5.974.790
3.868.887
KonTum
49
72
14
1.496.180
893.308
ĐăkNông
82
122
23
4.471.840
1.528.269
2269
2509
877
52.135.050 45.474.841
HTĐ MTrung
5
Từ những thống kê trên HTĐ miền Trung công suất lớn nhất vào những tháng
mùa hè (tháng 7, 8), Pmax-ngày = 2.509 MW vào tháng 8, Amax-ngày = 52.135.050 KWh
vào tháng 08/2016 Phụ tải lúc cao điểm và thấp điểm rất chênh lệch, nhất là vào
mùa đông, do mức độ phát triển về công nghiệp, dịch vụ thấp chủ yếu phục vụ điện
nông nghiệp, sinh hoạt và chiếu sáng.
1.1.2. Nguồn và lƣới hệ thống điện miền Trung
1.1.2.1. Nguồn điện
HTĐ miền Trung nhận điện từ các nguồn chủ yếu sau:
- Đƣờng dây 500 kV qua 6 TBA 500kV: Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ,
Pleiku, Pleiku 2 và ĐắkNông.
- HTĐ miền Bắc qua đƣờng dây 220 KV NMNĐ Vũng Áng – T220 Đồng Hới
(E1) và đƣờng dây 220 kV NMĐ Formusa – T220 Ba Đồn.
- HTĐ miền Nam qua đƣờng dây 220 kV và 110kV:
+ Đƣờng dây 220 kV T220 Nha Trang – Tháp Chàm 2.
+ Đƣờng dây 220 kV mạch kép T500 – Bình Long.
+ Đƣờng dây 110 kV T110 Nam Cam Ranh – Ninh Hải.
+ Đƣờng dây 110 kV T110 Cam Ranh – Tháp Chàm 2.
+ Đƣờng dây 110 kV T110 ĐăkR’Lấp – Bù Đăng.
Tính đến thời điểm hiện tại HTĐ miền Trung có tổng cộng 67 NMĐ nối lên
lƣới 110kV, 220kV với tổng công suất là 5830 MW, trong đó gồm:
- 26 NMĐ nối vào lƣới điện 220kV 2.0000 2 66.5 33.1 74.3 28 1.0000LK
0.03 7.37 4 MIETRUNG
6
TO 9632 SEREPOK3 220.00 1 -56.5 -12.3 57.8 16
0.01 0.06 4 MIETRUNG
7
TO 9692 DNONG220 220.00 1 24.8 -7.5 25.9 4
0.04 0.29 4 MIETRUNG
6
TO 9702 BANTOUSR 220.00 1 -10.3 -6.0 12.0 3
0.01 0.04 4 MIETRUNG
6
BUS 9624 BUONKUOP 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0358PU -1.00 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9624
113.94KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
6
TO LOAD-PQ
11.7 5.7 13.0
TO 7331 CUZUT
110.00 1 105.5 46.6 115.4 96
1.64 4.23 4 MIETRUNG
6
TO 7332 KONGNO
110.00 1 12.6 3.3 13.1 11
0.03 0.10 4 MIETRUNG
7
TO 7721 HOAPHU 110.00 1 3.0 -2.3 3.8 3
0.00 0.00 4 MIETRUNG
7
TO 9628 AT
2.0000 1 -132.8 -53.3 143.1 55 1.0000LK
0.15 -1.81 4 MIETRUNG
6
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 9628 AT
X---- ZONE -----X 9628
2.0000 CKT
TO 9622 BUONKUOP
TO 9622 BUONKUOP
TO 9624 BUONKUOP
MW
MVAR
MVA %I 1.0320PU -1.69 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X
2.0640KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
220.00 1 -66.5 -25.7 71.3 28 1.0000UN
0.03 7.37
220.00 2 -66.5 -25.7 71.3 28 1.0000UN
0.03 7.37
110.00 1 133.0 51.5 142.6 55 1.0000UN
0.15 -1.81
6
4 MIETRUNG
4 MIETRUNG
4 MIETRUNG
6
6
6
BUS 9630 SE_SAN3 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 11.03 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9630
FROM GENERATION
200.0 0.4R 200.0 62 14.076KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
TO 9652 SESAN3 220.00 1 200.0 0.4 200.0 60 1.0000UN
0.00 15.86 4 MIETRUNG
2
BUS 9631 TAYSON
-X X---- ZONE -----X 9631
110.00 CKT
MW
MVAR
MVA %I 1.0559PU -1.10 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----
116.15KV
MW
TO LOAD-PQ
10.4 5.0 11.6
TO 9621 DONPHO 110.00 1 -17.5 -8.5 19.4 19
TO 9641 NHONTAN 110.00 1 7.1 3.4 7.8 8
BUS 9632 SEREPOK3
--X X---- ZONE -----X 9632
TO
TO
TO
TO
220.00 CKT
MW
MVAR
236.70KV
7122 SEREPOK4 220.00 1 75.3 23.9
9580 SRPOK3_1 13.800 1 -65.9 -18.0
9590 SRPOK3_2 13.800 1 -65.9 -18.0
9622 BUONKUOP 220.00 1 56.5 12.0
BUS 9641 NHONTAN
---X X---- ZONE -----X 9641
110.00 CKT
MW
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.07 0.18 4 MIETRUNG
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
1
MVA %I 1.0759PU 3.66 X--- LOSSES ---X X---- AREA ---
MW MVAR 4 MIETRUNG
7
79.0 20
0.03 0.27 4 MIETRUNG
7
68.3 51 1.0725LK
0.11 2.04 4 MIETRUNG
7
68.3 51 1.0725LK
0.11 2.04 4 MIETRUNG
2
57.8 16
0.01 0.06 4 MIETRUNG
6
MVAR
MVA %I 1.0528PU -1.25 X--- LOSSES ---X X---- AREA --
115.81KV
MW
TO LOAD-PQ
20.1 9.8 22.4
TO 9101 QUYNHON 110.00 1 -13.1 -5.8 14.3 14
TO 9631 TAYSON 110.00 1 -7.0 -4.0 8.1 8
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.04 0.09 4 MIETRUNG
1
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
BUS 9650 SESAN_3A 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 10.22 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9650
FROM GENERATION
80.0 -2.2R 80.0 63 14.076KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
TO 9662 SESAN3A 220.00 1 80.0 -2.2 80.0 63 1.0000UN
0.15 5.42 4 MIETRUNG
2
BUS 9651 MODUC
-X X---- ZONE -----X 9651
TO LOAD-PQ
TO 9024 DUCPHO
TO 9151 DUCPHO
BUS 9652 SESAN3
X X---- ZONE -----X 9652
110.00 CKT
MW
MVAR
MVA %I 1.0434PU -1.77 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----
114.77KV
MW
18.9 9.1 21.0
110.00 1 -13.8 -10.3 17.3 17
110.00 1 -5.0 1.2 5.2 5
220.00 CKT
MW
MVAR
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.03 0.06 4 MIETRUNG
1
0.01 0.01 4 MIETRUNG
1
MVA %I 1.0967PU
6.50 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----
241.28KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
TO 9502 PLEIKU 220.00 1 162.3 -11.3 162.7 41
1.10 6.59 4 MIETRUNG
8
TO 9630 SE_SAN3 13.800 1 -200.0 15.5 200.6 56 1.0720LK
0.00 15.86 4 MIETRUNG
TO 9662 SESAN3A 220.00 1 37.7 -4.2 37.9 10
0.02 0.10 4 MIETRUNG
2
BUS 9662 SESAN3A
-X X---- ZONE -----X 9662
220.00 CKT
MW
MVAR
2
MVA %I 1.0964PU 6.34 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----
241.22KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
TO 9502 PLEIKU 220.00 1 117.5 -10.4 118.0 30
0.76 4.45 4 MIETRUNG
8
TO 9650 SESAN_3A 13.800 1 -79.9 7.6 80.2 59 1.0725LK
0.15 5.42 4 MIETRUNG
TO 9652 SESAN3 220.00 1 -37.7 2.8 37.8 10
0.02 0.10 4 MIETRUNG
2
2
BUS 9670 SSAN4_H1 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 11.89 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9670
FROM GENERATION
100.0 -0.8R 100.0 71 14.076KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
TO 9672 SESAN4 220.00 1 100.0 -0.8 100.0 73 1.0000UN
0.24 8.84 4 MIETRUNG
2
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 9672 SESAN4
X X---- ZONE -----X 9672
TO
TO
TO
TO
220.00 CKT
MW
MVAR
241.08KV
9502 PLEIKU 220.00 1 149.6 -14.4
9502 PLEIKU 220.00 2 149.6 -14.4
9670 SSAN4_H1 13.800 1 -99.8 9.6
9680 SSAN4_H2 13.800 1 -99.8 9.6
MVA %I 1.0958PU
6.83 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
150.3 38
1.12 6.94 4 MIETRUNG
8
150.3 38
1.12 6.94 4 MIETRUNG
8
100.2 68 1.0720LK
0.24 8.84 4 MIETRUNG
100.2 68 1.0720LK
0.24 8.84 4 MIETRUNG
2
2
TO 9690 SSAN4_H3
13.800 1
-99.8
9.6 100.2 68 1.0720LK
0.24
8.84
4 MIETRUNG
2
BUS 9680 SSAN4_H2 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 11.89 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9680
FROM GENERATION
100.0 -0.8R 100.0 71 14.076KV
MW
MVAR 4
MIETRUNG
2
TO 9672 SESAN4
220.00 1 100.0 -0.8 100.0 73 1.0000UN
0.24 8.84 4 MIETRUNG
2
BUS 9690 SSAN4_H3 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 11.89 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9690
FROM GENERATION
100.0 -0.8R 100.0 71 14.076KV
MW
MVAR 4
MIETRUNG
2
TO 9672 SESAN4
220.00 1 100.0 -0.8 100.0 73 1.0000UN
0.24 8.84 4 MIETRUNG
2
BUS 9691 NHONHOI4 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0441PU -1.52 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9691
114.85KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
18.2 8.8 20.2
TO 9061 NHONHOI 110.00 1 34.2 28.3 44.4 37
0.16 0.49 4 MIETRUNG
1
TO 9101 QUYNHON 110.00 1 -52.4 -37.1 64.2 53
0.33 1.01 4 MIETRUNG
1
BUS 9692 DNONG220 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0731PU 2.94 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9692
236.08KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
6
TO SHUNT
0.3 1.1 1.2
TO 888 DNONG_D1 5.0000 1 245.4 -44.7 249.4 52 1.0227LK
0.11 -3.76 6 MIENNAM
2
TO 898 DNONG_D2 5.0000 1 245.4 -44.7 249.4 52 1.0227LK
0.11 -3.76 6 MIENNAM
2
TO 5360 DAKTIK
13.800 1 -120.6 10.1 121.1 64 1.0000LK
0.24 10.07 6 MIENNAM
1
TO 6022 DONGNAI3 220.00 1 -109.9 10.0 110.4 33
0.51 2.55 6 MIENNAM
2
TO 6022 DONGNAI3 220.00 2 -109.9 10.0 110.4 33
0.51 2.55 6 MIENNAM
2
TO 6032 DONGNAI4 220.00 1 -120.2 10.8 120.7 36
0.25 1.26 6 MIENNAM
2
TO 6032 DONGNAI4 220.00 2 -120.2 10.8 120.7 36
0.25 1.26 6 MIENNAM
2
TO 6042 DONGNAI5 220.00 1 -159.2 20.8 160.5 48
1.24 6.24 6 MIENNAM
2
TO 6482 PHU_LONG 220.00 1 173.7 10.8 174.0 29
1.32 11.47 6 MIENNAM
2
TO 6482 PHU_LONG 220.00 2 173.7 10.8 174.0 29
1.32 11.47 6 MIENNAM
2
TO 9622 BUONKUOP 220.00 1 -24.7 -9.8 26.6 4
0.04 0.29 4 MIETRUNG
6
TO 9712 DUCXUYEN 220.00 1 -36.8 1.9 36.9 10
0.05 0.31 4 MIETRUNG
2
TO 9712 DUCXUYEN 220.00 2 -36.8 1.9 36.9 10
0.05 0.31 4 MIETRUNG
2
BUS 9700 BANTOUSR 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 7.23 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9700
FROM GENERATION
40.0 10.4R 41.3 40 14.076KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
TO 9702 BANTOUSR 220.00 1 40.0 10.4 41.3 39 1.0000UN
0.07 2.55 4 MIETRUNG
6
BUS 9702 BANTOUSR 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0771PU 3.77 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9702
236.97KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
6
TO 9622 BUONKUOP 220.00 1 10.4 0.0 10.4 3
0.01 0.04 4 MIETRUNG
6
TO 9700 BANTOUSR 13.800 1 -39.9 -7.8 40.7 37 1.0725LK
0.07 2.55 4 MIETRUNG
2
TO 9712 DUCXUYEN 220.00 1 29.6 7.9 30.6 8
0.04 0.22 4 MIETRUNG
2
BUS 9710 SREPOK4 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0193PU 5.72 X--- LOSSES ---X X---AREA -----X X---- ZONE -----X 9710
FROM GENERATION
48.0 21.0H 52.4 34 14.067KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
7
TO 7122 SEREPOK4 220.00 1 48.0 21.0 52.4 41 1.0000UN
0.06 2.22 4 MIETRUNG
7
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 9711 MAVONG 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0241PU -4.41 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9711
112.65KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
45.5 22.0 50.6
TO 8191 TT_NTRAN 110.00 1 35.1 12.9 37.4 31
0.03 0.09 4 MIETRUNG
1
TO 9341 NHATRANG 110.00 1 -49.2 -21.7 53.8 53
0.44 1.13 4 MIETRUNG
1
TO 9491 DONGDE 110.00 1 -37.7 -16.4 41.1 41
0.17 0.44 4 MIETRUNG
1
TO 9881 BINHTAN 110.00 1 6.3 3.2 7.1 7
0.00 0.01 4 MIETRUNG
1
BUS 9712 DUCXUYEN
----X X---- ZONE -----X 9712
TO
TO
TO
TO
TO
220.00 CKT
9692 DNONG220 220.00 1
9692 DNONG220 220.00 2
9702 BANTOUSR 220.00 1
9718 AT
2.0000 1 -16.2
9720 DUCXUYEN 13.800 1
MW
MVAR
MVA %I 1.0736PU
236.19KV
MW MVAR
36.9 -6.2 37.4 10
36.9 -6.2 37.4 10
-29.5 -12.2 32.0 9
11.7 20.0 7 1.0000LK
-28.0 13.0 30.9 34 1.0000LK
3.42 X--- LOSSES ---X X---- AREA -
4 MIETRUNG
2
0.05 0.31 4 MIETRUNG
6
0.05 0.31 4 MIETRUNG
6
0.04 0.22 4 MIETRUNG
6
0.00 0.10 4 MIETRUNG
1
0.00 1.01 6 MIENNAM
1
BUS 9714 DUCXUYEN 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0689PU 3.78 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9714
FROM GENERATION
22.0 -9.0L 23.8 34 117.58KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 7091 QUANGSON 110.00 1 5.8 2.5 6.3 6
0.00 0.01 4 MIETRUNG
1
TO 9718 AT
2.0000 1 16.2 -11.5 19.9 7 1.0000LK
0.00 0.05 4 MIETRUNG
1
BUS 9718 AT
X---- ZONE -----X 9718
2.0000 CKT
TO 9712 DUCXUYEN 220.00 1
TO 9714 DUCXUYEN 110.00 1
MW
MVAR
MVA %I 1.0704PU
2.1409KV
MW MVAR
16.2 -11.6 19.9 7 1.0000UN
-16.2 11.6 19.9 7 1.0000UN
3.66 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X
4 MIETRUNG
1
0.00 0.10 4 MIETRUNG
0.00 0.05 4 MIETRUNG
2
1
BUS 9720 DUCXUYEN 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0593PU 5.14 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9720
FROM GENERATION
28.0 -12.0L 30.5 30 14.618KV
MW MVAR 6 MIENNAM
1
TO 9712 DUCXUYEN 220.00 1 28.0 -12.0 30.5 34 1.0000UN
0.00 1.01 4 MIETRUNG
2
BUS 9721 KHANHVIN 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0283PU -4.21 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9721
FROM GENERATION
6.0 0.0H 6.0 24 113.11KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
3.2 1.6 3.6
TO 9171 SUOIDAU 110.00 1 9.4 1.8 9.5 8
0.02 0.06 4 MIETRUNG
1
TO 9871 DIENKHAN 110.00 1 -6.6 -3.4 7.4 6
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
BUS 9722 T.KONTUM
---X X---- ZONE -----X 9722
TO
TO
TO
TO
220.00 CKT
MW
MVAR
MVA %I 1.0157PU
2.19 X--- LOSSES ---X X---- AREA --
223.45KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
9022 DUCPHO 220.00 1 80.0 2.9 80.0 22
0.44 2.68 4 MIETRUNG
2
9022 DUCPHO 220.00 2 80.0 2.9 80.0 22
0.44 2.68 4 MIETRUNG
2
9060 TKONTUM1 13.800 1 -80.0 -2.9 80.0 45 1.0000LK
0.04 4.61 4 MIETRUNG
9070 TKONTUM2 13.800 1 -80.0 -2.9 80.0 45 1.0000LK
0.04 4.61 4 MIETRUNG
2
2
BUS 9730 TD_TRXOM 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0830PU 2.22 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9730
FROM GENERATION
7.0 0.0H 7.0 28 14.945KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9731 TRAXOM 110.00 1 7.0 0.0 7.0 20 1.0000UN
0.01 0.17 4 MIETRUNG
1
BUS 9731 TRAXOM
--X X---- ZONE -----X 9731
110.00 CKT
MW
MVAR
MVA %I 1.0820PU
0.83 X--- LOSSES ---X X---- AREA ---
119.02KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9615 VINHSON5 110.00 1 -16.1 -4.2 16.7 16
0.05 0.12 4 MIETRUNG
1
TO 9621 DONPHO 110.00 1 23.1 4.0 23.5 22
0.27 0.69 4 MIETRUNG
1
TO 9730 TD_TRXOM 13.800 1 -7.0 0.2 7.0 20 1.0000LK
0.01 0.17 4 MIETRUNG
BUS 9741 KYHA2
X X---- ZONE -----X 9741
110.00 CKT
MW
MVAR
MVA %I 1.0366PU -3.69 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----
114.03KV
MW
26.0 12.6 28.9
110.00 1 5.4 -3.8 6.6 5
110.00 2 5.4 -3.8 6.6 5
110.00 1 -18.4 -2.5 18.6 15
110.00 2 -18.4 -2.5 18.6 15
TO LOAD-PQ
TO 9751 KYHA
TO 9751 KYHA
TO 9761 DOCSOI
TO 9761 DOCSOI
BUS 9751 KYHA
X X---- ZONE -----X 9751
110.00 CKT
MW
MVAR
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.00 0.00 4 MIETRUNG
1
0.00 0.00 4 MIETRUNG
1
0.03 0.11 4 MIETRUNG
1
0.03 0.11 4 MIETRUNG
1
MVA %I 1.0367PU -3.72 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----
114.04KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
37.7 18.3 41.9
TO 9741 KYHA2
110.00 1 -5.4 3.7 6.5 5
0.00 0.00 4 MIETRUNG
1
TO 9741 KYHA2
110.00 2 -5.4 3.7 6.5 5
0.00 0.00 4 MIETRUNG
1
TO 9758 AT
2.0000 1 -26.9 -25.7 37.2 29 1.0000LK
0.01 -0.12 4 MIETRUNG
BUS 9752 TAMHIEP
-X X---- ZONE -----X 9752
TO 9758 AT
220.00 CKT
2.0000 1
MW
MVAR
1
1
MVA %I 1.0017PU -2.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----
220.38KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
26.9 27.3 38.4 31 0.9375LK
0.01 1.73 4 MIETRUNG
1
TO 9762 DOCSOI
TO 9762 DOCSOI
220.00 1
220.00 2
-13.5 -13.6 19.2 5
-13.5 -13.6 19.2 5
BUS 9758 AT
2.0000 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9758
MW
MVAR
0.00 0.02 4 MIETRUNG
0.00 0.02 4 MIETRUNG
2
2
MVA %I 1.0346PU -3.86 X--- LOSSES ---X X----
2.0692KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9751 KYHA
110.00 1 26.9 25.6 37.1 29 1.0000UN
0.01 -0.12 4 MIETRUNG
1
TO 9752 TAMHIEP 220.00 1 -26.9 -25.6 37.1 29 1.0000UN
0.01 1.73 4 MIETRUNG
1
BUS 9761 DOCSOI
110.00 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9761
TO
TO
TO
TO
TO
TO
TO
TO
TO
MW
MVAR
MVA %I 1.0393PU -3.38 X--- LOSSES ---X X----
114.32KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
9021 TAMKY
110.00 1 -3.8 -1.9 4.3 4
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
9741 KYHA2
110.00 1 18.4 2.3 18.6 15
0.03 0.11 4 MIETRUNG
1
9741 KYHA2
110.00 2 18.4 2.3 18.6 15
0.03 0.11 4 MIETRUNG
1
9768 AT
2.0000 1 -61.9 -35.8 71.5 28 1.0000LK
0.00 -0.09 4 MIETRUNG
9768 AT
2.0000 2 -61.9 -35.8 71.5 28 1.0000LK
0.00 -0.09 4 MIETRUNG
9821 TINHPHON 110.00 1 17.4 19.5 26.2 25
0.10 0.26 4 MIETRUNG
9841 BINHNGUY 110.00 1 14.7 21.3 25.9 25
0.02 0.04 4 MIETRUNG
9951 BINHCHAN 110.00 1 29.3 14.0 32.5 27
0.02 0.07 4 MIETRUNG
9951 BINHCHAN 110.00 2 29.3 14.0 32.5 27
0.02 0.07 4 MIETRUNG
BUS 9762 DOCSOI
220.00 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9762
MW
MVAR
1
1
1
1
1
1
MVA %I 1.0024PU -1.97 X--- LOSSES ---X X----
TO
668 DQ_ATD2
5.0000 1
220.53KV
-59.5 -70.2
MW MVAR 4 MIETRUNG
2
92.0 20 1.0227LK
0.02 -0.59 4 MIETRUNG
TO
668 DQ_ATD2
5.0000 2
-59.5 -70.2
92.0 20 1.0227LK
2
0.02 -0.59
4 MIETRUNG
2
TO 9022 DUCPHO 220.00 1 -74.7 -1.1 74.7 21
0.48 2.94 4 MIETRUNG
2
TO 9022 DUCPHO 220.00 2 -74.7 -1.1 74.7 21
0.48 2.94 4 MIETRUNG
2
TO 9082 DUNGQUAT 220.00 1 163.6 82.3 183.1 50
0.23 1.43 4 MIETRUNG
2
TO 9082 DUNGQUAT 220.00 2 163.6 82.3 183.1 50
0.23 1.43 4 MIETRUNG
2
TO 9092 TAMANH
220.00 1 -46.2 -57.5 73.8 20
0.16 0.99 4 MIETRUNG
2
TO 9092 TAMANH
220.00 2 -46.2 -57.5 73.8 20
0.16 0.99 4 MIETRUNG
2
TO 9752 TAMHIEP 220.00 1 13.5 13.0 18.7 5
0.00 0.02 4 MIETRUNG
1
TO 9752 TAMHIEP 220.00 2 13.5 13.0 18.7 5
0.00 0.02 4 MIETRUNG
1
TO 9768 AT
2.0000 1 61.9 37.8 72.6 29 0.9500LK
0.03 2.18 4 MIETRUNG
1
TO 9768 AT
2.0000 2 61.9 37.8 72.6 29 0.9500LK
0.03 2.18 4 MIETRUNG
1
TO 9932 SONHA
220.00 1 -58.6 -4.3 58.7 16
0.25 1.52 4 MIETRUNG
1
TO 9932 SONHA
220.00 2 -58.6 -4.3 58.7 16
0.25 1.52 4 MIETRUNG
1
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 9768 AT
2.0000 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9768
TO
TO
TO
TO
9761 DOCSOI
9761 DOCSOI
9762 DOCSOI
9762 DOCSOI
110.00
110.00
220.00
220.00
MW
MVAR
2.0772KV
1 61.9 35.7
2 61.9 35.7
1 -61.9 -35.7
2 -61.9 -35.7
MVA %I 1.0386PU -3.45 X--- LOSSES ---X X----
MW MVAR
71.4 28 1.0000UN
71.4 28 1.0000UN
71.4 28 1.0000UN
71.4 28 1.0000UN
4 MIETRUNG
0.00 -0.09
0.00 -0.09
0.03 2.18
0.03 2.18
1
4 MIETRUNG
4 MIETRUNG
4 MIETRUNG
4 MIETRUNG
1
1
2
2
BUS 9772 THEPDQUA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9947PU -2.58 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9772
218.84KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
217.8 105.5 241.9
TO 9082 DUNGQUAT 220.00 1 -108.9 -52.7 121.0 34
0.10 0.63 4 MIETRUNG
2
TO 9082 DUNGQUAT 220.00 2 -108.9 -52.7 121.0 34
0.10 0.63 4 MIETRUNG
2
BUS 9781 SCAU
110.00 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9781
MW
MVAR
MVA %I 1.0499PU -1.42 X--- LOSSES ---X X----
115.49KV
MW
TO LOAD-PQ
21.5 10.4 23.8
TO 9101 QUYNHON 110.00 1 -12.5 -5.5 13.7 13
TO 9791 TUYAN
110.00 1 -8.9 -4.9 10.2 10
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.06 0.14 4 MIETRUNG
1
0.04 0.10 4 MIETRUNG
1
BUS 9784 LAHIEN
110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0615PU -0.65 X--- LOSSES ---X X---AREA -----X X---- ZONE -----X 9784
FROM GENERATION
5.0 0.0H 5.0 28 116.77KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9791 TUYAN
110.00 1 5.0 0.0 5.0 5
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
BUS 9791 TUYAN
110.00 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9791
MW
MVAR
MVA %I 1.0580PU -1.01 X--- LOSSES ---X X----
116.38KV
MW
TO LOAD-PQ
20.8 10.1 23.1
TO 9201 TUYHOA 110.00 1 -24.8 -12.2 27.6 26
TO 9781 SCAU
110.00 1 9.0 3.8 9.7 9
TO 9784 LAHIEN 110.00 1 -5.0 -1.7 5.3 5
BUS 9801 TAYNTRAN
----X X---- ZONE -----X 9801
110.00 CKT
MW
MVAR
110.00 CKT
MW
MVAR
114.34KV
TO LOAD-PQ
7.8 3.8 8.7
TO 9341 NHATRANG 110.00 1 -7.8 -3.8
BUS 9821 TINHPHON
---X X---- ZONE -----X 9821
110.00 CKT
MW
TO LOAD-PQ
TO 9821 TINHPHON
BUS 9841 BINHNGUY
---X X---- ZONE -----X 9841
110.00 CKT
9.8
110.00 1
MW
MW
MW
0.19 0.48 4 MIETRUNG
1
0.04 0.10 4 MIETRUNG
1
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.15 0.38 4 MIETRUNG
0.06 0.15 4 MIETRUNG
MVAR
8.7 8
MVAR
MVAR
MVAR
4 MIETRUNG
1
1
1
0.00 0.01 4 MIETRUNG
1
MVA %I 1.0288PU -3.59 X--- LOSSES ---X X---- AREA -MVAR
4 MIETRUNG
1
0.10 0.26 4 MIETRUNG
1
0.02 0.04 4 MIETRUNG
1
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
MVA %I 1.0255PU -3.77 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----
112.80KV
MW
4.7 10.8
-9.7 -4.7 10.8 11
110.00 CKT
1
MVA %I 1.0395PU -3.57 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----
113.17KV
MW
TO LOAD-PQ
19.5 9.4 21.7
TO 9761 DOCSOI 110.00 1 -17.3 -19.7 26.2 26
TO 9831 MYKHE
110.00 1 9.8 4.3 10.7 10
TO 9944 RENUBUT1 110.00 1 -11.9 5.9 13.3 13
BUS 9831 MYKHE
-X X---- ZONE -----X 9831
4 MIETRUNG
MVA %I 1.0351PU -3.82 X--- LOSSES ---X X---- AREA -
113.86KV
MW
TO LOAD-PQ
18.2 8.8 20.2
TO 9341 NHATRANG 110.00 1 -50.0 -22.1 54.6 53
TO 9871 DIENKHAN 110.00 1 31.8 13.2 34.4 34
BUS 9811 DET_NT
X X---- ZONE -----X 9811
MVAR
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.02 0.04 4 MIETRUNG
MVA %I 1.0375PU -3.40 X--- LOSSES ---X X---- AREA --
114.13KV
MW
TO LOAD-PQ
13.0 6.3 14.4
TO 9761 DOCSOI 110.00 1 -14.7 -21.3 25.9 25
TO 9911 TRABONG 110.00 1 -2.4 4.3 4.9 4
TO 9945 RENUBUT2 110.00 1 4.2 10.8 11.5 11
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.02 0.04 4 MIETRUNG
0.01 0.03 4 MIETRUNG
0.04 0.09 4 MIETRUNG
1
1
1
BUS 9842 SREPOK4A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0769PU 3.64 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9842
FROM GENERATION
38.4 18.0L 42.4 56 236.92KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
7
TO 7122 SEREPOK4 220.00 1 38.4 18.0 42.4 15
0.03 0.15 4 MIETRUNG
7
BUS 9851 NAMCHLAI 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0349PU -3.63 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9851
113.84KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
36.4 17.6 40.4
TO 9951 BINHCHAN 110.00 1 -18.2 -8.8 20.2 17
0.02 0.08 4 MIETRUNG
1
TO 9951 BINHCHAN 110.00 2 -18.2 -8.8 20.2 17
0.02 0.08 4 MIETRUNG
1
BUS 9871 DIENKHAN
---X X---- ZONE -----X 9871
110.00 CKT
TO LOAD-PQ
22.8
TO 9171 SUOIDAU 110.00 1
TO 9341 NHATRANG 110.00 1
TO 9721 KHANHVIN 110.00 1
TO 9801 TAYNTRAN 110.00 1
TO 9881 BINHTAN 110.00 1
BUS 9881 BINHTAN
--X X---- ZONE -----X 9881
MW
MVAR
MVA %I 1.0317PU -4.01 X--- LOSSES ---X X---- AREA --
113.49KV
MW
11.0 25.3
18.8 5.8 19.7 16
-40.8 -17.6 44.4 44
6.6 2.7 7.2 6
-31.7 -13.2 34.4 34
24.3 11.3 26.8 26
110.00 CKT
MW
MVAR
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.07 0.22 4 MIETRUNG
1
0.20 0.51 4 MIETRUNG
1
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
0.06 0.15 4 MIETRUNG
1
0.11 0.28 4 MIETRUNG
1
MVA %I 1.0234PU -4.45 X--- LOSSES ---X X---- AREA ---
112.57KV
MW
TO LOAD-PQ
30.5 14.8 33.9
TO 9711 MAVONG 110.00 1 -6.3 -3.4 7.2 7
TO 9871 DIENKHAN 110.00 1 -24.2 -11.4 26.8 26
MVAR
4 MIETRUNG
1
0.00 0.01 4 MIETRUNG
1
0.11 0.28 4 MIETRUNG
1
BUS 9910 TDCADU
13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0272PU -2.28 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9910
FROM GENERATION
7.0 -3.0L 7.6 27 14.175KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9911 TRABONG 110.00 1 7.0 -3.0 7.6 16 1.0000UN
0.00 0.13 4 MIETRUNG
1
BUS 9911 TRABONG 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0336PU -3.19 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9911
113.70KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
4.6 2.2 5.1
TO 9841 BINHNGUY 110.00 1 2.4 -5.3 5.9 5
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
TO 9910 TDCADU 13.800 1 -7.0 3.1 7.7 16 1.0000LK
0.00 0.13 4 MIETRUNG
1
BUS 9921 NUIBUT
110.00 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9921
MW
MVAR
MVA %I 1.0287PU -3.37 X--- LOSSES ---X X----
113.16KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
36.4 17.6 40.4
TO 9024 DUCPHO 110.00 1 -47.1 -9.9 48.1 47
0.52 1.60 4 MIETRUNG
TO 9251 TUNGHIA 110.00 1 -10.2 4.0 10.9 11
0.01 0.04 4 MIETRUNG
TO 9944 RENUBUT1 110.00 1 16.4 -4.0 16.9 17
0.01 0.02 4 MIETRUNG
TO 9945 RENUBUT2 110.00 1 4.4 -7.7 8.9 9
0.00 0.01 4 MIETRUNG
1
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
1
1
1
BUS 9931 SONHA
110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0089PU 3.65 X--- LOSSES ---X X---AREA -----X X---- ZONE -----X 9931
FROM GENERATION
8.0 3.0H 8.5 39 110.98KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
9.8 4.7 10.8
TO 9231 DAKRINH 110.00 1 -46.9 -3.1 47.0 40
0.12 0.36 4 MIETRUNG
1
TO 9231 DAKRINH 110.00 2 -46.9 -3.1 47.0 40
0.12 0.36 4 MIETRUNG
1
TO 9938 AT
2.0000 1 58.8 3.1 58.9 47 1.0000LK
0.00 -0.32 4 MIETRUNG
1
TO 9938 AT
2.0000 2 58.8 3.1 58.9 47 1.0000LK
0.00 -0.32 4 MIETRUNG
1
TO 9994 DAKBA
110.00 1 -10.7 -0.9 10.7 11
0.03 0.08 4 MIETRUNG
1
TO 9995 TRAKHUC1 110.00 1 -14.9 -0.9 15.0 15
0.04 0.09 4 MIETRUNG
1
BUS 9932 SONHA
220.00 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9932
TO
TO
TO
TO
9762 DOCSOI 220.00
9762 DOCSOI 220.00
9938 AT
2.0000 1
9938 AT
2.0000 2
9931 SONHA
9931 SONHA
9932 SONHA
9932 SONHA
110.00
110.00
220.00
220.00
MVAR
MVA %I 1.0074PU -0.50 X--- LOSSES ---X X----
221.62KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
1 58.8 -1.2 58.8 16
0.25 1.52 4 MIETRUNG
2 58.8 -1.2 58.8 16
0.25 1.52 4 MIETRUNG
-58.8 1.2 58.8 47 1.0000LK
0.02 4.58 4 MIETRUNG
-58.8 1.2 58.8 47 1.0000LK
0.02 4.58 4 MIETRUNG
BUS 9938 AT
2.0000 CKT
AREA -----X X---- ZONE -----X 9938
TO
TO
TO
TO
MW
1
2
1
2
MW
MVAR
2.0185KV
-58.8 -3.4
-58.8 -3.4
58.8 3.4
58.8 3.4
58.9
58.9
58.9
58.9
MVA %I 1.0092PU
MW MVAR
47 1.0000UN
47 1.0000UN
47 1.0000UN
47 1.0000UN
2
2
1
1
3.96 X--- LOSSES ---X X----
4 MIETRUNG
1
0.00 -0.32 4 MIETRUNG
0.00 -0.32 4 MIETRUNG
0.02 4.58 4 MIETRUNG
0.02 4.58 4 MIETRUNG
1
1
1
1
BUS 9941 QUANGPHU 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0278PU -3.48 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9941
113.06KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
13.0 6.3 14.4
TO 9944 RENUBUT1 110.00 1 -4.5 -2.4 5.1 4
0.00 0.00 4 MIETRUNG
1
TO 9945 RENUBUT2 110.00 1 -8.5 -3.9 9.4 8
0.01 0.02 4 MIETRUNG
1
BUS 9944 RENUBUT1 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0286PU -3.43 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9944
113.14KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9821 TINHPHON 110.00 1 11.9 -6.1 13.4 13
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
TO 9921 NUIBUT
110.00 1 -16.4 3.9 16.9 17
0.01 0.02 4 MIETRUNG
1
TO 9941 QUANGPHU 110.00 1 4.5 2.2 5.0 4
0.00 0.00 4 MIETRUNG
1
BUS 9945 RENUBUT2 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0291PU -3.40 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9945
113.20KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9841 BINHNGUY 110.00 1 -4.1 -11.4 12.1 12
0.04 0.09 4 MIETRUNG
1
TO 9921 NUIBUT
110.00 1 -4.4 7.7 8.9 9
0.00 0.01 4 MIETRUNG
1
TO 9941 QUANGPHU 110.00 1 8.5 3.7 9.3 8
0.01 0.02 4 MIETRUNG
1
BUS 9951 BINHCHAN 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0378PU -3.47 X--- LOSSES ---X X--- AREA -----X X---- ZONE -----X 9951
114.16KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO LOAD-PQ
22.1 10.7 24.6
TO 9761 DOCSOI 110.00 1 -29.3 -14.0 32.5 27
0.02 0.07 4 MIETRUNG
1
TO 9761 DOCSOI 110.00 2 -29.3 -14.0 32.5 27
0.02 0.07 4 MIETRUNG
1
TO 9851 NAMCHLAI 110.00 1 18.2 8.7 20.2 17
0.02 0.08 4 MIETRUNG
1
TO 9851 NAMCHLAI 110.00 2 18.2 8.7 20.2 17
0.02 0.08 4 MIETRUNG
1
BUS 9961 VINHSON4 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0581PU 0.40 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9961
FROM GENERATION
6.0 0.0H 6.0 30 116.39KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9051 HOAINHON 110.00 1 16.4 -4.6 17.0 12
0.07 0.29 4 MIETRUNG
1
TO 9971 VINHSON2 110.00 1 -10.4 4.6 11.3 8
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 9971 VINHSON2 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0575PU 0.57 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9971
FROM GENERATION
25.0 -10.0L 26.9 29 116.33KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9961 VINHSON4 110.00 1 10.4 -4.8 11.4 8
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
TO 9981 VINHSON3 110.00 1 14.6 -5.2 15.5 11
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
BUS 9980 MFTRKHUC 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 6.74 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9980
FROM GENERATION
10.0 1.1R 10.1 31 14.076KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9995 TRAKHUC1 110.00 1 10.0 1.1 10.1 45 1.0000UN
0.04 0.49 4 MIETRUNG
1
BUS 9981 VINHSON3 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0577PU 0.45 X--- LOSSES ---X X---- AREA ----X X---- ZONE -----X 9981
FROM GENERATION
0.0 0.0H 0.0 0 116.35KV
MW MVAR 4 MIETRUNG
1
TO 9971 VINHSON2 110.00 1 -14.6 5.1 15.5 11
0.01 0.03 4 MIETRUNG
1
TO 9991 NUOCLUON 110.00 1 14.6 -5.1 15.5 11
0.03 0.12 4 MIETRUNG
1
Phụ lục 4. Kết quả tính toán trào lưu công suất khi sự cố đường dây 110kV Krông
Buk – Buôn Ma Thuột năm 2017
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 7211 HOATHUAN 110 AREA CKT MW MVAR
4
104.29KV
TO LOAD-PQ
27.6 9.0 29.0
TO 7221 HOABINH 110 4 1 86.7 26.9 90.8 97
TO 7231 HB2 110 4 1 4.5 1.3 4.7 4
TO 7231 HB2 110 4 2 4.5 1.3 4.7 4
TO 9614 KRONBUK 110 4 1 -123.3 -38.5 129.1 138
MVA %I 0.9480PU -11.19 7211
BUS 7221 HOABINH 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 0.9286PU -12.71 7221
4
102.14KV
TO LOAD-PQ
65.1 21.2 68.4
TO 7211 HOATHUAN 110 4 1 -85.6 -24.4 89.0 97
TO 7261 BUONHO 110 4 1 0.0 -1.1 1.1 1
TO 7361 KRONANA 110 4 1 20.5 4.3 21.0 19
BUS 7231 HB2 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 0.9464PU -11.32 7231
4
104.11KV
TO LOAD-PQ
9.0 3.6 9.6
TO 7211 HOATHUAN 110 4 1 -4.5 -1.8 4.8 4
TO 7211 HOATHUAN 110 4 2 -4.5 -1.8 4.8 4
BUS 7251 KRANA2 110 AREA CKT MW MVAR
4
101.38KV
TO LOAD-PQ
11.3 3.7 11.9
TO 7361 KRONANA 110 4 1 -11.3 -3.7 11.9 13
MVA %I 0.9216PU -13.34 7251
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E
WED, DEC 16 2015 9:50
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 25/9/2015
SET A
BUS 7261 BUONHO 110 AREA CKT MW MVAR
4
102.23KV
TO 7221 HOABINH 110 4 1 0.0 0.0 0.0 0
MVA %I 0.9293PU -12.73 7261
BUS 7281 KRNANG 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 0.9814PU -9.25 7281
GENERATION
4
25.6 12.0H 28.3 37 107.95KV
TO 7381 EAKAR 110 4 1 25.6 12.0 28.3 22
BUS 7282 MOCAY 220 AREA CKT MW MVAR
6
220.05KV
TO LOAD-PQ
92.3 34.8 98.7
TO 7182 BEN_TRE 220 6 1 -46.2 -17.4 49.4 14
TO 7182 BEN_TRE 220 6 2 -46.2 -17.4 49.4 14
BUS 7292 GOCONG 220 AREA CKT MW
6
224.52KV
TO LOAD-PQ
83.3 31.2 89.0
TO 6822 MY_THO 220 6 1 -117.6 -38.7
TO 6822 MY_THO 220 6 2 -117.6 -38.7
TO 7182 BEN_TRE 220 6 1 75.9 23.1
TO 7182 BEN_TRE 220 6 2 75.9 23.1
MVAR
MVA %I 1.0002PU -11.88 7282
MVA %I 1.0205PU -9.72 7292
123.8 34
123.8 34
79.3 21
79.3 21
BUS 7311 AYUNPA 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 1.0497PU -4.38 7311
GENERATION
4
22.0 13.8H 26.0 62 115.47KV
TO LOAD-PQ
34.0 11.1 35.8
TO 7321 EAHLEO 110 4 1 7.6 0.7 7.7 7
TO 7321 EAHLEO 110 4 2 7.6 0.7 7.7 7
TO 7511 CHUSE 110 4 1 -32.3 2.4 32.4 27
TO 7560 DSONG3A 110 4 1 5.0 -1.1 5.1 5
BUS 7321 EAHLEO
GENERATION
TO LOAD-PQ
TO 7311 AYUNPA
TO 7311 AYUNPA
TO 7431 TDEALEO
110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 1.0454PU -4.78 7321
4
2.8 -2.0L 3.4 26 114.99KV
30.7 10.0 32.3
110 4 1 -7.6 -1.8 7.8 8
110 4 2 -7.6 -1.8 7.8 8
110 4 1 -8.0 -4.2 9.0 9
TO 9614 KRONBUK 110 4 1
-4.7
-4.2
6.3 6
BUS 7331 CUZUT 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 1.0818PU 0.04 7331
4
119.00KV
TO LOAD-PQ
57.8 18.9 60.8
TO 7021 DAKMIN 110 4 1 10.2 16.2 19.1 15
TO 7461 TDHOAPHU 110 4 1 -13.0 5.8 14.2 13
TO 9624 BUONKUOP 110 4 1 -55.1 -40.9 68.6 55
BUS 7341 KRONGPA 110 AREA CKT MW MVAR
4
114.97KV
TO LOAD-PQ
11.0 3.6 11.6
TO 7560 DSONG3A 110 4 1 -11.0 -3.6 11.6 11
BUS 7351 SONHOA 110 AREA CKT MW
4
117.09KV
TO LOAD-PQ
9.0 4.1 9.9
TO 9201 TUYHOA 110 4 1 -9.0 -4.1 9.9 9
MVAR
MVA %I 1.0451PU -4.81 7341
MVA %I 1.0644PU -1.64 7351
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E FRI, MAY 20 2016 11:54
LUOI DIEN 110-220-500 KV TOAN QUOC NAM 2017
RATING
PHU TAI CUC DAI 20/5/2016
SET A
BUS 7361 KRONANA 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 0.9254PU -13.05 7361
4
101.80KV
TO LOAD-PQ
16.3 5.3 17.2
TO 7221 HOABINH 110 4 1 -20.5 -4.4 20.9 19
TO 7251 KRANA2 110 4 1 11.3 3.4 11.8 13
TO 7371 KRONPAK 110 4 1 -7.2 -4.4 8.4 9
TO 7986 AT 2.00 4 1 0.0 0.0 0.0 0 1.0000LK
BUS 7371 KRONPAK 110 AREA CKT MW MVAR
4
102.48KV
TO LOAD-PQ
30.2 9.9 31.8
TO 7361 KRONANA 110 4 1 7.2 3.7 8.1 9
TO 7381 EAKAR 110 4 1 -37.4 -13.6 39.8 43
BUS 7381 EAKAR 110 AREA CKT MW
4
105.57KV
TO LOAD-PQ
45.8 14.9 48.2
TO 7281 KRNANG 110 4 1 -25.4 -12.2
TO 7371 KRONPAK 110 4 1 38.0 14.4
TO 7451 KRONANG 110 4 1 -58.5 -17.1
MVAR
MVA %I 0.9317PU -12.73 7371
MVA %I 0.9597PU -10.83 7381
28.1 23
40.7 43
60.9 64
BUS 7391 EATAM 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 1.0866PU 0.12 7391
GENERATION
4
30.0 8.6L 31.2 71 119.53KV
TO LOAD-PQ
49.1 16.0 51.6
TO 7721 HOAPHU 110 4 1 -19.1 -7.4 20.4 15
