BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Trần Độ TÍNH TỐN ĐỨT DÂY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC HỆ THỐNG ĐIỆN Hà Nội, 2006 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Trần Độ TÍNH TỐN ĐỨT DÂY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM Chuyên ngành: Hệ thống điện NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PHẠM VĂN HÒA Hà Nội, 2006 Mục lục Trang Lời nói đầu Chương 1: Tổng quan chế độ đứt dây hệ thống điện 1.1 Khái quát chung 1.2 ảnh hưởng cố phức tạp đến hệ thống điện 1.3 Kết luận Chương 2: Sơ đồ thay thứ tự thuận, nghịch không tính toán cố đứt dây 2.1 Đặt vấn đề 2.2 Máy phát điện 2.3 Máy biến áp 2.4 Đường dây 2.5 Phụ tải Chương 3: Các phương pháp tính toán cố đứt dây 10 3.1 Phương pháp thành phần đối xứng 10 3.2 Phương pháp xếp chồng 16 3.3 Kết luận 17 Chương 4: Khảo sát chế độ đứt dây đường dây siêu cao áp 500KV 18 4.1 Đặc điểm đường dây siêu cáp áp 500kV 18 4.2 Các phương pháp nghiên cứu chế độ đứt dây đường dây siêu áp 19 4.3 Tính toán đứt dây đường dây siêu cao áp 27 4.4 Khảo sát chế độ đứt dây đường dây 500KV Việt Nam 67 Phụ lục Tài liệu tham khảo 78 105 Lời Mở đầu Cïng víi sù ph¸t triĨn cđa nỊn kinh tÕ x· hội, hệ thống điện Việt Nam phát triển không ngừng theo thời gian, mở rộng theo không gian ngày trở nên phức tạp Vận hành lưới điện an toàn hiệu nhiệm vụ hàng đầu ngành điện Trong trình vận hành lưới điện Việt Nam xảy cố đứt dây cố gây ảnh hưởng xấu ®Õn m¸y ph¸t, ®Õn sù t¸c ®éng mÊt tin cËy thiết bị bảo vệ rơle Ngoài ra, nguyên nhân làm tăng tổn thất mạng độ tin cậy cung cấp điện giảm xuống Vì lý trên, cần phải tính toán thông số chế độ mạng xảy cố để xem xét mức độ ảnh hưởng đến toàn hệ thống đồng thời đưa mạng quay trở trạng thái ban đầu Đề án Tính toán chế độ đứt dây hệ thống điện Việt Nam nghiên cứu, tính toán đưa phương pháp đối xứng hoá lưới điện lưới điện bị đối xứng cố đứt dây gây nên Tuy nhiên khuôn khổ có hạn nên với đề tài đề số phần trình bày nghiên cứu mức độ chi tiết định Tác giả hy vọng qua luận văn nắm bắt thêm lĩnh vực cần quan tâm hệ thống điện Vì tác giả mong nhận dẫn góp ý thầy cô giáo đồng nghiệp để luận văn tác giả hoàn thiện Tác giả xin bày tỏ biết ơn chân thành đến thầy giáo PGS-TS Phạm Văn Hoà môn Hệ thống điện, khoa Điện, trường Đại học Bách Khoa Hà Nội đà tận tình giúp đỡ hướng dẫn hoàn thành luận văn Tác giả xin gửi lời cảm ơn đến thầy cô giáo, đồng nghiệp người thân đà nhiệt tình giúp đỡ tạo điều kiện cho hoàn thành luận văn Xin chân thành cảm ơn ! Hà Nội, ngày 18 tháng 09 năm 2006 Người thực Trần Độ Chương Tổng quan chế độ đứt dây hệ thống điện 1.1 Khái quát chung Trong trình nghiên cứu học tập trước chủ yếu xem xét chế độ ngắn mạch hệ thống điện( HTĐ ) Đây loại cố gây nên đối xứng ngang HTĐ Bên cạnh loại cố gây nên không đối xứng dọc cố đứt dây: đứt dây pha đứt dây hai pha Sự tổ hợp đứt dây ngắn mạch xảy đồng thời gọi cố phức tạp Vị trí ngắn mạch đứt dây tồn vị trí khác HTĐ Trong thực tế xác suất xảy cố phức tạp thường thấp cố phức tạp sau: - Một pha bị đứt - Hai pha bị đứt - Một pha bị đứt, đầu rơi xuống đất sinh ngắn mạch - Ngắn mạch hai pha, đồng thời đứt dây hai pha( xảy lúc có ngắn mạch hai pha, hai máy cắt hai đầu cắt không đồng thời) 1.2 ảnh hưởng cố phức tạp đến hệ thống điện Tuy xác suất xảy cố phức tạp gây nguy hiểm thiết bị hệ thống điện 1.2.1 Đối với máy phát điện đồng ba pha Hiện đại phận máy phát điện đồng làm việc với lưới có trung tính cách điện Do đứt dây pha máy phát điện không tồn thành phần dòng thứ tự không Hệ dòng thứ tự thuận sinh từ trường quay đồng với rotor nên không quét qua rotor tác dụng giống lúc máy phát điện có phụ tải đối xứng bình thường (trong rotor dòng cảm ứng xoay chiều mà cã dßng kÝch thÝch mét chiỊu) HƯ dßng thø tù nghịch sinh từ trường quay ngược chiều rotor với vËn tèc ®ång bé ®ã nã quÐt qua rotor với vận tốc hai lần vận tốc đồng bộ, kết mạch rotor (mạch cuộn dây kích thích khép mạch, mạch cuộn cảm, dòng xoáy lõi rotor) có dòng cảm ứng tần số 100 Hz Dòng gây nên tác dụng nhiệt máy phát điện đồng Dòng có tần số cao 100 Hz chạy mạch rotor gây nên phát nóng phụ, dây tần số cao 100Hz, hiệu ứng mặt lớn làm cho phát nóng trầm trọng Đối với máy phát điện nhiệt điện (rotor khối) dòng tần số 100 Hz lớn nên gây phát nóng mạnh hơn, máy phát thuỷ điện (rotor cực lồi) dòng có giá trị nhỏ nên phát nóng không so với máy phát nhiệt điện Dòng tần số 100 Hz gây nên mô men đập mạch (đổi dấu) Như chế độ đứt dây mô men tua bin, có hai mô men điện tác dụng lên trục rotor là: mô men không đổi dòng thứ tự thuận lúc có tải đối xứng bình thường mô men đổi dấu sinh dòng thứ tự nghịch Mô men đổi dấu đập mạch với tần số 100 Hz, 200 Hz, 300 Hz Thùc tÕ ta chØ xÐt đến mô men đập mạch tần số 100 Hz biên độ mô men có tần số cao nhỏ Mô men đập mạch chiều, ngược chiều với mô men không đổi Kết mô men đập mạch làm cho máy phát điện bị rung gây nên ứng suất phụ Đối với máy phát nhiệt điện rotor khối có độ bền cao nên ảnh hưởng mô men đổi dấu không đáng kể, máy phát thuỷ điện rotor cực lồi lắp ghép từ nhiều cực với thép nên ảnh hưởng mô men đổi dấu có tác dụng làm rung đáng kể 1.2.2 Đối với động không đồng Cuộn dây ba pha phần tĩnh động không đồng đấu tam giác không dây trung tính, chế độ đứt dây phần tĩnh tồn thành phần dòng thứ tự thuận thứ tự nghịch Tác dụng từ trường quay hệ dòng thứ tự thuận rotor sinh mô men không đồng chế độ bình thường dòng rotor có tần số f s ( s độ trượt vận tốc quay rotor vận tốc đồng bộ, f tần số dòng phần tĩnh) Từ trường quay dòng thứ tự nghịch quay ngược chiều với rotor nên sinh dòng cảm ứng rotor với tần số (2 - s)f Điện trở tác dụng tương đối định mức rotor động không đồng nhỏ (R = 0,02 ữ 0,03), điện kháng tản từ rotor vào khoảng 0,1; điện kháng từ hoá lại lớn (X m = ữ 4) Do điện kháng thứ tự nghịch động không đồng nhỏ coi điện kháng ngắn mạch X = X N = 0,1 ữ 0,3 tức nhỏ so với điện kháng thứ tự thuận Như điện áp thứ tự nghịch đặt vào nhỏ động không đồng có dòng thứ tự nghịch lớn Trong chế độ đứt pha phần tĩnh động dòng hai pha lại gấp lần dòng thứ tự thuận coi dòng định mức tổn thất công suất phần tĩnh hai pha lại tăng ba lần, tổn thất rotor tăng hai lần Vì chế độ đứt dây động không đồng phát nóng mạnh Mô men cực đại động không đồng chế độ giảm xuống đến hai lần 1.2.3 Đối với phần tử tĩnh (máy biến áp, đường dây, kháng điện, ) Có thể thấy chế độ cố phức tạp tổn thất đường dây phần tử tĩnh khác tăng lên Thí dụ chế độ đối xứng tổn thất ba pha đường dây có dòng điện I, điện trở R 3I2R Còn chế độ cố, dòng pha giảm I, dòng pha tăng lên I, dòng pha thứ ba I tổn thất đường dây là: R[(I + I)2 + (I - ∆I)2 + I2] = R(3I2 + 2∆I2) Ngoµi chÕ độ cố đường dây tải điện làm nhiễu đường dây thông tin gần Trong máy biến áp không đối xứng chịu tác động từ hai phía: không đối xứng áp pha điểm đấu nối phía sơ cấp không đối xứng dòng pha gây phụ tải không phía sau máy biến áp Không đối xứng áp điểm đấu nối gây không đối xứng điện áp đầu máy biến áp, làm tăng không đối xứng dòng điện Nhiều trường hợp hệ thống rà tải có trùng lặp không đối xøng cïng pha c¶ ë phÝa cÊp cho phơ tải phía đấu nối máy biến áp Một số trường hợp không đối xứng làm cho máy biến áp vận hành bị rung, tổn hao lớn suy hao tuổi thọ Dòng pha máy biến áp không cân gây nên chênh lệch nhiệt độ cuộn dây pha riêng biệt Trong trường hợp không đối xứng dòng điện làm cho nhiệt độ cuộn dây tăng giới hạn cho phép Nhiều gây cháy máy biến áp máy làm việc giới hạn tải cho phép Chế độ không đối xứng làm tải tụ bù, tụ lọc thiết bị chỉnh lưu, phản chỉnh lưu, làm phức tạp bảo vệ rơ le tự động hoá 1.3 Kết luận Qua thấy việc tính toán xác định dòng cố phức tạp xảy cần thiết để có phương án xử lí, vận hành hệ thống điện tốt Trong luận văn không sâu đánh giá hậu cố phức tạp gây mà chủ yếu giới thiệu tính toán hệ thống điện số cố điển hình Chương Sơ đồ thay thứ tự thuận, nghịch không tính toán cố đứt dây 2.1 Đặt vấn đề Khi đứt dây hiệu điện dòng điện chỗ đứt ba pha không đối xứng Ví dụ, đứt dây pha A chỗ đứt điện áp: pha A có hiệu điện thế, hai pha B, C có hiệu điện không; dòng điện: pha A dòng điện hai pha B C co dòng Như chỗ đứt tồn hệ vectơ không đối xứng Cũng ngắn mạch, sử dụng phương pháp vectơ thành phần đối xứng để tính toán cố đứt dây Tương ứng với vectơ thành phần thiết phải có sơ đồ thay cần tương ứng Đó sơ đồ thay thứ tự thuận, sơ đồ thay thứ tự nghịch sơ đồ thay thứ tự không Vấn đề cần xem xét sơ đồ thay thứ tự có giống khác biệt so với sơ đồ thay thứ tự tính toán ngắn mạch trước Trước hết ta xem xét đồ thứ tự thuận, thứ tự nghịch thứ tự không xây dựng 2.1.1 Sơ đồ thay thứ tự thuận (TTT) Sơ đồ thay thứ tự thuận sơ đồ giả thiết có dòng thứ tự thuận ®i qua, søc ®iƯn ®éng thø tù thn cđa nguồn cung cấp sinh tạo điện áp rơi thứ tự thuận Sơ đồ thành lập giống sơ đồ tính ngắn mạch ba pha 2.1.2 Sơ đồ thay thứ tự nghịch (TTN) Sơ đồ thay thứ tự nghịch, giả thiết có dòng thứ tự nghịch qua tạo điện áp rơi thứ tự nghịch Điện áp thứ tự nghịch điểm trung tính nguồn cung cấp phụ tải không Tất sức điện động thứ tự nghịch dạng sức điện động tự cảm, điện kháng tương ứng gây Bởi sơ đồ thay thứ tự nghịch thành lập từ điện kháng Đối với phần tử tĩnh hệ thống điện đường dây, máy biến áp, kháng điện, điện kháng thứ tự nghịch điện kháng thứ tự thuận Đối với máy quay máy phát điện, động cơ, phụ tải tổng hợp điện kháng thứ tự nghịch khác điện kháng thứ tự thuận Thường điện kháng thứ tự nghịch thứ tự không máy phát đồng gần nên không thiết phải lập sơ đồ thứ tự nghịch cho toàn lưới điện điện kháng phần tử Trong trường hợp sơ đồ thứ tự nghịch khác thứ tự thuận sức điện động máy phát đồng không Dòng điện điện áp thứ tự nghịch đạt giá trị cực đại điểm ngắn mạch mà chúng tạo tỷ số giá trị pha Vì vậy, sơ đồ thay thứ tư nghịch, chỗ ngắn mạch nguồn cung cấp, suất điện động nguồn máy phát có giá trị không 2.1.3 Sơ đồ thay thứ tự không (TTK) Dòng điện điện áp sơ đồ thứ tự không không cân nên dòng thứ tự không không qua tất phần tử hệ thống điện ba pha Vì vậy, việc thành lập sơ đồ thay thứ tự không nên xuất phát từ chỗ ngắn mạch Sơ đồ thứ tự không khác nhiều dạng so với sơ đồ thứ tự thuận thứ tự nghịch Dưới ta hÃy xem xét sơ đồ thay cho phần tử chính: máy phát điện, máy biến áp, đường dây phụ tải 2.2 Máy phát điện( MF) Sơ đồ thay MF tính toán đứt dây giống sơ đồ thay tính toán ngắn mạch, có khác giá trị suất điện động giá trị điện kháng sơ đồ thay thứ tự thuận Cụ thể sau: - Trong sơ đồ thay thứ tự thuận gồm suất điện động E F điện kháng chọn X d Cần lưu ý giá trị E F thiết phải lấy 92 TO 4500 14.63 PHUMY22 500 TO 4500 14.63 PHUMY22 500 TO 4550 0.00 PHUMY3 500 TO 4560 0.00 PHUMY3 500 TO 4600 14.67 PHUMY4 500 0.1 -14.63 410.0 -175.09 1.7 -66.34 409.4 -174.86 411.8 64.84 409.0 -55.26 0.1 -14.63 410.0 -175.09 1.7 -66.34 409.4 -174.86 411.8 64.84 409.0 -55.26 0.0 0.00 255.4 178.56 1.5 -65.72 254.7 178.87 256.9 58.54 254.5 -61.72 0.0 0.00 549.9 -179.84 3.1 -65.72 548.7 -179.55 553.0 60.12 548.1 -60.11 0.1 -14.67 260.8 176.87 1.0 -66.34 260.3 177.07 261.8 56.84 260.3 -63.30 0.4 - 0.4 - 0.0 0.0 0.2 - 0.2 - TO 4600 14.67 PHUMY4 500 0.1 -14.67 260.8 176.87 1.0 -66.34 260.3 177.07 261.8 56.84 260.3 -63.30 0.0 0.00 80.9 -25.55 3.4 -59.25 83.7 -26.83 77.9 -146.65 81.2 96.82 0.0 0.00 0.6 -78.57 0.0 0.00 0.6 -78.57 0.6 161.40 0.6 41.47 TO WINDING 0.00 [AT1 ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 0.0 0.0 ®øt PHA NQ-HT (PHÍA HT) UNBALANCES APPLIED: TWO PHASES CLOSED BETWEEN BUSES PHASE OPEN Z = 0.000 2019 [HT_NQ_1 0.000 500] AND 2000 [HATINH 500] SEQUENCE THEVENIN IMPEDANCES AT FAULTED BUSES: BUS NAME BSKV 2019 HT_NQ_1 500 2000 HATINH 500 ZERO 0.00269 0.02674 0.00327 0.02561 DOUBLE PHASE CLOSED FROM POSITIVE 0.00731 0.03932 0.00492 0.01826 2019 [HT_NQ_1 500] TO NEGATIVE 0.00745 0.03944 0.00498 0.01830 2000 [HATINH 500]: SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 2019 (KV L-G) 103.37 HT_NQ_1 500 5.238 -103.37 292.949 -7.27 7.673 -103.24 291.876 -9.79 291.604 -125.96 295.790 113.94 4.994 74.81 294.370 -5.29 2.563 72.71 295.854 -3.85 291.604 -125.96 295.790 113.94 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) -7.84 188.4 173.85 2000 (KV L-G) 74.81 HATINH 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE 2019 7.84 2000 92.3 96.2 -4.54 /3V0/ 15.715 - 14.983 /3I0/ 276.9 - 93 PHASE CLOSED 0.0 0.00 278.0 54.54 287.4 -66.83 -TWO PHASES CLOSED BETWEEN BUSES PHASE OPEN Z = 0.000 2019 [HT_NQ_1 0.000 500] AND 2000 [HATINH 500] SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 1800 (KV L-G) 96.58 HOABINH 500 0.881 -96.58 282.296 -8.13 1.264 -102.84 282.224 -8.56 282.010 -127.89 282.666 112.07 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 22.0 -6.53 269.6 33.12 16.4 -4.28 300.5 28.54 258.7 -83.46 251.2 155.07 11.0 173.47 134.8 -146.88 8.2 175.72 150.3 -151.46 129.3 96.54 125.6 -24.93 11.0 173.47 134.8 -146.88 8.2 175.72 150.3 -151.46 129.3 96.54 125.6 -24.93 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 1812 6.53 HB-NQ 500 TO WINDING 173.47 [AT1_HB ] TO WINDING 173.47 [AT2_HB ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /3V0/ 2.642 - /3I0/ 66.1 - 33.0 33.0 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 1850 (KV L-G) 97.72 NHO_QUAN 500 2.403 -97.72 284.970 -9.21 1.670 -102.09 284.978 -10.03 285.625 -128.78 284.351 111.17 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 15.1 173.94 384.6 -34.20 10.2 -179.04 363.2 -36.25 396.6 -153.89 394.5 87.37 22.0 173.48 213.7 -168.83 15.8 176.01 250.2 -171.30 198.1 74.17 193.4 -48.68 92.1 -7.87 298.5 120.71 99.8 -4.97 238.5 80.78 356.9 13.21 372.0 -107.53 34.0 169.25 401.2 136.46 63.9 172.35 484.8 143.08 380.5 9.22 344.7 -104.86 21.0 174.09 433.5 -39.44 10.2 -175.64 409.1 -42.06 449.9 -159.37 442.4 82.90 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 1450 173.94 TH_TIN 500 TO 1812 173.48 HB-NQ 500 TO 1819 7.87 NQ_HT_1 500 TO 1839 169.25 NQ-HT2 500 TO WINDING 174.09 [AT1_NQ ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /3V0/ 7.208 - /3I0/ 45.3 66.0 276.2 102.1 63.0 0.0 - 94 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 1450 (KV L-G) 97.60 TH_TIN 500 1.533 -97.60 280.031 -10.61 1.453 -103.15 280.063 -11.22 280.096 -130.28 279.958 109.67 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 15.5 -6.10 428.7 134.96 10.7 0.35 409.5 132.53 440.3 15.57 436.8 -103.39 15.5 173.90 428.7 -45.04 10.7 -179.65 409.5 -47.47 440.3 -164.43 436.8 76.61 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 1850 6.10 NHO_QUAN 500 TO WINDING 173.90 [THUONGTI] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /3V0/ 4.600 - /3I0/ 46.5 - 46.5 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 2000 (KV L-G) 74.81 HATINH 500 4.994 74.81 294.370 -5.29 2.563 72.71 295.854 -3.85 291.604 -125.96 295.790 113.94 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 2019 172.16 HT_NQ_1 500 92.3 172.16 188.4 -6.15 96.2 175.46 0.0 0.00 278.0 -125.46 287.4 113.17 TO 2012 3.72 HT_DN_1 500 13.6 3.72 415.4 161.39 15.2 -2.51 388.3 160.00 429.9 42.25 428.2 -78.22 13.6 3.72 415.4 161.39 15.2 -2.51 388.3 160.00 429.9 42.25 428.2 -78.22 58.2 173.82 524.1 -17.02 31.9 -178.38 437.2 -19.79 568.6 -138.31 568.2 106.41 31.8 -14.61 307.3 -21.33 2.7 56.67 339.5 -20.26 291.2 -136.66 293.7 92.79 92.3 -7.84 188.4 173.85 96.2 -4.54 0.0 0.00 278.0 54.54 287.4 -66.83 TO 2022 3.72 HT_DN_2 500 TO 2039 173.82 HT_NQ2 500 TO WINDING 14.61 [AT2_HT ] SUM OF 7.84 CONTRIBUTIONS /3V0/ 14.983 /3I0/ 276.9 40.8 40.8 174.7 95.5 276.9 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) /3V0/ - - 95 3100 (KV L-G) 85.83 DANANG 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 3112 14.42 DN_PK_1 500 TO 3119 177.01 DN_HT_1 500 TO 3122 14.56 DN_PK_2 500 TO 3129 177.01 DN_HT_2 500 TO WINDING 3.73 [AT1_DN ] TO WINDING 3.74 [AT2_DN ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 1.278 85.83 299.750 -1.45 1.749 72.00 300.323 -0.89 299.823 -121.81 299.125 118.34 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 5.6 14.42 670.7 175.36 16.8 -7.72 648.5 175.28 684.2 56.23 679.4 -65.44 14.2 -177.01 407.5 7.09 16.5 176.29 377.2 7.72 424.5 -112.94 420.9 126.57 5.0 14.56 566.0 176.00 14.6 -7.58 546.7 175.93 577.8 56.88 573.5 -64.82 14.2 -177.01 407.5 7.09 16.5 176.29 377.2 7.72 424.5 -112.94 420.9 126.57 10.4 -3.73 229.3 -24.62 1.3 48.84 239.5 -23.42 222.2 -143.17 226.6 92.69 7.6 -3.74 237.4 -24.61 1.4 48.84 244.9 -23.66 232.4 -143.67 234.9 93.47 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 3.833 /3I0/ 16.9 42.6 - 14.9 42.6 - 31.3 - 22.9 - 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE 3300 (KV L-G) 98.45 PLEIKU 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 3312 28.81 PK_PL_1 500 TO 3319 165.80 PK_DN_1 500 TO 3322 26.99 PK_TDINH 500 TO 3329 166.13 PK_DN_2 500 TO 3400 12.29 YALI 500 TO 3400 12.29 /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 0.309 98.45 304.694 2.38 1.218 73.43 305.061 2.65 305.246 -117.83 303.781 122.31 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.8 28.81 333.4 -143.40 11.9 -3.09 323.5 -142.03 345.0 97.16 332.1 -25.31 5.7 -165.80 669.9 4.84 17.4 171.98 647.4 5.10 685.4 -114.46 677.2 123.89 0.7 26.99 175.4 179.59 7.1 -6.67 167.7 179.74 180.3 61.28 178.4 -62.26 5.1 -166.13 568.7 8.76 15.2 171.97 549.1 9.17 582.7 -110.63 574.4 127.75 3.8 12.29 418.8 176.80 5.2 -16.29 410.0 176.82 425.0 56.94 421.2 -63.38 3.8 12.29 418.8 176.80 5.2 -16.29 /3V0/ 0.927 /3I0/ 2.5 17.2 - 2.2 15.4 11.5 11.5 - 96 YALI 500 410.0 176.82 425.0 56.94 421.2 -63.38 TO WINDING 9.06 [AT2_PK ] 1.7 9.06 50.3 8.65 3.3 -2.95 55.2 7.97 47.3 -112.59 48.4 130.62 5.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE 4100 (KV L-G) 110.17 TAN_DINH 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4129 152.76 TD_PLEIK 500 TO 4429 31.13 PL_TDINH 500 TO WINDING 22.55 [AT1_TD ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 0.043 110.17 296.401 5.40 0.542 74.52 296.583 5.51 296.712 -114.69 295.907 125.38 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.8 -152.76 302.3 58.42 7.9 172.70 298.5 59.87 310.1 -61.87 298.4 177.26 0.4 31.13 451.6 -131.32 5.3 -9.61 448.4 -130.73 456.9 108.65 449.4 -11.88 0.3 22.55 161.9 30.28 2.6 -2.62 164.5 29.77 159.5 -90.04 161.9 151.10 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 /3V0/ 0.130 /3I0/ 2.3 - 1.2 1.0 0.0 SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 4400 (KV L-G) 114.48 PHULAM 500 0.027 114.48 292.231 6.40 0.468 74.60 292.397 6.49 292.502 -113.68 291.794 126.38 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4419 150.80 PL_PK_1 500 TO 4429 148.85 PL_TDINH 500 TO 4450 32.99 NHABE 500 TO WINDING 25.77 [AT1_PL ] TO WINDING 25.47 [AT2_PL ] /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.8 -150.80 473.4 57.79 12.5 176.32 466.9 59.19 486.0 -62.35 467.7 176.54 0.4 -148.85 423.0 44.11 5.2 170.46 419.5 44.69 428.3 -75.87 421.2 163.50 0.7 32.99 1283.9 -172.08 12.7 -7.61 1271.1 -171.95 1293.5 68.29 1287.2 -52.60 0.3 25.77 430.2 -36.03 2.5 -0.27 432.4 -35.80 430.2 -156.36 428.0 84.08 0.3 25.47 453.3 -35.79 2.5 0.50 455.4 -35.58 453.3 -156.11 451.1 84.30 /3V0/ 0.081 /3I0/ 2.5 - 1.2 - 2.1 0.8 0.8 97 SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 4450 (KV L-G) 119.46 NHABE 500 0.018 119.46 292.764 7.56 0.409 74.41 292.918 7.63 292.998 -112.51 292.375 127.55 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4400 147.01 PHULAM 500 TO 4650 34.83 PHUMY 500 TO 4650 34.83 PHUMY 500 TO WINDING 31.59 [AT6_NB ] TO WINDING 31.59 [AT7_NB ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.7 -147.01 1284.3 8.77 12.7 172.37 1271.5 8.92 1294.1 -110.86 1287.5 128.26 0.2 34.83 1049.8 179.22 4.8 -12.94 1045.0 179.27 1053.2 59.41 1051.3 -61.02 0.2 34.83 1049.8 179.22 4.8 -12.94 1045.0 179.27 1053.2 59.41 1051.3 -61.02 0.2 31.59 430.0 -15.13 1.6 8.26 431.6 -15.03 429.6 -135.34 428.7 104.97 0.2 31.59 430.0 -15.13 1.6 8.26 431.6 -15.03 429.6 -135.34 428.7 104.97 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 /3V0/ 0.053 /3I0/ 2.1 - 0.5 0.5 0.6 0.6 0.0 SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 4650 (KV L-G) 124.72 PHUMY 500 0.013 124.72 295.904 9.91 0.352 75.03 296.047 9.98 296.099 -110.15 295.566 129.91 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4450 145.20 NHABE 500 TO 4450 145.20 NHABE 500 TO 4500 34.81 PHUMY22 500 TO 4500 34.81 PHUMY22 500 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.2 -145.20 1042.7 1.92 4.9 167.03 1037.9 1.98 1046.3 -117.90 1044.0 121.67 0.2 -145.20 1042.7 1.92 4.9 167.03 1037.9 1.98 1046.3 -117.90 1044.0 121.67 0.1 34.81 412.3 -175.02 1.3 -14.96 411.0 -174.97 413.4 65.09 412.5 -55.18 0.1 34.81 412.3 -175.02 1.3 -14.96 411.0 -174.97 413.4 65.09 412.5 -55.18 /3V0/ 0.038 /3I0/ 0.5 - 0.5 - 0.3 0.3 98 TO 4550 0.00 PHUMY3 500 TO 4560 0.00 PHUMY3 500 TO 4600 34.77 PHUMY4 500 0.0 0.00 257.6 178.23 1.1 -14.34 256.6 178.29 258.4 58.41 258.0 -62.00 0.0 0.00 554.5 179.86 2.3 -14.35 552.3 179.91 556.0 60.02 555.1 -60.37 0.1 34.77 262.1 177.11 0.7 -14.96 261.4 177.13 262.7 57.22 262.4 -63.03 0.0 0.0 0.2 TO 4600 34.77 PHUMY4 500 0.1 34.77 262.1 177.11 0.7 -14.96 261.4 177.13 262.7 57.22 262.4 -63.03 0.0 0.00 80.4 -25.13 2.5 -7.86 82.8 -24.63 79.9 -146.84 78.6 96.08 0.0 0.00 0.2 100.48 0.0 0.00 0.2 100.58 0.2 -19.54 0.2 -139.59 TO WINDING 0.00 [AT1 ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 0.2 0.0 0.0 §øtT PHA PK-PL (PHÍA PK) UNBALANCES APPLIED: TWO PHASES CLOSED BETWEEN BUSES PHASE OPEN Z = 0.000 3300 [PLEIKU 0.000 500] AND 3312 [PK_PL_1 500] SEQUENCE THEVENIN IMPEDANCES AT FAULTED BUSES: BUS NAME BSKV 3300 PLEIKU 500 3312 PK_PL_1 500 ZERO 0.00115 0.01006 0.08483 0.17884 DOUBLE PHASE CLOSED FROM 3300 [PLEIKU POSITIVE 0.00296 0.01479 0.00857 0.05101 500] TO NEGATIVE 0.00299 0.01482 0.00862 0.05109 3312 [PK_PL_1 500]: SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 3300 (KV L-G) 79.91 PLEIKU 500 0.817 -79.91 307.216 0.73 3.466 -98.70 306.810 -0.05 305.183 -118.75 309.700 121.01 16.712 81.74 310.180 3.93 14.025 82.90 317.823 9.37 305.183 -118.75 309.700 121.01 3312 (KV L-G) 81.74 PK_PL_1 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE 3300 3312 17.19 PHASE CLOSED /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 33.8 17.19 148.0 -174.38 115.1 2.24 0.0 0.00 244.3 82.46 221.9 -72.98 /3V0/ 2.450 50.137 /3I0/ 101.5 -TWO PHASES CLOSED BETWEEN BUSES PHASE OPEN Z = 0.000 3300 [PLEIKU 0.000 500] AND 3312 [PK_PL_1 500] - 99 SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 1800 (KV L-G) 51.26 HOABINH 500 0.018 -51.26 282.065 -8.08 1.040 -103.32 281.985 -8.30 281.220 -127.96 282.992 112.00 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.4 38.80 278.5 31.25 13.5 -4.76 289.9 29.70 265.9 -89.85 280.0 153.91 0.2 -141.20 139.2 -148.75 6.7 175.24 145.0 -150.30 133.0 90.15 140.0 -26.09 0.2 -141.20 139.2 -148.75 6.7 175.24 145.0 -150.30 133.0 90.15 140.0 -26.09 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 1812 38.80 HB-NQ 500 TO WINDING 141.20 [AT1_HB ] TO WINDING 141.20 [AT2_HB ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /3V0/ 0.053 - /3I0/ 1.3 0.7 - 0.7 - 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 1850 (KV L-G) 52.39 NHO_QUAN 500 0.049 -52.39 284.683 -9.23 1.374 -102.57 284.642 -9.51 283.547 -129.07 285.866 110.89 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.3 -140.73 375.4 -34.54 8.4 -179.52 368.5 -35.33 375.0 -153.25 382.8 84.96 0.4 -141.19 225.3 -170.11 13.0 175.53 238.3 -170.84 216.0 67.48 222.1 -46.99 1.0 40.19 340.2 129.89 15.4 -0.21 330.5 127.67 336.1 12.44 354.4 -110.47 0.2 32.22 328.4 126.69 14.4 -1.28 319.8 124.64 323.5 9.06 342.5 -113.63 0.4 -140.59 425.9 -39.83 8.4 -176.12 419.8 -40.68 424.4 -158.71 433.7 79.89 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 1450 140.73 TH_TIN 500 TO 1812 141.19 HB-NQ 500 TO 1819 40.19 NQ_HT_1 500 TO 1839 32.22 NQ-HT2 500 TO WINDING 140.59 [AT1_NQ ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /3V0/ 0.146 /3I0/ 0.9 - 1.3 - 3.1 0.5 1.3 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) - /3V0/ - 100 1450 (KV L-G) 52.27 TH_TIN 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 1850 39.23 NHO_QUAN 500 TO WINDING 140.77 [THUONGTI] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 0.031 -52.27 279.801 -10.59 1.196 -103.64 279.763 -10.84 278.805 -130.45 280.838 109.52 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.3 39.23 420.0 134.43 8.8 -0.14 413.8 133.52 418.0 15.61 428.2 -105.84 0.3 -140.77 420.0 -45.57 8.8 179.86 413.8 -46.48 418.0 -164.39 428.2 74.16 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.093 - /3I0/ 0.9 0.9 - 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE 2000 (KV L-G) 55.44 HATINH 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 2012 37.91 HT_DN_1 500 TO 2019 139.93 HT_NQ_1 500 TO 2022 37.91 HT_DN_2 500 TO 2039 148.06 HT_NQ2 500 TO WINDING 144.86 [AT2_HT ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 0.080 -55.44 293.051 -6.50 2.270 -100.96 292.937 -6.96 291.209 -126.24 295.022 113.68 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 0.9 37.91 418.7 152.88 14.8 4.08 405.7 151.68 419.5 34.92 431.3 -87.98 1.1 -139.93 275.9 -30.13 14.8 -179.59 262.9 -31.99 277.2 -147.03 288.2 88.58 0.9 37.91 418.7 152.88 14.8 4.08 405.7 151.68 419.5 34.92 431.3 -87.98 0.1 -148.06 250.3 -28.78 13.7 179.42 238.3 -30.37 251.2 -145.67 261.9 89.67 0.5 -144.86 312.5 -23.13 2.4 -117.59 312.1 -23.65 311.0 -142.88 314.5 97.14 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 /3V0/ 0.240 - /3I0/ 2.6 3.2 - 2.6 0.4 - 1.5 - 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 3100 (KV L-G) 69.18 DANANG 500 0.302 -69.18 300.808 -2.91 2.991 -100.18 300.568 -3.53 298.613 -122.52 303.268 117.31 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) SEQUENCE AN(3I0) PHASE /3V0/ 0.905 /3I0/ - 101 TO 3112 26.24 DN_PK_1 500 TO 3119 141.43 DN_HT_1 500 TO 3122 25.77 DN_PK_2 500 TO 3129 141.43 DN_HT_2 500 TO WINDING 158.74 [AT1_DN ] TO WINDING 158.74 [AT2_DN ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 3.1 26.24 661.3 169.15 16.0 13.07 644.2 168.41 666.0 50.42 673.9 -71.39 0.8 -141.43 387.7 -1.23 13.3 -174.15 373.9 -1.56 393.8 -119.49 395.7 117.35 2.8 25.77 557.2 169.69 13.7 12.59 542.4 168.95 561.6 50.96 567.9 -70.87 0.8 -141.43 387.7 -1.23 13.3 -174.15 373.9 -1.56 393.8 -119.49 395.7 117.35 2.5 -158.74 231.3 -26.17 2.3 -123.44 229.3 -27.19 231.8 -145.96 232.7 94.63 1.8 -158.74 239.4 -26.16 2.4 -123.43 237.9 -27.05 239.3 -145.91 241.1 94.47 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 9.2 2.4 - 8.3 2.4 - 7.4 - 5.4 - 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 3300 (KV L-G) 79.91 PLEIKU 500 0.817 -79.91 307.216 0.73 3.466 -98.70 306.810 -0.05 305.183 -118.75 309.700 121.01 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 3312 17.19 PK_PL_1 500 33.8 17.19 148.0 -174.38 115.1 2.24 0.0 0.00 244.3 82.46 221.9 -72.98 TO 3319 153.52 PK_DN_1 500 3.0 -153.52 651.7 -1.14 14.9 -165.20 634.7 -1.64 658.0 -120.02 662.6 118.22 3.6 -150.86 322.1 -171.62 49.6 -178.71 374.8 -172.36 291.8 61.04 305.2 -43.69 2.7 -154.21 549.8 2.84 12.4 -165.12 535.1 2.45 555.9 -116.11 558.5 122.17 10.1 -166.07 392.8 176.46 14.8 171.59 417.2 176.70 377.0 55.66 384.4 -63.02 10.1 -166.07 392.8 176.46 14.8 171.59 417.2 176.70 377.0 55.66 384.4 -63.02 4.4 -169.29 49.5 -1.53 9.8 -175.94 35.5 -4.58 56.9 -115.86 56.7 114.72 TO 3322 150.86 PK_TDINH 500 TO 3329 154.21 PK_DN_2 500 TO 3400 166.07 YALI 500 TO 3400 166.07 YALI 500 TO WINDING 169.29 [AT2_PK ] /3V0/ 2.450 - /3I0/ 101.5 9.0 - 10.9 - 8.2 - 30.3 - 30.3 - 13.3 - 102 SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 4100 (KV L-G) 95.81 TAN_DINH 500 0.492 95.81 297.714 6.32 1.058 78.20 298.051 6.61 297.993 -113.88 297.102 126.23 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4129 30.83 TD_PLEIK 500 TO 4429 161.07 PL_TDINH 500 TO WINDING 8.05 [AT1_TD ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 3.5 30.83 432.5 45.44 50.8 1.41 473.8 41.06 382.9 -76.15 444.9 171.48 7.1 -161.07 570.4 -138.10 52.2 -177.84 618.2 -141.45 520.6 100.69 575.5 -13.39 3.8 8.05 141.2 31.02 1.6 26.96 146.3 30.39 139.9 -87.98 137.5 150.66 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 /3V0/ 1.477 /3I0/ 10.4 21.4 - 11.4 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 4400 (KV L-G) 94.10 PHULAM 500 0.773 94.10 293.477 7.69 1.782 81.34 294.038 8.17 294.020 -112.63 292.391 127.52 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4419 168.99 PL_PK_1 500 TO 4429 18.64 PL_TDINH 500 TO 4450 12.62 NHABE 500 TO WINDING 5.38 [AT1_PL ] TO WINDING 5.10 [AT2_PL ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 42.8 -168.99 445.6 76.28 125.1 -178.89 426.7 98.28 545.8 -50.84 410.0 -176.70 7.3 18.64 546.8 37.93 52.6 2.10 597.2 34.75 497.7 -83.72 548.7 162.91 20.4 12.62 1291.1 -168.52 50.8 -1.37 1221.2 -168.01 1336.4 72.33 1316.3 -49.85 7.5 5.38 433.8 -35.25 10.9 4.07 448.0 -33.75 428.6 -156.37 424.9 84.28 7.8 5.10 456.6 -34.97 10.9 4.92 471.1 -33.51 451.1 -155.99 447.7 84.52 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 /3V0/ 2.319 /3I0/ 128.5 21.8 61.3 22.4 23.5 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) /3V0/ - 103 4450 (KV L-G) 99.08 NHABE 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4400 167.38 PHULAM 500 TO 4650 14.45 PHUMY 500 TO 4650 14.45 PHUMY 500 TO WINDING 11.23 [AT6_NB ] TO WINDING 11.23 [AT7_NB ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 0.507 99.08 293.777 8.85 1.547 81.23 294.250 9.24 294.385 -111.42 292.707 128.74 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 20.5 -167.38 1292.3 12.33 50.9 178.61 1222.5 12.89 1338.0 -106.85 1317.1 130.98 4.4 14.45 1049.6 -178.16 18.5 -6.24 1027.0 -178.07 1064.1 62.45 1057.9 -58.86 4.4 14.45 1049.6 -178.16 18.5 -6.24 1027.0 -178.07 1064.1 62.45 1057.9 -58.86 5.8 11.23 430.6 -14.02 7.1 11.28 442.4 -13.30 425.3 -134.53 424.3 105.75 5.8 11.23 430.6 -14.02 7.1 11.28 442.4 -13.30 425.3 -134.53 424.3 105.75 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 1.521 /3I0/ 61.4 - 13.2 13.2 17.5 17.5 0.0 -SEQUENCE AN(3V0) PHASE 4650 (KV L-G) 104.34 PHUMY 500 SEQUENCE AN(3I0) PHASE TO 4450 165.58 NHABE 500 TO 4450 165.58 NHABE 500 TO 4500 14.43 PHUMY22 500 TO 4500 14.43 PHUMY22 500 TO 4550 0.00 PHUMY3 500 TO 4560 0.00 PHUMY3 500 TO 4600 14.39 /V0/ AN(V0) /V+/ AN(V+) /V-/ AN(V-) /VA/ AN(VA) /VB/ AN(VB) /VC/ AN(VC) 0.360 104.34 296.636 11.22 1.324 81.87 297.060 11.53 297.200 -109.02 295.657 131.14 /I0/ AN(I0) /I+/ AN(I+) /I-/ AN(I-) /IA/ AN(IA) /IB/ AN(IB) /IC/ AN(IC) 4.4 -165.58 1043.7 4.55 18.8 173.73 1020.8 4.71 1058.9 -114.86 1051.5 123.82 4.4 -165.58 1043.7 4.55 18.8 173.73 1020.8 4.71 1058.9 -114.86 1051.5 123.82 2.9 14.43 413.0 -172.83 4.7 -8.12 405.5 -172.70 418.2 67.31 415.4 -53.09 2.9 14.43 413.0 -172.83 4.7 -8.12 405.5 -172.70 418.2 67.31 415.4 -53.09 0.0 0.00 257.7 -178.70 4.1 -7.50 253.6 -178.56 260.3 62.01 259.2 -59.55 0.0 0.00 555.0 -177.18 8.5 -7.50 546.7 -177.02 560.5 63.48 557.9 -58.00 1.5 14.39 262.2 179.12 2.7 -8.12 /3V0/ 1.081 /3I0/ 13.3 - 13.3 - 8.8 8.8 0.0 0.0 4.5 104 PHUMY4 500 258.1 179.11 264.9 59.35 263.7 -61.10 -TO 4600 14.39 PHUMY4 500 TO WINDING 0.00 [AT1 ] SUM OF 0.00 CONTRIBUTIONS 1.5 14.39 262.2 179.12 2.7 -8.12 258.1 179.11 264.9 59.35 263.7 -61.10 0.0 0.00 83.8 -26.27 10.1 -2.01 93.1 -23.71 83.4 -153.20 75.8 98.20 0.0 0.00 0.4 -87.13 0.0 0.00 0.4 -86.98 0.4 152.80 0.4 32.79 4.5 0.0 0.0 105 Sơ đồ hƯ thèng ®iƯn viƯt nam LEGEND OVERALL MAP OF SEIER PROJECT Existing Hydropower Plants Planned Hydropower Plants Existing Thermopower Plants Ha Giang Bac Quang Thac Bay Planned Thermopower Plants Nguyen Binh Cao Bang Existing 500 KV Substations Chiem Hoa Lao Cai Ham Yen Phong Tho Bac Can Dai Thi Planned 500 KV Substations Apatit Lao Cai Khanh Hoa Thac Ba Yen Bai Tuan Giao Existing and Planned 220 KV Substations Phu Luong Lang Son Tuyen Quang Existing and Planned 110 KV Substations Dong Xuan Thai Nguyen Na Duong TD S¬n La Lap Thach Dong Mo NghÜa Lé Mong Cai Bai Bang Vinh Tuong Thuan Chau Phu Tho Bac Viet Tri Soc Son Bac Giang Luc Ngan Lam Thao Quang Ha Dien Bien Son La Cho Roc Phu Yen Gia L©m Pha Lai Trang Bach Viet Tri Quang Ninh Ha noi Chieng Ngam Moc Chau Ha Dong Cam Pha Uong Bi Ha Tu Van Quan Hai Phong Xuan Mai Dong Van Vu Thu Hoa Binh Hung Ha Existing and Planned 500 KV Lines Existing and Planned 220 KV Lines Existing and Planned 110 KV Lines Small Hydropower Plants of Seier Project 500 KV Substations of Seier Project Thai Binh Nam Dinh Kien Xuong Lac Quan Ba Thuoc Ninh Binh Kim Son 220 KV Substations of Seier Project Bỉm Sơn Thọ Xuân NËm M« 110 KV Substations of Seier Project Thanh Hãa Nậm Nghiệp I Lào Quì Hợp 500 KV Lines of Seier Project Tĩnh Gia Bản Lả Nghi Sơn Trạm ĐDK 110kV đà xây dựng Trạm ĐDK 220kV đà xây dựng Trạm ĐDK 220kV chưa xây dựng Trạm ĐDK 500kV đà xây dựng Nhà máy thủy điện chưa xây dựng Tương Dương Quỳnh Lưu Diễn Châu Đô Lương Vinh Cửa Lò Bến Thủy Linh Cảm 220 KV Lines of Seier Project 110 KV Lines of Seier Project Hồng Lĩnh Thạch Khê Kỳ Anh Hà Tĩnh Ba Don Dong Hoi Le Thuy Vinh Linh Quang Tri Dien Sanh Khe Sanh Rao Quan Dong Ha Phong Dien Hue Cau Hai Cau Do Da Nang An Diem Thang Binh Dai Loc Que Son Ky Ha Dung Quat Doc Soi Son Tinh Quang Ngai Thuong Kon tum Phu Cat Phu My Kon Dao Plei Krong Hoai Nhon Vinh Son Kon Tum Yaly An Khe Qui Nhon Pleiku Se San 3, Qui Nhon Song Cau A Yunpa Tuy Hoa Krong Buk Song Hinh Buon Ma Thuot Can Den Loc Ninh Phuoc Long Tan Bien Tan Hung Tan Ninh Tan Uyen Ha Tien Dong Nai 3, Da Lat Di linh Binh Chuan Chon Thanh Bu Dang Kiem Tan Dong Nai Phu Giao Vinh An Tan DinhTri An Thong Nhat Ben Cat Hong Ngu Moc Hoa Hooc Mon Bien Hoa Nam Sai Gon An Long Phu Lam Nha Be Tam Nong Thap Muoi Phu My Ba Ria TP Ho Chi Minh Thoai Son Thot Not Cao Lanh Cai Lay Ngai Giao Can Duoc Long Dat My Thuan My Tho O Mon Vung Tau Vinh Long Ben Tre Chung So Tra Noc Can Tho Binh Minh Rach Gia Rong Gieng Phung Hiep Tra On Duyen Hai Vi Thanh Dai Ngai Soc Trang Chau Doc Kien Luong Thac Mo Ye §an Hong Dan Gia Rai Thoi Binh Ca Mau Dam Doi Nam Can Thach Tri Bac Lieu Vinh Chau Van Ninh Dien Khanh An Kroet Suoi Vang Dak Nong Nha Trang Da Lat Da Nhim Duc Trong Ninh Son Bao Loc Dai Ninh Ham Thuan Da Mi Luong Son Ninh Hai Phan Rang 106 Tài liệu tham khảo Trần Đình Long: Bảo vệ hệ thống điện, 2000 Đặng Ngọc Dinh, Trịnh Hùng Thám, Trần Bách, Nguyễn Hữu Khái: Hệ thống điện, tập 1,2 , 1981 Phạm Văn Hoà: Ngắn mạch hệ thống điên, 2006 Là Văn út: Ngắn mạch hệ thống điện, 2004 Đỗ Xuân Khôi: Tính toán phân tích hệ thống điện,1998 Trịnh Hùng Thám: Bản thảo chế độ không đối xứng hệ thống điện, 2005 Trần Bách : Lưới điện hệ thống điện, 2000 Nguyễn Văn Hậu: Luận văn thạc sỹ, 2002 Là Văn út: Phân tích điều khiển hệ thống điện, 2001 10 Tổng công ty điện lực Việt Nam- Trung tâm điều độ hệ thống điện Việt Nam: Số liệu hƯ thèng ®iƯn ViƯt Nam, 2006 ... TÍNH TỐN ĐỨT DÂY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM Chuyên ngành: Hệ thống điện NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PHẠM VĂN HÒA Hà Nội, 2006 Mục lục Trang Lời nói đầu Chương 1: Tổng quan chế độ đứt dây hệ thống. .. pháp tính toán cố đứt dây Qua phần trình bày thấy có nhiều nguyên nhân gây đứt dây hệ thống tác hại gây lớn Vậy ta cần có phương pháp nghiên cứu cụ thể, ứng dụng vào tính toán cố đứt dây hệ thống. .. điện số cố điển hình Chương Sơ đồ thay thứ tự thuận, nghịch không tính toán cố đứt dây 2.1 Đặt vấn đề Khi đứt dây hiệu điện dòng điện chỗ đứt ba pha không đối xứng Ví dụ, đứt dây pha A chỗ đứt