ính toán phân tích hiện trạng lưới điện trung áp huyện phù yên tỉnh sơn la và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của xuất tuyến 371 trạm biến áp e17 5

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGHÀNH: HỆ THỐNG ĐIỆN TÍNH TỐN PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN LA VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA XUẤT TUYẾN 371 TRẠM BIẾN ÁP E17.5 PHẠM MINH QUÂN Hà Nội – 2016 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGHÀNH: HỆ THỐNG ĐIỆN TÍNH TỐN PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN LA VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA XUẤT TUYẾN 371 TRẠM BIẾN ÁP E17.5 PHẠM MINH QUÂN NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC GS.TS LÃ VĂN ÚT Hà Nội –2016 LỜI CAM ĐOAN Tơi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu thạc sĩ riêng Các số liệu kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực chưa công bố văn luận văn khác Tôi xin cam đoan rằng, giúp đỡ cho việc thực luận văn cảm ơn thông tin trích dẫn luận văn rõ nguồn gốc Hà Nội, ngày tháng năm 2016 Người cam đoan Phạm Minh Quân LỜI CẢM ƠN Sau thời gian thực miệt mài, vượt qua nhiều khó khăn đến tơi hồn thành đề tài luận văn “Tính tốn phân tích trạng lưới điện trung áp huyện Phù Yên tỉnh Sơn La đánh giá độ tin cậy CCĐ xuất tuyến 371 TBA E17.5” Trong thời gian thực đề tài nhận nhiều quan tâm giúp đỡ quý báu từ thầy cô giáo, bạn bè, đồng nghiệp, cá nhân, tổ chức ngồi trường Tơi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo GS.TS Lã Văn Út, môn Hệ thống điện trường đại học Bách Khoa Hà Nội tận tình hướng dẫn, giúp đỡ tơi thực hồn thành luận văn Tôi xin trân trọng cảm ơn tới quý công ty điện lực huyện Phù Yên, tỉnh Sơn La giúp đỡ tạo điều kiện thuận lợi cho tơi q trình tìm hiểu số liệu thực tế, nghiên cứu hoàn thành luận văn Cuối cùng, tơi xin cảm ơn tới gia đình, bạn bè, đồng nghiệp động viên giúp đỡ suốt trình học tập, nghiên cứu hồn thành luận văn Xin trân trọng cảm ơn! Tác giả NỘI DUNG LỜI CAM ĐOAN .1 DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU DANH MỤC BẢNG SỐ LIỆU DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ .7 MỞ ĐẦU .8 CHƯƠNG GIỚI THIỆU LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP HUYỆN PHÙ N TỈNH SƠN LA, TÍNH TỐN PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG 10 1.1 ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN, KINH TẾ XÃ HỘI HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN LA 10 1.1.1 Vị trí địa lý 10 1.1.2 Kinh tế - Xã hội 10 1.2 ĐẶC ĐIỂM LĐTA HUYỆN PHÙ YÊN, TỈNH SƠN LA 12 1.2.1 Đặc điểm hệ thống LĐTA cấp từ trạm 110kV E17.5 .12 1.2.2 Thống kê cố lưới điện trung áp 16 1.3 TÍNH TỐN PHÂN BỐ DỊNG ÁP LĐTA NGĂN 371 TRẠM E17.5 17 1.3.1 Đặt vấn đề phân tích LĐTA trạng chế độ sau cố 17 1.3.2 Ứng dụng phần mềm PSS/Adept 5.0 để tính tốn chế độ 18 1.3.3 Tính tốn chế độ trạng LĐTA 18 1.3.4 Tính tốn chế độ LĐPP sau xảy cố, có xét NDP lân cận 24 1.4 LUẬN CHƯƠNG 28 CHƯƠNG TỔNG QUAN ĐỘ TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 29 2.1 KHÁI NIỆM CHUNG VỀ ĐTC CỦA HTCCĐ 29 2.1.1 Hệ thống điện phần tử 29 2.1.2 Độ tin cậy phần tử điện hệ thống CCĐ 29 2.1.3 Các tiêu đánh giá độ tin cậy hệ thống CCĐ 30 2.2 CÁC BIỆN PHÁP NÂNG CAO ĐTC CỦA HTCCĐ 32 2.2.1 Đặc điểm hệ thống điện mặt độ tin cậy 32 2.2.2 Các biện pháp chung nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 32 2.2.3 Các biện pháp thực để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 33 2.3 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐTCCCĐ 35 2.3.1 Phương pháp đồ thị - giải tích 35 2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái 35 2.3.3 Phương pháp hỏng hóc .36 2.3.4 Phương pháp mô Monte Carlo 36 2.4 KẾT LUẬN CHƯƠNG 36 CHƯƠNG PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY CCĐ CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI 38 3.1 ĐẶT VẤN ĐỀ 38 3.2 MƠ HÌNH BÁI TỐN VÀ CƠ SỞ PHƯƠNG PHÁP TÍNH 38 3.2.1 Mơ tả toán 38 3.2.2 Mơ hình nguồn phụ tải 39 3.2.3 Mơ hình sơ đồ lưới điện theo khu vực .41 3.2.4 Các ma trận cấu trúc 43 3.3 TÍNH TỐN CÁC CHỈ TIÊU ĐTC 47 3.3.1 Lưới điện hình tia khơng NDP 47 3.3.2 Lưới điện hình tia có NDP 48 3.3.3 Tính tốn thời gian ngừng điện cơng tác (để bảo dưỡng, sửa chữa) 49 3.4 XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ĐTC THEO PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ GIẢI TÍCH 50 3.4.1 Nội dung u cầu tính tốn 50 3.4.2 Giới hạn chương trình luận văn 50 3.4.3 Sơ đồ khối chương trình 51 3.4.4 Sơ đồ thuật toán chương trình (tương ứng khối 3) 52 3.4.5 Ví dụ tính tốn ĐTC CCĐ chương trình Reliab .54 3.5 KẾT LUẬN CHƯƠNG 64 CHƯƠNG SỬ DỤNG CHƯƠNG TRÌNH RELIAB TỐN TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY CCĐ LỘ 371 E7.5 HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN LA 65 4.1 NỘI DUNG TÍNH TỐN 65 4.2 PHÂN CHIA KHU VỰC VÀ THIẾT LẬP CÁC DỮ LIỆU ĐẦU 66 4.3 CÁC MA TRẬN CẤU TRÚC 67 4.4 CÁC SỐ LIỆU KHÁC 70 4.4.1 Công suất phụ tải khu vực 70 4.4.2 Cường độ hỏng hóc λi tính cho khu vực 71 4.4.3 Thời gian phục hồi cố 71 4.4.4 SỐ LẦN NGỪNG ĐIỆN CƠNG TÁC (BẢO TRÌ, KIỂM TRA) NCT, THỜI GIAN NGỪNG ĐIỆN CÔNG TÁC MỖI LẦN TCT/LẦN 71 4.4.5 Thời gian cách li cố rCL 71 4.5 TÍNH TỐN ĐTC XÉT VỚI CÁC ĐIỀU KIỆN KHÁC NHAU .73 4.5.1 Tính tốn ĐTCCCĐ khơng xét NDP 73 4.5.2 Tính tốn ĐTCCCĐ có xét NDP .77 4.6 KẾT LUẬN CHƯƠNG 82 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI .83 TÀI LIỆU THAM KHẢO 85 PHỤ LỤC TỔNG HỢP KẾT QUẢ TÍNH TỐN NGĂN LỘ 317 E17.5 86 DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU LĐPP : Lưới điện phân phối LĐTA : Lưới điện trung áp NDP : Nguồn dự phòng HTĐ : Hệ thống điện CCĐ : Cung cấp điện HTCCĐ : Hệ thống cung cấp điện TBPĐ : Thiết bị phân đoạn ĐTC : Độ tin cậy MC : Máy cắt DCL : Dao cách ly NMĐ : Nhà Máy điện TBA : Trạm biến áp NĐCT : Ngừng điện công tác DANH MỤC BẢNG SỐ LIỆU Bảng Thống kê suất cố trạm 110kV E17.5 (2014-2015) 16 Bảng Dữ liệu thông số phụ tải ngăn lộ 20 Bảng Dữ liệu thông số đường dây 21 Bảng Bảng t ng hợp thơng số đầu vào để tính ĐTCCCĐ ngăn 371 E17.5 72 Bảng Bảng t ng hợp kết tính phân bố dịng áp ngăn lộ 371 E17.5 phần mềm PSS/Adept 5.0 86 Bảng Kết tính phân bố dịng áp ngăn lộ 371 E17.5 sau cố cấp nguồn từ trạm Mộc Châu E17.1 90 Bảng Kết tính phân bố dịng áp ngăn lộ 371 E17.5 sau cố cấp nguồn từ Xã Bắc Yên 92 Bảng Bảng t ng hợp kết tính ĐTCCCĐ khơng xét NDP ngăn lộ 371E17.5 94 Bảng Bảng t ng hợp kết tính ĐTCCCĐ có xét NDP ngăn lộ 371E17.5 95 DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ Hình Sơ đồ nguyên l lưới điện khu vực 220-110kV tỉnh Sơn La đến năm 2020 13 Hình Sơ đồ vận hành lưới điện Huyện Yên Phù tỉnh Sơn La (tháng /2015) 15 Hình Sơ đồ vận hành ngăn 371 E17.5 Huyện Phù Yên Tỉnh Sơn La 19 Hình Mơ LĐPP ngăn lộ 371 E17.5 PSS/Adept 5.0 23 Hình Trường hợp LĐPP bị cố cấp nguồn từ Mộc Châu E17.1 25 Hình Trường hợp LĐPP bị cố cấp từ nguồn Xã Bắc Yên 27 Hình Sơ đồ cấu trúc HTCCĐ hình tia 39 Hình Đồ thị phụ tải khu vực 40 Hình Sơ đồ phân chia theo khu vực lưới CCĐ nghiên cứu ĐTCCCĐ 42 Hình 10 Sơ đồ phân chia khu vực để tính tốn ĐTCCCĐ 42 Hình 11 Sơ đồ khu vực không xét NDP 47 Hình 12 Sơ đồ khối minh họa xây dựng tính tốn ĐTCCCĐ máy tính 51 Hình 13 Sơ đồ thuật tốn chương trình 53 Hình 14 Sơ đồ HTCCĐ minh họa 54 Hình 15 Sơ đồ phân chia khu vực ngăn lộ 371 E17.5 để tính tốn ĐTCCCĐ 66 Hình Sơ đồ khu vực không xét NDP ngăn lộ 371 E17.5 73 MỞ ĐẦU Lý do, mục đích, đối tượng nghiên cứu phạm vi áp dụng a Lý nghiên cứu đề tài Sự phát triển kinh tế quốc dân, đưa đến tốc độ cơng nghiệp hóa tăng nhanh chóng, ngày địi hỏi nhiều lượng điện Điều đặt cho hệ thống cung cấp nhiệm vụ khó khăn vừa phải thỏa mãn lượng điện tiêu thụ, vừa phải đảm bảo tiêu chuẩn chất lượng điện pháp định độ tin cậy hợp lý Hệ thống điện phải phát triển tối ưu vận hành với hiệu kinh tế cao Đó nhiệm vụ khó khăn, việc nâng cao độ tin cậy lưới phân phối có ảnh hưởng đáng kể lượng điện tiêu kinh tế toàn hệ thống CCĐ Độ tin cậy CCĐ tiêu quan trọng đánh giá chất lượng điện Rõ ràng tiêu điện áp, tần số đảm bảo điện khơng cấp liên tục hệ thống điện không đem lại hiệu mà đem lại thiệt hại lớn cho kinh tế quốc dân Chính vấn đề độ tin cậy CCĐ phải xét đến giai đoạn thiết kế vận hành phải áp dụng nhiều biện pháp để giải vấn đề Với lý trên, luận văn mong muốn đóng góp phần nhỏ tìm tịi nghiên cứu vào việc tính độ tin cậy CCĐ, xác định tiêu độ tin cậy cho hộ phụ tải b Mục đích, đối tượng nghiên cứu đề tài Trong hệ thống CCĐ nay, có loại lưới điện lưới phân phối (LĐPP) lưới truyền tải (LTT) Tại LTT xu hướng nghiên cứu ổn định điện áp, tần số LTT giảm tổn thất tổn thất điện áp, công suất LTT đáng kể Bù lại LTT có tin cậy cao thường vận hành kín LĐPP ngồi tổn thất lưới, sơ đồ lưới phức tạp, chủ yếu hình tia, lưới kín vận hành hở, nên độ tin cậy thấp c Phạm vi áp dụng đề tài Kết nghiên cứu nhằm áp dụng thực tế lưới phân phối điện trung gian (35kV) Việt Nam nay, từ kết ta đánh giá tìm phương án vận hành tối ưu LĐPP Phạm vi áp dụng cụ thể LĐPP ngăn lộ 371 E17.5 Huyện Phù Yên tỉnh Sơn La Tóm tắt đọng nội dung đóng góp Tng khu vuc 69.94 h/nam; (ASAI = 99.20 %) Tng khu vuc 81.80 h/nam; (ASAI = 99.07 %) Tng khu vuc 10 94.20 h/nam; (ASAI = 98.92 %) Tng khu vuc 11 80.18 h/nam; (ASAI = 99.08 %) Tng khu vuc 12 95.10 h/nam; (ASAI = 98.91 %) Tng khu vuc 13 69.83 h/nam; (ASAI = 99.20 %) Tng khu vuc 14 78.89 h/nam; (ASAI = 99.10 %) Tng khu vuc 15 68.23 h/nam; (ASAI = 99.22 %) Tng khu vuc 16 77.35 h/nam; (ASAI = 99.12 %) Tng khu vuc 17 70.87 h/nam; (ASAI = 99.19 %) Tng tong: 1339.135 h *Dien nang bi mat cac khu vuc: Emat khu vuc 800.06 MWh/nam Emat khu vuc 0.00 MWh/nam Emat khu vuc 2594.50 MWh/nam Emat khu vuc 1330.01 MWh/nam Emat khu vuc 230.17 MWh/nam Emat khu vuc 581.37 MWh/nam Emat khu vuc 388.60 MWh/nam Emat khu vuc 699.38 MWh/nam Emat khu vuc 297.74 MWh/nam Emat khu vuc 10 440.84 MWh/nam Emat khu vuc 11 364.81 MWh/nam Emat khu vuc 12 446.98 MWh/nam Emat khu vuc 13 327.52 MWh/nam Emat khu vuc 14 119.12 MWh/nam Emat khu vuc 15 128.95 MWh/nam Emat khu vuc 16 407.61 MWh/nam Emat khu vuc 17 502.49 MWh/nam Emat tong: 9660.16 MWh/nam *System average interruption duration index (SAIDI): 77.14 *Average service availability index (ASAI): h/nam 99.12 % Các kết tổng kết gồm thời gian điện cố, thời gian điện công tác, thời gian đất, điện bị tiêu độ sẵn sàng CCĐ cho bảng (trang 95) Nhận xét: - So với kết tính tốn không sử dụng khả NDP, ĐTC cung cấp trường hợp tăng lên đáng kể : ASAI=99,1% so với 98,8% Tuy nhiên, so với chuẩn yêu cầu 99,7% thấp 81 - Các khu vực cải thiện nhiều khu vực 15, 16, 17 8, 9, 10, 11, 12, 13 khu vực gần NDP - Điện bị cung cấp tổng cộng toàn lưới giảm đáng kể: cịn 9660.2 MWh/năm so với 11342.3 MWh/năm (khi khơng có NDP) 4.6 KẾT LUẬN CHƯƠNG Chương trình tính tốn RELIAB thiết lập tỏ hiệu để tính tốn ĐTC CCĐ cho LĐPP xét tới NDP Kết tính tốn tiêu ĐTC CCĐ cho phụ tải cung cấp từ lộ 371 E37.5 huyện Phú Yên, tỉnh Sơ La cho thấy ĐTC thấp so với yêu cầu Một số khu vực xa nguồn có ĐTC thấp Việc sử dụng khả cung cấp hỗ trợ từ lộ bên cạnh NDP có hiệu đáng kể để nâng cao ĐTC CCĐ, đặc biệt cho số khu vực xa nguồn Đây ưu điểm cần tận dụng sơ đồ lưới kín vận hành hở LĐPP 82 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI Đề tài nghiên cứu “Tính tốn phân tích trạng lưới điện trung áp huyện Phù Yên tỉnh Sơn La đánh giá độ tin cậy CCĐ xuất tuyến 371 TBA E17.5” thực nhằm mục đích nghiên cứu vấn đề liên quan đến: Đánh giá tiêu ĐTCCCĐ LĐTA Việt Nam Qua phân tích đánh giá, thấy Việt Nam, số liệu thống kê độ tin cậy CCĐ chưa đầy đủ Hiện đưa suất cố đường dây TBA; Trong công tác kiểm tra, thiết kế lưới điện, ĐTC CCĐ cho khách hàng chưa xét cách đầy đủ, chưa có biện pháp cụ thể hay đề xuất lộ trình cho việc tăng cường độ tin cậy Mơ hình hệ thống CCĐ theo khu vực thích hợp với lưới điện trung áp để xây dựng phương pháp tính tốn ĐTCCCĐ Trên sở thiết lập ma trận cấu trúc ma trận ảnh hưởng TBPĐ tính tốn tiêu ĐTCCCĐ thơng qua quan hệ giải tích Trên sở phân chia hộ phụ tải theo khu vực thiết lập ma trận liên kết, đề tài khai thác phương pháp đồ thị giải tích, đưa loạt ma trận cấu trúc nhằm phát triển mơ hình, phương pháp tính tốn ĐTC cho LĐPP có xét đến đặc điểm: Cấu trúc kín vận hành hở, có nhiều NDP, ảnh hưởng khác TBPĐ Dựa mơ hình, phương pháp, thuật tốn, đề tài xây dựng chương trình tính tốn ĐTCCCĐ lưới điện trung áp xét đến hiệu TBPĐ Trên sở chương trình tính tốn ĐTC, đề tài tính tốn ứng dụng cho lưới điện có cấu hình cụ thể Kết tính tốn lưới điện cụ thể cho tuyến lộ thuộc khu vực huyện Yên Phù tỉnh Sơn La cho thấy ĐTC không thấp (99,1%) nhiên điện bị năm tương đối lớn xét đến NDP ĐTC tăng lên rõ rệt, đảm bảo yêu cầu Những công việc cần triển khai tiếp tục sau đề tài: Việc nghiên cứu phương pháp đánh giá ĐTC luận văn (xét đến hiệu TBPĐ NDP) bước đầu Thực tế để đầu tư thêm NDP nâng cấp TBPĐ phụ thuộc vào hiệu kinh tế Cần so sánh chi phí đầu tư với hiệu giảm thiệt hại điện để định phương án Việc lựa chọn tối ưu cho vị trí đặt TBPĐ cho có hiệu việc cần quan tâm 83 Xây dựng hệ thống thống kê số độ tin cậy CCĐ nhằm đáp ứng yêu cầu phân tích cố lưới điện phân tích tổn thất từ phía khách hàng điện Tiêu chuẩn cho thiết kế lưới điện cơng tác tính tốn lưới điện Trong thời gian ngắn với lượng kiến thức hạn chế khơng thể tránh khỏi thiếu sót mong góp ý thầy giáo Em xin chân thành cảm ơn! 84 TÀI LIỆU THAM KHẢO TIẾNG VIỆT [1] Lã Văn Út, Nguyễn Đức Hạnh: Đánh giá độ tin cậy CCĐ lưới điện trung áp giai đoạn quy hoạch, thiết kế Tạp chí Khoa học Công nghệ trường Đại học Kỹ thuật, số 80/2011, trang 84-90 [2] Trần Bách (2004), Lưới điện hệ thống điện, tập I, II, III, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [3] Bản dịch (1981), Những phương pháp toán học lý thuyết độ tin cậy, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [4] Đặng Ngọc Dinh, Trần Bách, Ngô Hồng Quang, Trịnh Hùng Thám (1981), Hệ thống điện, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [5] Viện Năng lượng (2009), Quy hoạch phát triển điện lực TP.Hà Nội giai đoạn 2010-2015-2020, Hà Nội [6] Công ty điện lực Huyện Phù Yên, tỉnh Sơn La, Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Báo cáo công tác quản lý kỹ thuật năm 2010 TIẾNG ANH [7] Billinton, R and Li, W (1994), Reliability Assessment of Electric Power Systems Using Monte Carlo Methods, Plenum Press edition, in English [8] In-Su Bae, Jin O Kim (2007), Reliability Evaluation of distributed Generation Based on Operation Mode, IEEE Trans on Power systerms, vol.22, no pp 785-790 [9] In-Su Bae, Jin O Kim (2008), Reliability Evaluation of Customers in Microgrid, IEEE Trans On Power systerms, vol.23, no pp 1416-1422 [10] R.Billinton and R.N.Allan (1996), Reliability Evaluation of Power Systems, Plenum Press edition, in New York [11] Roy Billinton and S.Jonnavithula (1996), Optimal swiching device placement in radial distribution systems, IEEE Trans on Power Delivery, vol.11, no3, pp.16461651 85 PHỤ LỤC TỔNG HỢP KẾT QUẢ TÍNH TỐN NGĂN LỘ 317 E17.5 Bảng Bảng t ng hợp kết tính phân bố dịng áp ngăn lộ 371 E17.5 phần mềm PSS/Adept 5.0 I(a) Name 1st Node Line1 TC Line7 Line11 17 Ban_Khoa Line8 2nd Node I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Phase Library Ref ABC AC70 28.57 28.57 28.57 34.99 34.99 34.99 17 ABC AC70 19.71 19.71 19.71 34.98 34.98 17/3 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.98 34.98 17/3 NODE18 ABC TRANS 4.38 4.38 4.38 7.05 17 22B ABC AC70 18.86 18.86 18.86 Line12 22B 22B/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 Tran5 22B/1 NODE16 ABC TRANS 4.37 4.37 Line9 22B 33 ABC AC70 18.17 18.17 Line10 33 33/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist P Q P Q 35 1,728 109 -2 0.3000 34.98 35 1,167 -265 -10 1.4500 34.98 35 48 -1 -26 4.3500 7.05 7.05 48 25 4.3500 34.95 34.95 34.95 35 1,118 -254 -19 3.7500 34.95 34.95 34.95 35 48 25 0 3.7900 4.37 7.04 7.04 7.04 -48 -25 3.7900 18.17 34.95 34.95 34.95 35 1,069 -260 0 3.7800 34.95 34.95 34.95 35 48 25 0 3.8100 Tran6 33/1 NODE21 ABC TRANS 4.37 4.37 4.37 7.04 7.04 7.04 -48 -25 3.8100 Line13 33 34A ABC AC70 17.50 17.50 17.50 34.95 34.95 34.95 35 1,020 -284 0 3.8100 Line14 34A 34A/1 ABC AC50 2.10 2.10 2.10 34.95 34.95 34.95 35 110 64 0 3.8300 Tran10 34A/1 NODE27 ABC 250 10.23 10.23 10.23 6.78 6.78 6.78 -110 -64 12 3.8300 Line15 34A 50 ABC AC70 15.97 15.97 15.97 34.93 34.93 34.93 35 910 -347 -22 6.4200 Line17 50 371-7/58 ABC AC70 15.29 15.29 15.29 34.92 34.92 34.92 35 861 -349 -12 7.8200 Line18 371-7/58 58/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.92 34.92 34.92 35 48 25 0 7.8300 Tran9 58/1 NODE31 ABC TRANS 4.36 4.36 4.36 7.04 7.04 7.04 -48 -25 7.8300 Line19 371-7/58 67 ABC AC70 14.64 14.64 14.64 34.91 34.91 34.91 35 813 -362 -10 8.9500 0.90 0.90 Line20 67 67/2 ABC AC50 0.90 34.91 34.91 34.91 35 48 24 -1 9.0400 Tran7 67/2 NODE33 ABC TRANS 4.36 4.36 4.36 7.04 7.04 7.04 48 25 9.0400 Line29 67 79 ABC AC70 13.98 13.98 13.98 34.90 34.90 34.90 35 764 -377 -15 10.6500 Line28 79 79/26 ABC AC70 2.84 2.84 2.84 34.90 34.90 34.90 35 121 -164 -43 15.6000 Line24 79/26 79/26/1 ABC AC50 1.03 1.03 1.03 34.90 34.90 34.90 35 61 11 -3 15.9300 86 I(a) Name 1st Node 2nd Node Phase I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Library Ref Total Branch Power P Line30 79/26/1 79/26/1/1 ABC AC50 0.67 0.67 0.67 Tran12 79/26/1/1 NODE45 ABC USER 3.27 3.27 3.27 7.03 7.03 Line25 79/26/1 79/26/13 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.90 34.90 Tran11 79/26/13 NODE46 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 Line23 79/26 79/40 ABC AC70 1.97 1.97 1.97 34.90 34.90 34.90 35 34.90 34.90 34.90 35 34.90 34.90 34.90 Total Losses Q Total Dist P 35 36 17 7.03 36 19 34.90 35 25 -3 25 12 -61 132 -25 Q -1 16.0800 16.0800 -16 17.7000 0 17.7000 -30 19.0000 83 -95 29.8500 Line21 79/40 79/40/5 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 Tran13 79/40/5 NODE39 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 -25 -12 0 29.8500 Line22 79/40 79/66 ABC AC70 0.67 0.67 0.67 34.90 34.90 34.90 35 36 -20 -38 23.3600 Tran14 79/66 NODE43 ABC USER 3.27 3.27 3.27 7.03 7.03 7.03 36 19 23.3600 Line31 79 85 ABC AC70 11.06 11.06 11.06 34.90 34.90 34.90 35 642 -198 -11 11.9700 34.90 34.90 34.90 35 48 24 0 12.0200 Line34 85 85/3 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 Tran16 85/3 NODE53 ABC TRANS 4.36 4.36 4.36 7.03 7.03 7.03 48 25 12.0200 Line26 85 97 ABC AC70 10.34 10.34 10.34 34.90 34.90 34.90 35 594 -211 -16 13.8700 Line35 97 103 ABC AC70 9.77 9.77 9.77 34.89 34.89 34.89 35 558 -213 -18 15.9100 Line36 103 103/3 ABC AC70 2.83 2.83 2.83 34.89 34.89 34.89 35 154 -84 -9 16.9800 Line37 103/3 103/3/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 11 -1 17.0900 Tran18 103/3/1 NODE57 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 -25 -12 0 17.0900 Line38 103/3 103/8 ABC AC70 2.42 2.42 2.42 34.89 34.89 34.89 35 129 -86 -17 18.9700 Line39 103/8 103/18/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 12 0 19.0100 Tran25 103/18/1 NODE64 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 25 12 0 19.0100 Line40 103/8 103/41 ABC AC70 2.19 2.19 2.19 34.89 34.89 34.89 35 105 -81 0 18.9900 Line41 103/41 103/41/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 12 0 19.0250 Tran20 103/41/1 NODE66 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 25 12 0 19.0250 Line42 103/41 103/67 ABC AC70 1.55 1.55 1.55 34.89 34.89 34.89 35 80 -93 -44 23.9900 Line43 103/67 103/67/4 ABC AC50 0.69 0.69 0.69 34.89 34.89 34.89 35 40 -18 -6 24.7300 Line44 103/67/4 103/67/22 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.89 34.89 34.89 35 15 -23 -30 28.2100 Tran21 103/67/22 NODE68 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.10 7.10 7.10 15 0 28.2100 34.89 34.89 34.89 35 25 12 -1 24.8150 Line45 103/67/4 103/67/4/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 Tran22 103/67/4/1 NODE70 ABC 50 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 -25 -12 0 24.8150 Line46 103/67 103/89 ABC AC70 0.70 0.70 0.70 34.88 34.88 34.88 35 40 -31 -45 29.0900 87 I(a) Name Phase I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Library Ref Total Branch Power Total Losses Total Dist 1st Node 2nd Node Line47 103/89 103/89/5 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.88 34.88 34.88 35 15 -5 29.6500 Tran23 103/89/5 NODE74 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.10 7.10 7.10 -15 -8 0 29.6500 0.45 0.45 P Q P Q Line48 103/89 103/91 ABC AC70 0.45 34.88 34.88 34.88 35 25 11 -1 29.2400 Tran24 103/91 NODE72 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 -25 -12 0 29.2400 Line49 103 104 ABC AC70 6.91 6.91 6.91 34.89 34.89 34.89 35 404 -111 -5 16.4580 Line50 104 104/2 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 11 -1 16.5580 104/2 NODE92 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 25 12 0 16.5580 Line51 104 116 ABC AC70 6.51 6.51 6.51 34.88 34.88 34.88 35 379 -117 -12 17.8350 Line52 116 116/2 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.88 34.88 34.88 35 48 24 -1 17.9350 Tran27 116/2 NODE94 ABC USER 4.36 4.36 4.36 7.03 7.03 7.03 48 25 17.9350 Line80 116 127 ABC AC70 5.79 5.79 5.79 34.88 34.88 34.88 35 331 -129 -16 19.6350 Line55 127 127/2 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.88 34.88 34.88 35 25 11 -1 19.7650 Tran28 127/2 NODE96 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 25 12 0 19.7650 Line56 127 141 ABC AC70 5.34 5.34 5.34 34.87 34.87 34.87 35 306 -125 -23 22.2350 Line57 141 141/3 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.87 34.87 34.87 35 25 -5 22.7850 Tran29 141/3 NODE98 ABC USER 2.22 2.22 2.22 7.09 7.09 7.09 25 12 0 22.7850 Line58 141 159 ABC AC70 4.86 4.86 4.86 34.86 34.86 34.86 35 282 -109 -27 25.3450 Line59 159 159/1 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.86 34.86 34.86 35 15 0 25.3850 Tran30 159/1 NODE100 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 15 0 25.3850 Line60 159 174 ABC AC70 4.52 4.52 4.52 34.85 34.85 34.85 35 266 -90 -30 28.8050 Line61 174 174/1 ABC AC50 0.68 0.68 0.68 34.85 34.85 34.85 35 37 18 0 28.8550 Tran31 174/1 NODE102 ABC USER 3.31 3.31 3.31 7.09 7.09 7.09 37 18 28.8550 3.99 3.99 Line62 174 190 ABC AC70 3.99 34.85 34.85 34.85 35 229 -77 -3 29.1050 Line63 190 190/4 ABC AC50 1.51 1.51 1.51 34.85 34.85 34.85 35 79 43 -3 29.4050 Tran32 190/4 NODE104 ABC USER 7.33 7.33 7.33 6.76 6.76 6.76 79 46 29.4050 Line64 190 204 ABC AC70 2.85 2.85 2.85 34.85 34.85 34.85 35 151 -118 -34 33.0050 Line65 204 204/2 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.85 34.85 34.85 35 15 -1 33.1050 Tran40 204/2 NODE121 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 15 0 33.1050 Line66 204 222 ABC AC70 2.50 2.50 2.50 34.84 34.84 34.84 35 135 -90 -23 35.6050 Line67 222 222/1 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 -1 35.7050 88 I(a) Name Phase I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Library Ref Total Branch Power Total Losses Total Dist 1st Node 2nd Node Tran33 222/1 NODE106 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 15 0 35.7050 Line68 222 230 ABC AC70 2.26 2.26 2.26 34.84 34.84 34.84 35 120 -75 -10 36.7050 P Q P Q Line69 230 230/9 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 -5 -12 38.1050 Tran34 230/9 NODE108 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 15 0 38.1050 Line70 230 240 ABC AC70 1.89 1.89 1.89 34.84 34.84 34.84 35 104 -60 -15 38.4050 Line71 240 240/2 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.84 34.84 34.84 35 24 11 -1 38.5050 Tran35 240/2 NODE110 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.09 7.09 7.09 24 12 0 38.5050 Line72 240 254 ABC AC70 1.47 1.47 1.47 34.84 34.84 34.84 35 80 -57 -18 40.4550 Line73 254 254/2 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 -1 40.5850 Tran36 254/2 NODE112 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 15 0 40.5850 Line74 254 280 ABC AC70 1.11 1.11 1.11 34.84 34.84 34.84 35 64 -45 -27 43.5450 Line75 280 280/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.84 34.84 34.84 35 24 12 0 43.5950 Tran37 280/1 NODE114 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.09 7.09 7.09 24 12 0 43.5950 Line76 280 303 ABC AC70 0.67 0.67 0.67 34.84 34.84 34.84 35 40 -30 -36 47.6450 Line77 303 303/4 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.84 34.84 34.84 35 24 -3 47.9700 Tran38 303/4 NODE116 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.09 7.09 7.09 24 12 0 47.9700 34.84 34.84 34.84 35 15 -4 -11 48.9450 Line81 303 309/1 ABC AC70 0.29 0.29 0.29 Tran41 309/1 NODE118 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 15 0 48.9450 Line27 97 97/1 ABC AC50 0.67 0.67 0.67 34.90 34.90 34.90 35 36 18 0 13.9200 Tran17 97/1 NODE55 ABC TRANS 3.27 3.27 3.27 7.03 7.03 7.03 36 19 13.9200 Line16 50 50/2 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.93 34.93 34.93 35 48 24 -1 6.5200 Tran8 50/2 NODE29 ABC TRANS 4.37 4.37 4.37 7.04 7.04 7.04 48 25 6.5200 Line6 8/4 ABC AC50 11.17 11.17 11.17 34.99 34.99 34.99 35 -561 -376 -3 0.6500 Line5 8/4 8/12 ABC AC50 10.36 10.36 10.36 34.98 34.98 34.98 35 -512 -355 -9 1.6800 Line3 8/12 8/12/3 ABC AC50 6.57 6.57 6.57 34.98 34.98 34.98 35 319 236 -2 1.8800 Tran2 8/12/3 NODE11 ABC 1000 31.92 31.92 31.92 6.02 6.02 6.02 319 238 19 93 1.8800 Line4 8/12 8/15 ABC AC50 3.83 3.83 3.83 34.98 34.98 34.98 35 -193 -127 -2 1.8800 Tran3 8/15 NODE9 ABC USER 18.65 18.65 18.65 6.47 6.47 6.47 193 129 38 1.8800 0.6700 Line2 8/4 8/4/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.99 34.99 34.99 35 48 25 Tran1 8/4/1 NODE2 ABC TRANS 4.38 4.38 4.38 7.05 7.05 7.05 48 25 38.1 Total System Losses: 89 -708.55 0.6700 Bảng Kết tính phân bố dịng áp ngăn lộ 371 E17.5 sau cố cấp nguồn từ trạm Mộc Châu E17.1 I(a) Name 1st Node Line1 TC Line55 2nd Node I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist Phase Library Ref 127 ABC USER 5.52 5.52 5.52 33.78 33.78 33.78 34 -303 118 -8 1.0000 127 127/2 ABC AC50 0.43 0.43 0.43 33.78 33.78 33.78 34 23 10 -1 1.1300 Tran28 127/2 NODE96 ABC USER 2.09 2.09 2.09 6.87 6.87 6.87 23 11 0 1.1300 Line56 127 141 ABC AC70 5.09 5.09 5.09 33.77 33.77 33.77 34 281 -120 -21 3.6000 Line57 141 141/3 ABC AC50 0.43 0.43 0.43 33.77 33.77 33.77 34 23 -5 4.1500 Tran29 141/3 NODE98 ABC USER 2.10 2.10 2.10 6.87 6.87 6.87 23 11 0 4.1500 Line58 141 159 ABC AC70 4.62 4.62 4.62 33.76 33.76 33.76 34 258 -106 -25 6.7100 Line59 159 159/1 ABC AC50 0.27 0.27 0.27 33.76 33.76 33.76 34 14 0 6.7500 Tran30 159/1 NODE100 ABC USER 1.32 1.32 1.32 6.87 6.87 6.87 14 0 6.7500 Line60 159 174 ABC AC70 4.29 4.29 4.29 33.75 33.75 33.75 34 244 -87 -28 10.1700 Line61 174 174/1 ABC AC50 0.64 0.64 0.64 33.75 33.75 33.75 34 34 16 0 10.2200 Tran31 174/1 NODE102 ABC USER 3.14 3.14 3.14 6.87 6.87 6.87 34 17 10.2200 Line62 174 190 ABC AC70 3.81 3.81 3.81 33.75 33.75 33.75 34 210 -75 -2 10.4700 Line63 190 190/4 ABC AC50 1.42 1.42 1.42 33.75 33.75 33.75 34 72 39 -2 10.7700 6.91 6.91 P Q P Q Tran32 190/4 NODE104 ABC USER 6.91 6.56 6.56 6.56 72 42 10.7700 Line64 190 204 ABC AC70 2.73 2.73 2.73 33.75 33.75 33.75 34 138 -112 -32 14.3700 33.75 33.75 33.75 34 14 -1 14.4700 Line65 204 204/2 ABC AC50 0.27 0.27 0.27 Tran40 204/2 NODE121 ABC USER 1.32 1.32 1.32 6.87 6.87 6.87 14 0 14.4700 Line66 204 222 ABC AC70 2.40 2.40 2.40 33.75 33.75 33.75 34 124 -86 -21 16.9700 33.75 33.75 33.75 34 14 -1 17.0700 Line67 222 222/1 ABC AC50 0.27 0.27 0.27 Tran33 222/1 NODE106 ABC USER 1.32 1.32 1.32 6.87 6.87 6.87 14 0 17.0700 Line68 222 230 ABC AC70 2.16 2.16 2.16 33.75 33.75 33.75 34 110 -71 -9 18.0700 Line69 230 230/9 ABC AC50 0.27 0.27 0.27 33.75 33.75 33.75 34 14 -4 -11 19.4700 90 I(a) Name Phase I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Library Ref Total Branch Power Total Losses Total Dist 1st Node 2nd Node Tran34 230/9 NODE108 ABC USER 1.32 1.32 1.32 6.87 6.87 6.87 14 0 19.4700 Line70 230 240 ABC AC70 1.80 1.80 1.80 33.74 33.74 33.74 34 96 -58 -14 19.7700 33.74 33.74 33.74 34 22 10 -1 19.8700 P Q P Q Line71 240 240/2 ABC AC50 0.43 0.43 0.43 Tran35 240/2 NODE110 ABC USER 2.09 2.09 2.09 6.87 6.87 6.87 22 11 0 19.8700 Line72 240 254 ABC AC70 1.41 1.41 1.41 33.74 33.74 33.74 34 73 -54 -17 21.8200 33.74 33.74 33.74 34 14 -1 21.9500 Line73 254 254/2 ABC AC50 0.27 0.27 0.27 Tran36 254/2 NODE112 ABC USER 1.32 1.32 1.32 6.87 6.87 6.87 14 0 21.9500 Line74 254 280 ABC AC70 1.06 1.06 1.06 33.74 33.74 33.74 34 59 -43 -25 24.9100 33.74 33.74 33.74 34 22 11 0 24.9600 Line75 280 280/1 ABC AC50 0.43 0.43 0.43 Tran37 280/1 NODE114 ABC USER 2.09 2.09 2.09 6.87 6.87 6.87 22 11 0 24.9600 Line76 280 303 ABC AC70 0.63 0.63 0.63 33.74 33.74 33.74 34 37 -29 -34 29.0100 Line77 303 303/4 ABC AC50 0.43 0.43 0.43 33.74 33.74 33.74 34 22 -3 29.3350 Tran38 303/4 NODE116 ABC USER 2.09 2.09 2.09 6.87 6.87 6.87 22 11 0 29.3350 Line81 303 309/1 ABC AC70 0.27 0.27 0.27 33.74 33.74 33.74 34 14 -4 -11 30.3100 Tran41 309/1 NODE118 ABC USER 1.32 1.32 1.32 6.87 6.87 6.87 14 0 30.3100 Total System Losses 91 : 2.34 -264.31 Bảng Kết tính phân bố dịng áp ngăn lộ 371 E17.5 sau cố cấp nguồn từ Xã Bắc Yên I(a) Name 1st Node Line1 TC Line51 Line49 Line36 2nd Node I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist Phase Library Ref 116 ABC USER 7.49 7.49 7.49 32.91 32.91 32.91 33 368 -224 -8 1.0000 116 104 ABC AC70 6.98 6.98 6.98 32.91 32.91 32.91 33 -327 237 -11 2.3770 104 103 ABC AC70 6.74 6.74 6.74 32.91 32.91 32.91 33 -306 236 -4 2.9250 103 103/3 ABC AC70 2.60 2.60 2.60 32.91 32.91 32.91 33 131 -78 -8 3.9950 P Q P Q Line37 103/3 103/3/1 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 32.91 32.91 32.91 33 21 10 -1 4.1050 Tran18 103/3/1 NODE57 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 -21 -10 0 4.1050 Line38 103/3 103/8 ABC AC70 2.23 2.23 2.23 32.91 32.91 32.91 33 110 -79 -16 5.9850 Line39 103/8 103/18/1 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 32.91 32.91 32.91 33 21 10 0 6.0250 Tran25 103/18/1 NODE64 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 21 10 0 6.0250 Line40 103/8 103/41 ABC AC70 2.03 2.03 2.03 32.91 32.91 32.91 33 89 -74 0 6.0050 Line41 103/41 103/41/1 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 32.91 32.91 32.91 33 21 10 0 6.0400 Tran20 103/41/1 NODE66 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 21 10 0 6.0400 Line42 103/41 103/67 ABC AC70 1.43 1.43 1.43 32.90 32.90 32.90 33 68 -84 -39 11.0050 Line43 103/67 103/67/4 ABC AC50 0.63 0.63 0.63 32.90 32.90 32.90 33 34 -17 -6 11.7450 Line44 103/67/4 103/67/22 ABC AC50 0.26 0.26 0.26 32.90 32.90 32.90 33 13 -21 -27 15.2250 Tran21 103/67/22 NODE68 ABC USER 1.26 1.26 1.26 6.70 6.70 6.70 13 0 15.2250 Line45 103/67/4 103/67/4/1 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 32.90 32.90 32.90 33 21 10 -1 11.8300 Tran22 103/67/4/1 NODE70 ABC 50 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 -21 -10 0 11.8300 Line46 103/67 103/89 ABC AC70 0.63 0.63 0.63 32.90 32.90 32.90 33 34 -28 -40 16.1050 Line47 103/89 103/89/5 ABC AC50 0.26 0.26 0.26 32.90 32.90 32.90 33 13 -4 16.6650 Tran23 103/89/5 NODE74 ABC USER 1.26 1.26 1.26 6.70 6.70 6.70 -13 -7 0 16.6650 Line48 103/89 103/91 ABC AC70 0.41 0.41 0.41 32.90 32.90 32.90 33 21 -1 16.2550 Tran24 103/91 NODE72 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 -21 -10 0 16.2550 92 I(a) Name 1st Node Line35 103 Line26 97 Line31 Line28 Line24 2nd Node I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist Phase Library Ref 97 ABC AC70 3.91 3.91 3.91 32.91 32.91 32.91 33 -175 154 -16 4.9650 85 ABC AC70 3.51 3.51 3.51 32.91 32.91 32.91 33 -144 153 -15 6.8650 85 79 ABC AC70 3.18 3.18 3.18 32.91 32.91 32.91 33 -103 159 -10 8.1850 79 79/26 ABC AC70 2.65 2.65 2.65 32.91 32.91 32.91 33 103 -149 -39 13.1350 79/26 79/26/1 ABC AC50 0.93 0.93 0.93 32.91 32.91 32.91 33 52 -3 13.4650 0.60 0.60 P Q P Q Line30 79/26/1 79/26/1/1 ABC AC50 0.60 32.91 32.91 32.91 33 31 15 -1 13.6150 Tran12 79/26/1/1 NODE45 ABC USER 2.95 2.95 2.95 6.64 6.64 6.64 31 16 13.6150 32.91 32.91 32.91 33 21 -3 -14 15.2350 Line25 79/26/1 79/26/13 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 Tran11 79/26/13 NODE46 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 21 10 0 15.2350 Line23 79/26 79/40 ABC AC70 1.86 1.86 1.86 32.91 32.91 32.91 33 -52 119 -27 16.5350 32.92 32.92 32.92 33 -21 74 -85 27.3850 Line21 79/40 79/40/5 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 Tran13 79/40/5 NODE39 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 -21 -10 0 27.3850 Line22 79/40 79/66 ABC AC70 0.61 0.61 0.61 32.91 32.91 32.91 33 31 -18 -34 20.8950 Tran14 79/66 NODE43 ABC USER 2.95 2.95 2.95 6.64 6.64 6.64 31 16 20.8950 Line34 85 85/3 ABC AC50 0.81 0.81 0.81 32.91 32.91 32.91 33 41 21 0 6.9150 Tran16 85/3 NODE53 ABC TRANS 3.93 3.93 3.93 6.64 6.64 6.64 41 21 6.9150 32.91 32.91 32.91 33 31 15 0 5.0150 Line27 97 97/1 ABC AC50 0.61 0.61 0.61 Tran17 97/1 NODE55 ABC TRANS 2.95 2.95 2.95 6.64 6.64 6.64 31 16 5.0150 Line50 104 104/2 ABC AC50 0.41 0.41 0.41 32.91 32.91 32.91 33 21 10 -1 2.4770 104/2 NODE92 ABC USER 2.00 2.00 2.00 6.70 6.70 6.70 21 10 0 2.4770 Line52 116 116/2 ABC AC50 0.81 0.81 0.81 32.91 32.91 32.91 33 41 20 -1 1.1000 Tran27 116/2 NODE94 ABC USER 3.93 3.93 3.93 6.64 6.64 6.64 41 21 1.1000 Total System Losses: 93 1.94 -401.59 Bảng Bảng t ng hợp kết tính ĐTCCCĐ khơng xét NDP ngăn lộ 371E17.5 Khu vực 10 11 12 13 14 15 16 17 Toàn lưới T.g điện cố (h) 10.06 10.47 10.55 10.55 10.1 10.1 11.18 14.3 17.16 20.56 15.54 21.46 17.94 17.99 20.7 20.82 26.66 266.1 h/năm T.g điện công tác (h) 60 69 78 78 69 69 69 78 87 96 87 96 87 96 96 105 105 1425 h/năm T.g điện tb SAIDI 70.06 79.47 88.55 88.1 79.1 80.18 83.3 95.16 107.56 117.46 108.46 113.94 104.99 116.7 116.82 131.66 131.66 1691.11 h/năm 94 Điện bị (MWh/năm) 800.06 2594.5 1330.01 230.17 581.37 458.61 922.98 379.13 454.49 466.55 552.07 492.16 172.12 220.56 663.06 933.45 11342.3 MWh/năm Độ đảm bảo CCĐ ASAI(%) 99.2 99.09 98.99 98.99 99.1 99.1 99.08 98.95 98.81 98.67 98.83 98.66 98.8 98.7 98.67 98.56 98.5 98.82 % Bảng Bảng t ng hợp kết tính ĐTCCCĐ có xét NDP ngăn lộ 371E17.5 Khu vực 10 11 12 13 14 15 16 17 Toàn lưới T.g điện cố (h) 10.06 10.47 10.55 10.55 10.1 10.1 7.94 9.94 12.8 16.2 11.18 17.1 9.83 9.89 8.23 8.35 10.87 184.1 h/năm T.g điện công tác (h) 60 69 78 78 69 69 60 60 69 78 69 78 60 69 60 69 60 1155 h/năm 95 T.g điện tb SAIDI 70.06 79.47 88.55 88.55 79.1 79.1 67.94 69.94 81.8 94.2 80.18 95.1 69.83 78.89 68.23 77.35 70.87 1339.1 h/năm Điện bị (MWh/năm) 800 2594.5 1330 230.17 581.37 388.6 699.38 297.74 440.84 364.81 446.98 327.52 119.12 128.95 407.61 502.49 9960.16 MWh/năm Độ đảm bảo CCĐ ASAI 99.2 99.09 98.99 98.99 99.1 99.1 99.22 99.2 99.07 98.92 99.08 98.91 99.2 99.1 99.22 99.12 99.19 99.12 % ... LĐPP tỉnh Sơn La cấp điện từ 220kV trạm 50 0kV Sơn La & Việt Trì, đến trạm 220kV Sơn La cung cấp cho 28 trạm 110kV tỉnh Trạm 110kV Phù Yên tỉnh Sơn La hay gọi trạm 110kV E17. 5 nằm địa bàn huyện Phù. .. 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 75 0.3 75 0.3 65 0.3 75 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 65 0.3 75 0.3 75 0.3 75 0.3 65 0.3 75 0.3 65 0.3 65 0.3 65 STT Nút đầu 31 32 33 34 35 36 37... khăn đến tơi hồn thành đề tài luận văn “Tính tốn phân tích trạng lưới điện trung áp huyện Phù Yên tỉnh Sơn La đánh giá độ tin cậy CCĐ xuất tuyến 371 TBA E17. 5? ?? Trong thời gian thực đề tài nhận nhiều