Chương trình PSS E là chương trình mô phỏng hệ thống điện trên máy tính nhằm mục đích tính toán nghiên cứu phục vụ cho vận hành cũng như qui hoạch hệ thống điện Áp dụng chương trình PSS E để phân tích các chế độ làm việc của lưới điện 110kV khu vực miền Trung từ đó tác giả 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 cụ thể Giải pháp phân pha của đường 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 tư thấp hơn so với giải pháp xây dựng đường dây mới do chỉ cải tạo lại đường dây hiện hữu và bổ sung thêm dây dẫn và phụ kiện Giải pháp lập kế hoạch đầu tư xây dựng và lựa chọn thời điểm thích hợp đưa vào vận hành các công trình lưới điện 110kV Công ty Lưới 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 lưới điện đồng thời chủ động được kế hoạch vốn đầu tư xây dựng công trình
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA LÊ PHÚ HỊA TÍNH TỐN, 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 HỊA TÍNH TỐN, 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 Tơi cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu luận văn trung thực chưa cơng bố cơng trình khác Tác giả luận văn Lê Phú Hịa TÍNH TỐN, 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 HỊA Chun ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã số: ………Khóa: K31.KTĐ Trƣờng Đại học Bách khoa - ĐHĐN Tóm tắt - Chƣơng trình PSS/E chƣơng trình mơ hệ thống điện máy tính nhằm mục đích tính tốn nghiên cứu phục vụ cho vận hành nhƣ qui hoạch hệ thống điện Áp dụng chƣơng trình PSS/E để phân tích chế độ làm việc lƣới điện 110kV khu vực miền Trung, từ tác giả đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý, cụ thể: Giải pháp phân pha đƣờng dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột nâng công suất truyền tải lên gần hai lần, hiệu kinh tế chi phí đầu tƣ thấp so với giải pháp xây dựng đƣờng dây cải tạo lại đƣờng dây hữu bổ sung thêm dây dẫn phụ kiện Giải pháp lập kế hoạch đầu tƣ xây dựng lựa chọn thời điểm thích hợp đƣa vào vận hành cơng trình lƣới điện 110kV Cơng ty Lƣới điện cao miền Trung Quản lý đến năm 2020 đem lại hiệu kinh tế cao, giảm thiểu trạm biến áp vận hành non tải, giảm tổn thất điện lƣới điện đồng thời chủ động đƣợc kế hoạch vốn đầu tƣ xây dựng cơng trình Từ khóa – PSS/E; nâng cao khả truyền tải đƣờng dây 110kV; kế hoạch đầu tƣ xây dựng cơng 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 LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU .2 PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU TÊN ĐỀ TÀI BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI CHƢƠNG 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 1.1.1 Phụ tải Hệ thống điện miền Trung 1.1.2 Nguồn lƣới hệ thống điện miền Trung 1.2 TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG 1.2.1 Giới thiệu chung .8 1.2.2 Chức nhiệm vụ 1.2.3 Mơ hình tổ chức quản lý sản xuất 1.2.4 Nguồn lực có 1.3 KẾT LUẬN 10 CHƢƠNG TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN, TÌM HIỂU PHẦN MỀM PSS/E .11 2.1 TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN MẠNG ĐIỆN .11 2.1.1 Định nghĩa 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 TỐN PSS/E 19 2.2.1 Giới thiệu chung .19 2.2.2 Nghiên cứu tính phần mềm PSS/E 20 2.3 KẾT LUẬN 26 CHƢƠNG TÍNH TỐN, 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 TỐN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 110kV KHU VỰC MIỀN TRUNG 27 3.2.1 Số liệu sơ đồ tính tốn: 27 3.2.2 Điều kiện tính tốn 28 3.2.3 Tính tốn phân tích, đánh giá chế độ vận hành hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung (kết tính tốn nhƣ phụ lục 3) 28 3.3 PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ CHUNG VÀ KẾT LUẬN .36 CHƢƠNG 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 tốn 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 lựa chon thời điểm thích hợp đƣa vào vận hành cơng trình lƣới điện 110kV Cơng ty Lƣới điện cao 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 ngày sản lƣợng tổng ngày khu vực miền Trung năm 2016 Trang 1.2 Phân bố công suất dƣới rõ nguồn cấp khu vực nhận HTĐ miền Trung 3.1 Các nút có điện áp lớn 1.05pu chế độ 29 3.2 Các phần tử mang tải lớn 70% chế độ 29 3.3 Các nút có điện áp dƣới 0.9pu chế độ 32 3.4 Các phần tử mang tải lớn 70% chế độ 32 3.5 Các phần tử mang tải lớn 70% chế độ 34 4.1 Bảng cân đối nguồn phụ tải khu vực đƣờng dây 110kV Krông Buk - Buôn Ma Thuột cung cấp xét trƣờng hợp cố 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 tốn chế độ cố đƣờng dây 110kV K rông Buk – Buôn Ma Thuột thời điểm 2017, 2020, 2025 40 4.4 Độ tin cậy cung cấp điện trƣớc sau có dự án 43 4.5 Tỷ lệ tổn thất điện trƣớc sau có dự án 43 4.6 So sánh phƣơng án tuyến đƣờng dây 46 4.7 Đánh giá phƣơng án 47 4.8 Tổng mức đầu tƣ 47 4.9 Kết phân tích kinh tế - tài 48 4.10 Dự báo phụ tải khu vực miền Trung đến năm 2025 49 4.11 Dự báo phụ tải TBA 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020 51 4.12 Kế hoạch 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 1.2 Sơ đồ HTĐ Lƣới điện 110kV khu vực miền Trung cập nhật đến ngày 31/12/2016 2.1 Đồ thị minh họa trình giải cho trƣờng hợp 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” giao diện “Power Flow” 24 2.6 Phân hệ “Grid Editor” 25 2.7 Màn hình vẽ sơ đồ đơn tuyến “Grid Editor” 25 3.1 Trào lƣu công suất điện áp chế độ bình thƣờng (Bắc miền Trung) 30 3.2 Trào lƣu cơng suất điện áp chế độ bình thƣờng (Nam miền Trung) 31 4.1 Mức mang tải TBA 110kV khu vực Quảng Bình 50 4.2 Dự báo nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu vực Quảng Bình theo phƣơng án dự phịng 20% công suất 51 4.3 Dự báo nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu vực Quảng Bình theo phƣơng án khơng dự phịng cơng suất: 52 MỞ ĐẦU LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI Cùng với nhịp độ tăng trƣởng kinh tế gia tăng dân số toàn cầu, nhu cầu tiêu thụ lƣợng khơng ngừng tăng lên lƣợng điện đóng vai trị then chốt Trong năm qua, sản lƣợng điện cung cấp cho ngành kinh tế sinh hoạt nhân dân tồn quốc khơng ngừng tăng lên Điện thƣơng phẩm năm 2010 159,3 tỷ kWh, cơng suất cực đại 8.284 MW Trong năm 2016, tổng sản lƣợng điện thƣơng phẩm 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 đất nƣớc, Thủ tƣớng Chính phủ có Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg ngày 18/3/2016 việc Phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 6] Đến có nhiều cơng trình nguồn lƣới điện xây dựng đƣa vào vận hành hệ thống Để đáp ứng cung cấp điện cho phụ tải, hệ thống điện đƣợc mở rộng phát triển, nhiều nguồn điện đƣợc đƣa vào vận hành, liên kết lƣới điện tăng, dẫn đến nhiều vấn đề vận hành cần đƣợc quan tâm phân tích, đánh giá: làm việc tin cậy hệ thống chế độ vận hành, vấn đề ổn định hệ thống, chất lƣợng điện năng, tổn thất điện năng, hệ thống bảo vệ rơle, hiệu kinh tế vận hành… Trong thực tế nay, việc quy hoạch trung dài hạn hệ thống điện Quốc gia đề cập đến nguồn lƣới điện từ cấp điện áp 220kV trở lên, Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố đề cập đến nguồn lƣới điện có cấp điện áp ≤ 110kV Do cách phân chia phạm vi quy hoạch, nên cơng tác tính tốn phân tích đánh giá lƣới điện 110kV phạm vi liên kết miền chƣa đƣợc đề cập cụ thể; việc tính tốn kiểm tra khả truyền tải lƣới điện đấu nối, liên kết nhà máy điện với hệ thống điện miền, tìm giải pháp thích hợp để đáp ứng nhu cầu truyền tải chế độ khác cần thiết Đề tài sâu tìm hiểu phƣơng pháp tính tốn, phân tích đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI - Tìm hiểu phƣơng pháp tính tốn, phân tích chế độ làm việc hệ thống điện nói chung, hệ thống điện 110kV nói riêng chế độ vận hành - Nghiên cứu tính toán ảnh hƣởng chế độ cố đến độ tin cậy vận hành hệ thống - Nghiên cứu phần mềm tính tốn để sử dụng cho đề tài - Áp dụng tính tốn, phân tích đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU - Các phƣơng pháp tính tốn, phân tích chế độ làm việc hệ thống điện - Các phƣơng pháp tính tốn chế độ xác lập hệ thống điện - Phần mềm tính tốn mơ hệ thống điện PSS/E - Lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU - Tìm hiểu phƣơng pháp tính tốn phân tích chế độ làm việc hệ thống điện, lựa chọn phƣơng pháp phù hợp để tính tốn cho mạng điện khu vực - Tìm hiểu phƣơng pháp phần mềm tính tốn cho hệ thống điện, phân tích lựa chọn phần mềm để sử dụng - Thu thập số liệu hệ thống điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý, tính tốn phân tích chế độ vận hành để tìm trạng thái nguy hiểm - Đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý TÊN ĐỀ TÀI - Căn vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài đƣợc đặt tên nhƣ sau: “Tính tốn, phân tích đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lưới điện 110kV công ty lưới điện cao miền Trung quản lý” BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI - Bố cục đề tài dự kiến chia làm phần gồm: Phần mở đầu, nội dung đề tài phần kết luận, kiến nghị - Nội dung đề tài gồm chƣơng nhƣ sau: Chƣơng 1: Tổng quan hệ thống điện miền Trung lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung Chƣơng 2: Tìm hiểu phƣơng pháp tính tốn, tìm hiểu phần mềm PSS/E Chƣơng 3: Tính tốn, phân tích chế độ vận hành lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung Chƣơng 4: Đề xuất số giải pháp nâng cao hiệu kinh tế lƣới điện 110kV Công ty Lƣới điện cao miền Trung quản lý TO 9081 DUNGQUAT 110.00 -17.5 -8.5 19.5 16 0.05 0.14 MIETRUNG BUS 9410 YALI_G1 15.750 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 6.26 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9410 FROM GENERATION 110.0 74.1R 132.6 63 16.065KV MW MVAR MIETRUNG TO 640 YALI 500.00 110.0 74.1 132.6 60 1.0000UN 0.08 10.18 MIETRUNG BUS 9411 NINHHOA 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0221PU -1.59 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9411 FROM GENERATION 7.0 0.0H 7.0 22 112.43KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 18.9 9.1 21.0 TO 9341 NHATRANG 110.00 25.8 -29.8 39.5 39 0.55 1.40 MIETRUNG TO 9421 VANNINH 110.00 -37.7 20.7 43.0 36 0.47 1.44 MIETRUNG BUS 9420 YALI_G2 15.750 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 6.26 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9420 FROM GENERATION 110.0 74.1R 132.6 63 16.065KV MW MVAR MIETRUNG TO 640 YALI 500.00 110.0 74.1 132.6 60 1.0000UN 0.08 10.18 MIETRUNG BUS 9421 VANNINH 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0157PU 0.39 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9421 111.73KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 22.1 10.7 24.6 TO 9411 NINHHOA 110.00 38.2 -20.1 43.1 37 0.47 1.44 MIETRUNG TO 9441 VANTHO 110.00 -60.3 9.4 61.0 52 0.47 1.45 MIETRUNG BUS 9430 YALI_G3 15.750 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 6.26 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9430 FROM GENERATION 110.0 74.1R 132.6 63 16.065KV MW MVAR MIETRUNG TO 640 YALI 500.00 110.0 74.1 132.6 60 1.0000UN 0.08 10.18 MIETRUNG 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 9431 VANNINH2 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0154PU 0.64 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9431 111.69KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 11.7 5.7 13.0 TO 9441 VANTHO 110.00 -50.1 5.0 50.4 43 0.32 0.99 MIETRUNG TO 9481 NINHTHUY 110.00 38.4 -10.6 39.9 40 0.62 1.57 MIETRUNG BUS 9440 YALI_G4 15.750 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 6.26 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9440 FROM GENERATION 110.0 74.1R 132.6 63 16.065KV MW MVAR MIETRUNG TO 640 YALI 500.00 110.0 74.1 132.6 60 1.0000UN 0.08 10.18 MIETRUNG BUS 9441 VANTHO 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 1.79 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9441 FROM GENERATION 112.0 -45.3R 120.8 81 112.20KV MW MVAR MIETRUNG TO 9311 HOAHIEP 110.00 20.5 -27.6 34.3 34 0.54 1.39 MIETRUNG TO 9421 VANNINH 110.00 60.8 -8.4 61.3 52 0.47 1.45 MIETRUNG TO 9431 VANNINH2 110.00 50.5 -4.4 50.6 43 0.32 0.99 MIETRUNG TO 9444 VANTHANH 110.00 -17.8 5.7 18.7 16 0.03 0.09 MIETRUNG TO 9444 VANTHANH 110.00 -17.8 5.7 18.7 16 0.03 0.09 MIETRUNG TO 9451 HAMDEOCA 110.00 16.0 -16.4 22.9 19 0.16 0.49 MIETRUNG BUS 9444 VANTHANH 110.00 CKT MW - AREA -X X ZONE -X 9444 FROM GENERATION 50.0 -5.1R TO 9441 VANTHO 110.00 17.8 -5.9 TO 9441 VANTHO 110.00 17.8 -5.9 TO 9445 VANPHONG 110.00 7.2 3.4 TO 9445 VANPHONG 110.00 7.2 3.4 MVAR MVA %I 1.0200PU 50.3 63 112.20KV 18.8 16 18.8 16 7.9 7.9 MW 0.03 0.03 0.00 0.00 0.09 0.09 0.01 0.01 2.09 X - LOSSES -X XMVAR MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG 1 1 BUS 9445 VANPHONG 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0194PU 2.05 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9445 112.14KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 14.3 6.9 15.9 TO 9444 VANTHANH 110.00 -7.2 -3.5 7.9 0.00 0.01 MIETRUNG TO 9444 VANTHANH 110.00 -7.2 -3.5 7.9 0.00 0.01 MIETRUNG BUS 9451 HAMDEOCA 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0307PU 0.64 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9451 113.37KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 3.2 1.6 3.6 TO 9441 VANTHO 110.00 -15.8 15.8 22.4 19 0.16 0.49 MIETRUNG TO 9461 LOCDAU 110.00 12.6 -17.4 21.4 18 0.06 0.20 MIETRUNG BUS 9461 LOCDAU -X X ZONE -X 9461 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0366PU 0.18 X - LOSSES -X X AREA 114.03KV MW TO LOAD-PQ 14.3 6.9 15.9 TO 9201 TUYHOA 110.00 -1.8 -24.0 24.0 20 TO 9451 HAMDEOCA 110.00 -12.5 17.1 21.1 18 BUS 9471 HYUNDAI X X ZONE -X 9471 110.00 CKT MW MVAR MVAR MIETRUNG 0.26 0.79 MIETRUNG 0.06 0.20 MIETRUNG MVA %I 1.0132PU -1.98 X - LOSSES -X X AREA - 111.45KV MW TO LOAD-PQ 7.2 3.5 7.9 TO 9341 NHATRANG 110.00 10.5 -24.4 26.5 26 TO 9481 NINHTHUY 110.00 -17.6 20.9 27.3 27 MVAR MIETRUNG 0.37 0.92 MIETRUNG 0.04 0.10 MIETRUNG 1 BUS 9480 TD_DAKRE 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0469PU 4.22 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9480 FROM GENERATION 10.0 -3.0L 10.4 33 14.448KV MW MVAR MIETRUNG TO 9361 TDDAKRE 110.00 10.0 -3.0 10.4 31 1.0000UN 0.02 0.40 MIETRUNG 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 9481 NINHTHUY -X X ZONE -X 9481 110.00 CKT TO LOAD-PQ 20.1 TO 9431 VANNINH2 110.00 TO 9471 HYUNDAI 110.00 BUS 9491 DONGDE -X X ZONE -X 9491 MW MVAR MVA %I 1.0113PU -1.78 X - LOSSES -X X AREA 111.24KV MW 9.8 22.4 -37.8 11.2 39.4 39 17.7 -20.9 27.4 27 110.00 CKT MW MVAR TO TO TO TO TO TO TO TO 110.00 CKT MW MVAR MIETRUNG 0.62 1.57 MIETRUNG 0.04 0.10 MIETRUNG 1 MVA %I 1.0325PU -3.95 X - LOSSES -X X AREA 113.57KV MW TO LOAD-PQ 20.1 9.8 22.4 TO 9341 NHATRANG 110.00 -58.0 -26.3 63.7 62 TO 9711 MAVONG 110.00 37.9 16.6 41.3 40 BUS 9501 PLEIKU X X ZONE -X 9501 MVAR MVAR MIETRUNG 0.25 0.65 MIETRUNG 0.17 0.44 MIETRUNG MVA %I 1.0846PU 1 0.49 X - LOSSES -X X AREA - 119.31KV MW MVAR MIETRUNG 7501 DIENHONG 110.00 27.9 2.1 27.9 26 0.16 0.41 MIETRUNG 7501 DIENHONG 110.00 27.9 2.1 27.9 26 0.16 0.41 MIETRUNG 7521 BIENHO 110.00 40.8 7.8 41.6 39 0.14 0.35 MIETRUNG 7521 BIENHO 110.00 40.8 7.8 41.6 39 0.14 0.35 MIETRUNG 7531 IAGRAI 110.00 44.3 12.0 45.9 36 0.64 2.11 MIETRUNG 7601 CHUPAH 110.00 -56.9 25.3 62.3 58 0.48 1.22 MIETRUNG 9508 AT 2.0000 -62.4 -28.6 68.6 51 1.0000LK 0.03 -0.38 MIETRUNG 9508 AT 2.0000 -62.4 -28.6 68.6 51 1.0000LK 0.03 -0.38 MIETRUNG BUS 9502 PLEIKU X X ZONE -X 9502 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0926PU 4.15 X - LOSSES -X X AREA - 240.36KV MW MVAR MIETRUNG TO SHUNT 0.1 0.3 0.3 TO 567 PK_AT1D 5.0000 146.8 -113.6 185.6 38 1.0000LK 0.05 -0.95 MIETRUNG TO 567 PK_AT1D 5.0000 146.8 -113.6 185.6 38 1.0000LK 0.05 -0.95 MIETRUNG TO 9102 QUINHON 220.00 57.5 37.3 68.5 17 0.98 5.94 MIETRUNG TO 9112 ANKHE 220.00 30.5 37.7 48.5 0.21 1.81 MIETRUNG TO 9508 AT 2.0000 62.4 33.6 70.9 52 0.9750LK 0.03 5.38 MIETRUNG TO 9508 AT 2.0000 62.4 33.6 70.9 52 0.9750LK 0.03 5.38 MIETRUNG TO 9512 CHUSE 220.00 68.3 24.3 72.5 18 0.27 1.67 MIETRUNG TO 9552 KONTUM 220.00 0.2 5.7 5.7 0.00 0.03 MIETRUNG TO 9552 KONTUM 220.00 0.2 5.7 5.7 0.00 0.03 MIETRUNG TO 9652 SESAN3 220.00 -161.2 12.3 161.7 41 1.10 6.59 MIETRUNG TO 9662 SESAN3A 220.00 -116.8 7.7 117.0 30 0.76 4.45 MIETRUNG TO 9672 SESAN4 220.00 -148.5 14.5 149.2 38 1.12 6.94 MIETRUNG TO 9672 SESAN4 220.00 -148.5 14.5 149.2 38 1.12 6.94 MIETRUNG BUS 9508 AT X ZONE -X 9508 2.0000 CKT MW MVAR MVA %I 1.0825PU 2 0.19 X - LOSSES -X X AREA -X TO TO TO TO 9501 PLEIKU 9501 PLEIKU 9502 PLEIKU 9502 PLEIKU 110.00 110.00 220.00 220.00 2 2.1651KV 62.4 28.2 62.4 28.2 -62.4 -28.2 -62.4 -28.2 MW MVAR 68.5 51 1.0000UN 68.5 51 1.0000UN 68.5 51 1.0000UN 68.5 51 1.0000UN MIETRUNG 0.03 -0.38 0.03 -0.38 0.03 5.38 0.03 5.38 MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG 8 8 BUS 9510 TRAVIN_1 19.000 CKT MW MVAR MVA %I 1.0000PU -2.90 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9510 FROM GENERATION 0.0 103.9R 103.9 19.000KV MW MVAR MIENNAM TO 950 TRAVINH 500.00 0.0 103.9 103.9 1.0000UN 0.00 0.88 MIENNAM BUS 9511 PD_PHMAI 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0305PU -1.69 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9511 FROM GENERATION 33.0 -10.0L 34.5 82 113.35KV MW MVAR MIETRUNG TO 9521 NHONHOI2 110.00 15.3 -2.0 15.4 13 0.02 0.05 MIETRUNG TO 9531 NHONHOI3 110.00 16.1 -2.1 16.3 14 0.02 0.07 MIETRUNG TO 9541 PHUCAT 110.00 1.6 -6.0 6.2 0.01 0.02 MIETRUNG 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 9512 CHUSE 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0797PU 3.01 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9512 237.53KV MW MVAR MIETRUNG TO SHUNT 0.1 0.2 0.3 TO 9502 PLEIKU 220.00 -68.0 -29.4 74.1 19 0.27 1.67 MIETRUNG TO 9612 KRONGBUK 220.00 67.9 29.2 73.9 19 0.66 4.04 MIETRUNG BUS 9520 TRAVIN_2 19.000 CKT MW MVAR MVA %I 1.0000PU 0.47 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9520 FROM GENERATION 300.0 -148.5R 334.8 46 19.000KV MW MVAR MIENNAM TO 6522 ND_TVINH 220.00 300.0 -148.5 334.8 34 1.0000UN 0.02 12.70 MIENNAM BUS 9521 NHONHOI2 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0297PU -1.89 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9521 113.27KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 20.1 9.8 22.4 TO 9061 NHONHOI 110.00 -4.9 -11.5 12.5 10 0.02 0.05 MIETRUNG TO 9511 PD_PHMAI 110.00 -15.3 1.8 15.4 13 0.02 0.05 MIETRUNG BUS 9530 TRAVIN_3 19.000 CKT MW MVAR MVA %I 1.0000PU 0.80 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9530 FROM GENERATION 300.0 -125.2R 325.1 46 19.000KV MW MVAR MIENNAM TO 6522 ND_TVINH 220.00 300.0 -125.2 325.1 33 1.0000UN 0.02 14.02 MIENNAM BUS 9531 NHONHOI3 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0295PU -1.97 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9531 113.24KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 28.6 13.9 31.8 TO 9061 NHONHOI 110.00 -12.5 -15.7 20.0 17 0.03 0.09 MIETRUNG TO 9511 PD_PHMAI 110.00 -16.1 1.8 16.2 14 0.02 0.07 MIETRUNG BUS 9541 PHUCAT 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0341PU -1.83 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9541 113.75KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 25.4 12.3 28.2 TO 9511 PD_PHMAI 110.00 -1.6 5.2 5.4 0.01 0.02 MIETRUNG TO 9551 MYCHANH 110.00 -12.4 -6.7 14.1 14 0.07 0.17 MIETRUNG TO 9571 ANNHON 110.00 -11.4 -10.8 15.7 15 0.04 0.11 MIETRUNG BUS 9551 MYCHANH 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0444PU -1.32 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9551 114.88KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 11.7 5.7 13.0 TO 9541 PHUCAT 110.00 12.5 5.9 13.8 13 0.07 0.17 MIETRUNG TO 9561 PHUMY 110.00 -24.2 -11.6 26.8 26 0.11 0.29 MIETRUNG BUS 9552 KONTUM 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0895PU 4.17 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9552 239.69KV MW MVAR MIETRUNG TO 9502 PLEIKU 220.00 -0.2 -12.4 12.4 0.00 0.03 MIETRUNG TO 9502 PLEIKU 220.00 -0.2 -12.4 12.4 TO 9558 AT 2.0000 0.3 24.8 24.8 18 0.9750LK BUS 9558 AT X ZONE -X 9558 2.0000 CKT TO 7611 KONTUM TO 9552 KONTUM BUS 9561 PHUMY X X ZONE -X 9561 MW MVAR 0.00 0.03 MIETRUNG 0.00 0.66 MIENNAM MVA %I 1.0876PU 2.1751KV MW MVAR 0.3 24.2 24.2 18 1.0000UN -0.3 -24.2 24.2 18 1.0000UN 110.00 220.00 110.00 CKT MW MVAR 4.16 X - LOSSES -X X AREA -X MIENNAM 0.00 -0.05 MIETRUNG 0.00 0.66 MIETRUNG 1 MVA %I 1.0533PU -0.87 X - LOSSES -X X AREA - 115.86KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 13.0 6.3 14.4 TO 9051 HOAINHON 110.00 -9.0 -4.6 10.1 10 0.02 0.06 MIETRUNG TO 9551 MYCHANH 110.00 24.3 11.4 26.8 26 0.11 0.29 MIETRUNG TO 9611 VINHSON 110.00 -28.3 -13.1 31.1 30 0.57 1.46 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 9571 ANNHON X X ZONE -X 9571 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0413PU -1.64 X - LOSSES -X X AREA - 114.54KV MW TO LOAD-PQ 23.4 11.3 26.0 TO 9101 QUYNHON 110.00 -34.8 -21.7 41.0 40 TO 9541 PHUCAT 110.00 11.4 10.4 15.4 15 MVAR MIETRUNG 0.30 0.76 MIETRUNG 0.04 0.11 MIETRUNG 1 BUS 9580 SRPOK3_1 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0130PU 5.27 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9580 FROM GENERATION 66.0 20.0H 69.0 54 13.980KV MW MVAR MIETRUNG TO 9632 SEREPOK3 220.00 66.0 20.0 69.0 54 1.0000UN 0.11 2.04 MIETRUNG BUS 9581 PHUOCSON 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0438PU -1.54 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9581 114.82KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 11.7 5.7 13.0 TO 9061 NHONHOI 110.00 17.2 14.6 22.6 19 0.08 0.24 MIETRUNG TO 9101 QUYNHON 110.00 -28.9 -20.3 35.3 29 0.19 0.57 MIETRUNG BUS 9590 SRPOK3_2 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.0130PU 5.27 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9590 FROM GENERATION 66.0 20.0H 69.0 54 13.980KV MW MVAR MIETRUNG TO 9632 SEREPOK3 220.00 66.0 20.0 69.0 54 1.0000UN 0.11 2.04 MIETRUNG BUS 9591 HOAIAN -X X ZONE -X 9591 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0625PU -0.38 X - LOSSES -X X AREA 116.87KV MW TO LOAD-PQ 11.1 5.4 12.3 TO 9051 HOAINHON 110.00 18.2 8.0 19.9 19 TO 9611 VINHSON 110.00 -29.3 -13.4 32.2 31 MVAR MIETRUNG 0.04 0.10 MIETRUNG 0.45 1.14 MIETRUNG 1 BUS 9610 BKUOP_H1 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.1011PU 6.79 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9610 FROM GENERATION 84.0 36.0L 91.4 55 15.195KV MW MVAR MIETRUNG TO 9622 BUONKUOP 220.00 84.0 36.0 91.4 47 1.0000UN 0.13 5.45 MIETRUNG BUS 9611 VINHSON -X X ZONE -X 9611 TO TO TO TO TO 9120 VSON_G1 9130 VSON_G2 9561 PHUMY 9591 HOAIAN 9615 VINHSON5 110.00 CKT 13.800 13.800 110.00 110.00 110.00 MW 120.07KV -29.9 -17.4 -29.9 -17.4 28.8 12.6 29.7 13.1 1.2 9.2 MVAR MVA %I 1.0916PU 1.13 X - LOSSES -X X AREA MW MVAR MIETRUNG 34.6 75 1.0725LK 0.13 3.57 MIETRUNG 34.6 75 1.0725LK 0.13 3.57 MIETRUNG 31.5 29 0.57 1.46 MIETRUNG 32.5 30 0.45 1.14 MIETRUNG 9.3 0.02 0.04 MIETRUNG 2 BUS 9612 KRONGBUK 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0457PU 0.52 X - LOSSES -X X AREA X X ZONE -X 9612 230.06KV MW MVAR MIETRUNG TO SHUNT 0.1 0.3 0.3 TO 7122 SEREPOK4 220.00 -160.6 -65.9 173.5 48 1.00 10.08 MIETRUNG TO 7982 KRONGANA 220.00 -76.0 -31.6 82.3 21 0.57 3.85 MIETRUNG TO 9342 NHATRANG 220.00 43.7 25.7 50.7 13 0.48 2.89 MIETRUNG TO 9342 NHATRANG 220.00 43.7 25.7 50.7 13 0.48 2.89 MIETRUNG TO 9512 CHUSE 220.00 -67.3 -39.0 77.8 21 0.66 4.04 MIETRUNG TO 9618 AT 2.0000 65.1 25.8 70.0 54 0.9750LK 0.04 4.55 MIETRUNG TO 9618 AT 2.0000 151.4 59.1 162.5 62 0.9750LK 0.15 10.56 MIETRUNG 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 9614 KRONBUK 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0507PU -2.47 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9614 115.58KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 43.2 14.2 45.5 TO 7111 CUMGAR 110.00 24.0 7.5 25.2 21 0.11 0.37 MIETRUNG TO 7211 HOATHUAN 110.00 57.9 24.5 62.9 120 1.67 4.30 MIETRUNG TO 7261 BUONHO 110.00 47.7 20.0 51.7 50 0.39 0.99 MIETRUNG TO 7321 EAHLEO 110.00 6.9 -1.5 7.1 0.02 0.05 MIETRUNG TO 7451 KRONANG 110.00 36.3 7.2 37.0 36 0.31 0.81 MIETRUNG TO 9618 AT 2.0000 -108.0 -36.0 113.9 43 1.0000LK 0.09 -1.11 MIETRUNG TO 9618 AT 2.0000 -108.0 -36.0 113.9 87 1.0000LK 0.09 -1.11 MIETRUNG BUS 9615 VINHSON5 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0869PU 1.19 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9615 FROM GENERATION 15.0 -6.0L 16.2 28 119.56KV MW MVAR MIETRUNG TO 9611 VINHSON 110.00 -1.2 -9.7 9.8 0.02 0.04 MIETRUNG TO 9731 TRAXOM 110.00 16.2 3.7 16.6 15 0.05 0.12 MIETRUNG BUS 9618 AT 2.0000 CKT AREA -X X ZONE -X 9618 MW MVAR 2.0966KV -65.0 -21.3 MVA %I 1.0483PU -3.01 X - LOSSES -X X -MW MVAR MIETRUNG 68.4 52 1.0000UN 0.04 4.55 MIETRUNG TO 9612 KRONGBUK 220.00 TO 9612 KRONGBUK 220.00 -151.2 -48.5 158.8 61 1.0000UN 0.15 10.56 MIETRUNG TO 9614 KRONBUK 110.00 108.1 34.9 113.6 43 1.0000UN 0.09 -1.11 MIETRUNG TO 9614 KRONBUK 110.00 108.1 34.9 113.6 87 1.0000UN 0.09 -1.11 MIETRUNG 7 7 BUS 9620 BKUOP_H2 13.800 CKT MW MVAR MVA %I 1.1011PU 6.79 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9620 FROM GENERATION 84.0 36.0L 91.4 55 15.195KV MW MVAR MIETRUNG TO 9622 BUONKUOP 220.00 84.0 36.0 91.4 47 1.0000UN 0.13 5.45 MIETRUNG BUS 9621 DONPHO 110.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0637PU -0.70 X - LOSSES -X X -AREA -X X ZONE -X 9621 117.01KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 7.8 3.8 8.7 TO 7871 ANKHE 110.00 -2.5 -6.9 7.3 0.01 0.03 MIETRUNG TO 9631 TAYSON 110.00 17.5 8.1 19.3 18 0.07 0.18 MIETRUNG TO 9731 TRAXOM 110.00 -22.8 -5.0 23.4 22 0.27 0.69 MIETRUNG BUS 9622 BUONKUOP 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0755PU 3.61 X - LOSSES -X X - AREA -X X ZONE -X 9622 236.61KV MW MVAR MIETRUNG TO 7982 KRONGANA 220.00 76.7 20.6 79.5 20 0.15 1.01 MIETRUNG TO 9610 BKUOP_H1 13.800 -83.9 -30.6 89.3 47 1.0000LK 0.13 5.45 MIETRUNG TO 9620 BKUOP_H2 13.800 -83.9 -30.6 89.3 47 1.0000LK 0.13 5.45 MIETRUNG TO 9628 AT 2.0000 66.5 33.1 74.3 28 1.0000LK 0.03 7.37 MIETRUNG TO 9628 AT 2.0000 66.5 33.1 74.3 28 1.0000LK 0.03 7.37 MIETRUNG TO 9632 SEREPOK3 220.00 -56.5 -12.3 57.8 16 0.01 0.06 MIETRUNG TO 9692 DNONG220 220.00 24.8 -7.5 25.9 0.04 0.29 MIETRUNG TO 9702 BANTOUSR 220.00 -10.3 -6.0 12.0 0.01 0.04 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 11.7 5.7 13.0 TO 7331 CUZUT 110.00 105.5 46.6 115.4 96 1.64 4.23 MIETRUNG TO 7332 KONGNO 110.00 12.6 3.3 13.1 11 0.03 0.10 MIETRUNG TO 7721 HOAPHU 110.00 3.0 -2.3 3.8 0.00 0.00 MIETRUNG TO 9628 AT 2.0000 -132.8 -53.3 143.1 55 1.0000LK 0.15 -1.81 MIETRUNG 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 MIETRUNG 220.00 -66.5 -25.7 71.3 28 1.0000UN 0.03 7.37 220.00 -66.5 -25.7 71.3 28 1.0000UN 0.03 7.37 110.00 133.0 51.5 142.6 55 1.0000UN 0.15 -1.81 MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9652 SESAN3 220.00 200.0 0.4 200.0 60 1.0000UN 0.00 15.86 MIETRUNG 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 -17.5 -8.5 19.4 19 TO 9641 NHONTAN 110.00 7.1 3.4 7.8 BUS 9632 SEREPOK3 X X ZONE -X 9632 TO TO TO TO 220.00 CKT MW MVAR 236.70KV 7122 SEREPOK4 220.00 75.3 23.9 9580 SRPOK3_1 13.800 -65.9 -18.0 9590 SRPOK3_2 13.800 -65.9 -18.0 9622 BUONKUOP 220.00 56.5 12.0 BUS 9641 NHONTAN -X X ZONE -X 9641 110.00 CKT MW MVAR MIETRUNG 0.07 0.18 MIETRUNG 0.01 0.03 MIETRUNG 1 MVA %I 1.0759PU 3.66 X - LOSSES -X X AREA - MW MVAR MIETRUNG 79.0 20 0.03 0.27 MIETRUNG 68.3 51 1.0725LK 0.11 2.04 MIETRUNG 68.3 51 1.0725LK 0.11 2.04 MIETRUNG 57.8 16 0.01 0.06 MIETRUNG 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 -13.1 -5.8 14.3 14 TO 9631 TAYSON 110.00 -7.0 -4.0 8.1 MVAR MIETRUNG 0.04 0.09 MIETRUNG 0.01 0.03 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9662 SESAN3A 220.00 80.0 -2.2 80.0 63 1.0000UN 0.15 5.42 MIETRUNG 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 -13.8 -10.3 17.3 17 110.00 -5.0 1.2 5.2 220.00 CKT MW MVAR MVAR MIETRUNG 0.03 0.06 MIETRUNG 0.01 0.01 MIETRUNG MVA %I 1.0967PU 6.50 X - LOSSES -X X AREA - 241.28KV MW MVAR MIETRUNG TO 9502 PLEIKU 220.00 162.3 -11.3 162.7 41 1.10 6.59 MIETRUNG TO 9630 SE_SAN3 13.800 -200.0 15.5 200.6 56 1.0720LK 0.00 15.86 MIETRUNG TO 9662 SESAN3A 220.00 37.7 -4.2 37.9 10 0.02 0.10 MIETRUNG BUS 9662 SESAN3A -X X ZONE -X 9662 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0964PU 6.34 X - LOSSES -X X AREA 241.22KV MW MVAR MIETRUNG TO 9502 PLEIKU 220.00 117.5 -10.4 118.0 30 0.76 4.45 MIETRUNG TO 9650 SESAN_3A 13.800 -79.9 7.6 80.2 59 1.0725LK 0.15 5.42 MIETRUNG TO 9652 SESAN3 220.00 -37.7 2.8 37.8 10 0.02 0.10 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9672 SESAN4 220.00 100.0 -0.8 100.0 73 1.0000UN 0.24 8.84 MIETRUNG 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 220.00 149.6 -14.4 9502 PLEIKU 220.00 149.6 -14.4 9670 SSAN4_H1 13.800 -99.8 9.6 9680 SSAN4_H2 13.800 -99.8 9.6 MVA %I 1.0958PU 6.83 X - LOSSES -X X AREA - MW MVAR MIETRUNG 150.3 38 1.12 6.94 MIETRUNG 150.3 38 1.12 6.94 MIETRUNG 100.2 68 1.0720LK 0.24 8.84 MIETRUNG 100.2 68 1.0720LK 0.24 8.84 MIETRUNG 2 TO 9690 SSAN4_H3 13.800 -99.8 9.6 100.2 68 1.0720LK 0.24 8.84 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9672 SESAN4 220.00 100.0 -0.8 100.0 73 1.0000UN 0.24 8.84 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9672 SESAN4 220.00 100.0 -0.8 100.0 73 1.0000UN 0.24 8.84 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 18.2 8.8 20.2 TO 9061 NHONHOI 110.00 34.2 28.3 44.4 37 0.16 0.49 MIETRUNG TO 9101 QUYNHON 110.00 -52.4 -37.1 64.2 53 0.33 1.01 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO SHUNT 0.3 1.1 1.2 TO 888 DNONG_D1 5.0000 245.4 -44.7 249.4 52 1.0227LK 0.11 -3.76 MIENNAM TO 898 DNONG_D2 5.0000 245.4 -44.7 249.4 52 1.0227LK 0.11 -3.76 MIENNAM TO 5360 DAKTIK 13.800 -120.6 10.1 121.1 64 1.0000LK 0.24 10.07 MIENNAM TO 6022 DONGNAI3 220.00 -109.9 10.0 110.4 33 0.51 2.55 MIENNAM TO 6022 DONGNAI3 220.00 -109.9 10.0 110.4 33 0.51 2.55 MIENNAM TO 6032 DONGNAI4 220.00 -120.2 10.8 120.7 36 0.25 1.26 MIENNAM TO 6032 DONGNAI4 220.00 -120.2 10.8 120.7 36 0.25 1.26 MIENNAM TO 6042 DONGNAI5 220.00 -159.2 20.8 160.5 48 1.24 6.24 MIENNAM TO 6482 PHU_LONG 220.00 173.7 10.8 174.0 29 1.32 11.47 MIENNAM TO 6482 PHU_LONG 220.00 173.7 10.8 174.0 29 1.32 11.47 MIENNAM TO 9622 BUONKUOP 220.00 -24.7 -9.8 26.6 0.04 0.29 MIETRUNG TO 9712 DUCXUYEN 220.00 -36.8 1.9 36.9 10 0.05 0.31 MIETRUNG TO 9712 DUCXUYEN 220.00 -36.8 1.9 36.9 10 0.05 0.31 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9702 BANTOUSR 220.00 40.0 10.4 41.3 39 1.0000UN 0.07 2.55 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9622 BUONKUOP 220.00 10.4 0.0 10.4 0.01 0.04 MIETRUNG TO 9700 BANTOUSR 13.800 -39.9 -7.8 40.7 37 1.0725LK 0.07 2.55 MIETRUNG TO 9712 DUCXUYEN 220.00 29.6 7.9 30.6 0.04 0.22 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 7122 SEREPOK4 220.00 48.0 21.0 52.4 41 1.0000UN 0.06 2.22 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 45.5 22.0 50.6 TO 8191 TT_NTRAN 110.00 35.1 12.9 37.4 31 0.03 0.09 MIETRUNG TO 9341 NHATRANG 110.00 -49.2 -21.7 53.8 53 0.44 1.13 MIETRUNG TO 9491 DONGDE 110.00 -37.7 -16.4 41.1 41 0.17 0.44 MIETRUNG TO 9881 BINHTAN 110.00 6.3 3.2 7.1 0.00 0.01 MIETRUNG BUS 9712 DUCXUYEN X X ZONE -X 9712 TO TO TO TO TO 220.00 CKT 9692 DNONG220 220.00 9692 DNONG220 220.00 9702 BANTOUSR 220.00 9718 AT 2.0000 -16.2 9720 DUCXUYEN 13.800 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 11.7 20.0 1.0000LK -28.0 13.0 30.9 34 1.0000LK 3.42 X - LOSSES -X X AREA - MIETRUNG 0.05 0.31 MIETRUNG 0.05 0.31 MIETRUNG 0.04 0.22 MIETRUNG 0.00 0.10 MIETRUNG 0.00 1.01 MIENNAM 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 MIETRUNG TO 7091 QUANGSON 110.00 5.8 2.5 6.3 0.00 0.01 MIETRUNG TO 9718 AT 2.0000 16.2 -11.5 19.9 1.0000LK 0.00 0.05 MIETRUNG BUS 9718 AT X ZONE -X 9718 2.0000 CKT TO 9712 DUCXUYEN 220.00 TO 9714 DUCXUYEN 110.00 MW MVAR MVA %I 1.0704PU 2.1409KV MW MVAR 16.2 -11.6 19.9 1.0000UN -16.2 11.6 19.9 1.0000UN 3.66 X - LOSSES -X X AREA -X MIETRUNG 0.00 0.10 MIETRUNG 0.00 0.05 MIETRUNG 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 MIENNAM TO 9712 DUCXUYEN 220.00 28.0 -12.0 30.5 34 1.0000UN 0.00 1.01 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 3.2 1.6 3.6 TO 9171 SUOIDAU 110.00 9.4 1.8 9.5 0.02 0.06 MIETRUNG TO 9871 DIENKHAN 110.00 -6.6 -3.4 7.4 0.01 0.03 MIETRUNG 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 MIETRUNG 9022 DUCPHO 220.00 80.0 2.9 80.0 22 0.44 2.68 MIETRUNG 9022 DUCPHO 220.00 80.0 2.9 80.0 22 0.44 2.68 MIETRUNG 9060 TKONTUM1 13.800 -80.0 -2.9 80.0 45 1.0000LK 0.04 4.61 MIETRUNG 9070 TKONTUM2 13.800 -80.0 -2.9 80.0 45 1.0000LK 0.04 4.61 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9731 TRAXOM 110.00 7.0 0.0 7.0 20 1.0000UN 0.01 0.17 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9615 VINHSON5 110.00 -16.1 -4.2 16.7 16 0.05 0.12 MIETRUNG TO 9621 DONPHO 110.00 23.1 4.0 23.5 22 0.27 0.69 MIETRUNG TO 9730 TD_TRXOM 13.800 -7.0 0.2 7.0 20 1.0000LK 0.01 0.17 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 5.4 -3.8 6.6 110.00 5.4 -3.8 6.6 110.00 -18.4 -2.5 18.6 15 110.00 -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 MIETRUNG 0.00 0.00 MIETRUNG 0.00 0.00 MIETRUNG 0.03 0.11 MIETRUNG 0.03 0.11 MIETRUNG MVA %I 1.0367PU -3.72 X - LOSSES -X X AREA - 114.04KV MW MVAR MIETRUNG TO LOAD-PQ 37.7 18.3 41.9 TO 9741 KYHA2 110.00 -5.4 3.7 6.5 0.00 0.00 MIETRUNG TO 9741 KYHA2 110.00 -5.4 3.7 6.5 0.00 0.00 MIETRUNG TO 9758 AT 2.0000 -26.9 -25.7 37.2 29 1.0000LK 0.01 -0.12 MIETRUNG BUS 9752 TAMHIEP -X X ZONE -X 9752 TO 9758 AT 220.00 CKT 2.0000 MW MVAR 1 MVA %I 1.0017PU -2.00 X - LOSSES -X X AREA 220.38KV MW MVAR MIETRUNG 26.9 27.3 38.4 31 0.9375LK 0.01 1.73 MIETRUNG TO 9762 DOCSOI TO 9762 DOCSOI 220.00 220.00 -13.5 -13.6 19.2 -13.5 -13.6 19.2 BUS 9758 AT 2.0000 CKT AREA -X X ZONE -X 9758 MW MVAR 0.00 0.02 MIETRUNG 0.00 0.02 MIETRUNG 2 MVA %I 1.0346PU -3.86 X - LOSSES -X X 2.0692KV MW MVAR MIETRUNG TO 9751 KYHA 110.00 26.9 25.6 37.1 29 1.0000UN 0.01 -0.12 MIETRUNG TO 9752 TAMHIEP 220.00 -26.9 -25.6 37.1 29 1.0000UN 0.01 1.73 MIETRUNG 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 MIETRUNG 9021 TAMKY 110.00 -3.8 -1.9 4.3 0.01 0.03 MIETRUNG 9741 KYHA2 110.00 18.4 2.3 18.6 15 0.03 0.11 MIETRUNG 9741 KYHA2 110.00 18.4 2.3 18.6 15 0.03 0.11 MIETRUNG 9768 AT 2.0000 -61.9 -35.8 71.5 28 1.0000LK 0.00 -0.09 MIETRUNG 9768 AT 2.0000 -61.9 -35.8 71.5 28 1.0000LK 0.00 -0.09 MIETRUNG 9821 TINHPHON 110.00 17.4 19.5 26.2 25 0.10 0.26 MIETRUNG 9841 BINHNGUY 110.00 14.7 21.3 25.9 25 0.02 0.04 MIETRUNG 9951 BINHCHAN 110.00 29.3 14.0 32.5 27 0.02 0.07 MIETRUNG 9951 BINHCHAN 110.00 29.3 14.0 32.5 27 0.02 0.07 MIETRUNG BUS 9762 DOCSOI 220.00 CKT AREA -X X ZONE -X 9762 MW MVAR 1 1 1 MVA %I 1.0024PU -1.97 X - LOSSES -X X TO 668 DQ_ATD2 5.0000 220.53KV -59.5 -70.2 MW MVAR MIETRUNG 92.0 20 1.0227LK 0.02 -0.59 MIETRUNG TO 668 DQ_ATD2 5.0000 -59.5 -70.2 92.0 20 1.0227LK 0.02 -0.59 MIETRUNG TO 9022 DUCPHO 220.00 -74.7 -1.1 74.7 21 0.48 2.94 MIETRUNG TO 9022 DUCPHO 220.00 -74.7 -1.1 74.7 21 0.48 2.94 MIETRUNG TO 9082 DUNGQUAT 220.00 163.6 82.3 183.1 50 0.23 1.43 MIETRUNG TO 9082 DUNGQUAT 220.00 163.6 82.3 183.1 50 0.23 1.43 MIETRUNG TO 9092 TAMANH 220.00 -46.2 -57.5 73.8 20 0.16 0.99 MIETRUNG TO 9092 TAMANH 220.00 -46.2 -57.5 73.8 20 0.16 0.99 MIETRUNG TO 9752 TAMHIEP 220.00 13.5 13.0 18.7 0.00 0.02 MIETRUNG TO 9752 TAMHIEP 220.00 13.5 13.0 18.7 0.00 0.02 MIETRUNG TO 9768 AT 2.0000 61.9 37.8 72.6 29 0.9500LK 0.03 2.18 MIETRUNG TO 9768 AT 2.0000 61.9 37.8 72.6 29 0.9500LK 0.03 2.18 MIETRUNG TO 9932 SONHA 220.00 -58.6 -4.3 58.7 16 0.25 1.52 MIETRUNG TO 9932 SONHA 220.00 -58.6 -4.3 58.7 16 0.25 1.52 MIETRUNG 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 61.9 35.7 61.9 35.7 -61.9 -35.7 -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 MIETRUNG 0.00 -0.09 0.00 -0.09 0.03 2.18 0.03 2.18 MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG MIETRUNG 1 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 217.8 105.5 241.9 TO 9082 DUNGQUAT 220.00 -108.9 -52.7 121.0 34 0.10 0.63 MIETRUNG TO 9082 DUNGQUAT 220.00 -108.9 -52.7 121.0 34 0.10 0.63 MIETRUNG 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 -12.5 -5.5 13.7 13 TO 9791 TUYAN 110.00 -8.9 -4.9 10.2 10 MVAR MIETRUNG 0.06 0.14 MIETRUNG 0.04 0.10 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9791 TUYAN 110.00 5.0 0.0 5.0 0.01 0.03 MIETRUNG 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 -24.8 -12.2 27.6 26 TO 9781 SCAU 110.00 9.0 3.8 9.7 TO 9784 LAHIEN 110.00 -5.0 -1.7 5.3 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 -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 MW MW MW 0.19 0.48 MIETRUNG 0.04 0.10 MIETRUNG 0.01 0.03 MIETRUNG MVAR MIETRUNG 0.15 0.38 MIETRUNG 0.06 0.15 MIETRUNG MVAR 8.7 MVAR MVAR MVAR MIETRUNG 1 0.00 0.01 MIETRUNG MVA %I 1.0288PU -3.59 X - LOSSES -X X AREA -MVAR MIETRUNG 0.10 0.26 MIETRUNG 0.02 0.04 MIETRUNG 0.01 0.03 MIETRUNG 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 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 -17.3 -19.7 26.2 26 TO 9831 MYKHE 110.00 9.8 4.3 10.7 10 TO 9944 RENUBUT1 110.00 -11.9 5.9 13.3 13 BUS 9831 MYKHE -X X ZONE -X 9831 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 -50.0 -22.1 54.6 53 TO 9871 DIENKHAN 110.00 31.8 13.2 34.4 34 BUS 9811 DET_NT X X ZONE -X 9811 MVAR MVAR MIETRUNG 0.02 0.04 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 -14.7 -21.3 25.9 25 TO 9911 TRABONG 110.00 -2.4 4.3 4.9 TO 9945 RENUBUT2 110.00 4.2 10.8 11.5 11 MVAR MIETRUNG 0.02 0.04 MIETRUNG 0.01 0.03 MIETRUNG 0.04 0.09 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 7122 SEREPOK4 220.00 38.4 18.0 42.4 15 0.03 0.15 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 36.4 17.6 40.4 TO 9951 BINHCHAN 110.00 -18.2 -8.8 20.2 17 0.02 0.08 MIETRUNG TO 9951 BINHCHAN 110.00 -18.2 -8.8 20.2 17 0.02 0.08 MIETRUNG BUS 9871 DIENKHAN -X X ZONE -X 9871 110.00 CKT TO LOAD-PQ 22.8 TO 9171 SUOIDAU 110.00 TO 9341 NHATRANG 110.00 TO 9721 KHANHVIN 110.00 TO 9801 TAYNTRAN 110.00 TO 9881 BINHTAN 110.00 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 -31.7 -13.2 34.4 34 24.3 11.3 26.8 26 110.00 CKT MW MVAR MVAR MIETRUNG 0.07 0.22 MIETRUNG 0.20 0.51 MIETRUNG 0.01 0.03 MIETRUNG 0.06 0.15 MIETRUNG 0.11 0.28 MIETRUNG 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 -6.3 -3.4 7.2 TO 9871 DIENKHAN 110.00 -24.2 -11.4 26.8 26 MVAR MIETRUNG 0.00 0.01 MIETRUNG 0.11 0.28 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9911 TRABONG 110.00 7.0 -3.0 7.6 16 1.0000UN 0.00 0.13 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 4.6 2.2 5.1 TO 9841 BINHNGUY 110.00 2.4 -5.3 5.9 0.01 0.03 MIETRUNG TO 9910 TDCADU 13.800 -7.0 3.1 7.7 16 1.0000LK 0.00 0.13 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 36.4 17.6 40.4 TO 9024 DUCPHO 110.00 -47.1 -9.9 48.1 47 0.52 1.60 MIETRUNG TO 9251 TUNGHIA 110.00 -10.2 4.0 10.9 11 0.01 0.04 MIETRUNG TO 9944 RENUBUT1 110.00 16.4 -4.0 16.9 17 0.01 0.02 MIETRUNG TO 9945 RENUBUT2 110.00 4.4 -7.7 8.9 0.00 0.01 MIETRUNG 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 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 9.8 4.7 10.8 TO 9231 DAKRINH 110.00 -46.9 -3.1 47.0 40 0.12 0.36 MIETRUNG TO 9231 DAKRINH 110.00 -46.9 -3.1 47.0 40 0.12 0.36 MIETRUNG TO 9938 AT 2.0000 58.8 3.1 58.9 47 1.0000LK 0.00 -0.32 MIETRUNG TO 9938 AT 2.0000 58.8 3.1 58.9 47 1.0000LK 0.00 -0.32 MIETRUNG TO 9994 DAKBA 110.00 -10.7 -0.9 10.7 11 0.03 0.08 MIETRUNG TO 9995 TRAKHUC1 110.00 -14.9 -0.9 15.0 15 0.04 0.09 MIETRUNG 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 9938 AT 2.0000 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 MIETRUNG 1 58.8 -1.2 58.8 16 0.25 1.52 MIETRUNG 58.8 -1.2 58.8 16 0.25 1.52 MIETRUNG -58.8 1.2 58.8 47 1.0000LK 0.02 4.58 MIETRUNG -58.8 1.2 58.8 47 1.0000LK 0.02 4.58 MIETRUNG BUS 9938 AT 2.0000 CKT AREA -X X ZONE -X 9938 TO TO TO TO MW 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 1 3.96 X - LOSSES -X X MIETRUNG 0.00 -0.32 MIETRUNG 0.00 -0.32 MIETRUNG 0.02 4.58 MIETRUNG 0.02 4.58 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 13.0 6.3 14.4 TO 9944 RENUBUT1 110.00 -4.5 -2.4 5.1 0.00 0.00 MIETRUNG TO 9945 RENUBUT2 110.00 -8.5 -3.9 9.4 0.01 0.02 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9821 TINHPHON 110.00 11.9 -6.1 13.4 13 0.01 0.03 MIETRUNG TO 9921 NUIBUT 110.00 -16.4 3.9 16.9 17 0.01 0.02 MIETRUNG TO 9941 QUANGPHU 110.00 4.5 2.2 5.0 0.00 0.00 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9841 BINHNGUY 110.00 -4.1 -11.4 12.1 12 0.04 0.09 MIETRUNG TO 9921 NUIBUT 110.00 -4.4 7.7 8.9 0.00 0.01 MIETRUNG TO 9941 QUANGPHU 110.00 8.5 3.7 9.3 0.01 0.02 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO LOAD-PQ 22.1 10.7 24.6 TO 9761 DOCSOI 110.00 -29.3 -14.0 32.5 27 0.02 0.07 MIETRUNG TO 9761 DOCSOI 110.00 -29.3 -14.0 32.5 27 0.02 0.07 MIETRUNG TO 9851 NAMCHLAI 110.00 18.2 8.7 20.2 17 0.02 0.08 MIETRUNG TO 9851 NAMCHLAI 110.00 18.2 8.7 20.2 17 0.02 0.08 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9051 HOAINHON 110.00 16.4 -4.6 17.0 12 0.07 0.29 MIETRUNG TO 9971 VINHSON2 110.00 -10.4 4.6 11.3 0.01 0.03 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9961 VINHSON4 110.00 10.4 -4.8 11.4 0.01 0.03 MIETRUNG TO 9981 VINHSON3 110.00 14.6 -5.2 15.5 11 0.01 0.03 MIETRUNG 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 MIETRUNG TO 9995 TRAKHUC1 110.00 10.0 1.1 10.1 45 1.0000UN 0.04 0.49 MIETRUNG 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 0.0 116.35KV MW MVAR MIETRUNG TO 9971 VINHSON2 110.00 -14.6 5.1 15.5 11 0.01 0.03 MIETRUNG TO 9991 NUOCLUON 110.00 14.6 -5.1 15.5 11 0.03 0.12 MIETRUNG Phụ lục Kết tính tốn trào lưu cơng suất 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 104.29KV TO LOAD-PQ 27.6 9.0 29.0 TO 7221 HOABINH 110 86.7 26.9 90.8 97 TO 7231 HB2 110 4.5 1.3 4.7 TO 7231 HB2 110 4.5 1.3 4.7 TO 9614 KRONBUK 110 -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 102.14KV TO LOAD-PQ 65.1 21.2 68.4 TO 7211 HOATHUAN 110 -85.6 -24.4 89.0 97 TO 7261 BUONHO 110 0.0 -1.1 1.1 TO 7361 KRONANA 110 20.5 4.3 21.0 19 BUS 7231 HB2 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 0.9464PU -11.32 7231 104.11KV TO LOAD-PQ 9.0 3.6 9.6 TO 7211 HOATHUAN 110 -4.5 -1.8 4.8 TO 7211 HOATHUAN 110 -4.5 -1.8 4.8 BUS 7251 KRANA2 110 AREA CKT MW MVAR 101.38KV TO LOAD-PQ 11.3 3.7 11.9 TO 7361 KRONANA 110 -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 102.23KV TO 7221 HOABINH 110 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 25.6 12.0H 28.3 37 107.95KV TO 7381 EAKAR 110 25.6 12.0 28.3 22 BUS 7282 MOCAY 220 AREA CKT MW MVAR 220.05KV TO LOAD-PQ 92.3 34.8 98.7 TO 7182 BEN_TRE 220 -46.2 -17.4 49.4 14 TO 7182 BEN_TRE 220 -46.2 -17.4 49.4 14 BUS 7292 GOCONG 220 AREA CKT MW 224.52KV TO LOAD-PQ 83.3 31.2 89.0 TO 6822 MY_THO 220 -117.6 -38.7 TO 6822 MY_THO 220 -117.6 -38.7 TO 7182 BEN_TRE 220 75.9 23.1 TO 7182 BEN_TRE 220 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 22.0 13.8H 26.0 62 115.47KV TO LOAD-PQ 34.0 11.1 35.8 TO 7321 EAHLEO 110 7.6 0.7 7.7 TO 7321 EAHLEO 110 7.6 0.7 7.7 TO 7511 CHUSE 110 -32.3 2.4 32.4 27 TO 7560 DSONG3A 110 5.0 -1.1 5.1 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 2.8 -2.0L 3.4 26 114.99KV 30.7 10.0 32.3 110 -7.6 -1.8 7.8 110 -7.6 -1.8 7.8 110 -8.0 -4.2 9.0 TO 9614 KRONBUK 110 -4.7 -4.2 6.3 BUS 7331 CUZUT 110 AREA CKT MW MVAR MVA %I 1.0818PU 0.04 7331 119.00KV TO LOAD-PQ 57.8 18.9 60.8 TO 7021 DAKMIN 110 10.2 16.2 19.1 15 TO 7461 TDHOAPHU 110 -13.0 5.8 14.2 13 TO 9624 BUONKUOP 110 -55.1 -40.9 68.6 55 BUS 7341 KRONGPA 110 AREA CKT MW MVAR 114.97KV TO LOAD-PQ 11.0 3.6 11.6 TO 7560 DSONG3A 110 -11.0 -3.6 11.6 11 BUS 7351 SONHOA 110 AREA CKT MW 117.09KV TO LOAD-PQ 9.0 4.1 9.9 TO 9201 TUYHOA 110 -9.0 -4.1 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 101.80KV TO LOAD-PQ 16.3 5.3 17.2 TO 7221 HOABINH 110 -20.5 -4.4 20.9 19 TO 7251 KRANA2 110 11.3 3.4 11.8 13 TO 7371 KRONPAK 110 -7.2 -4.4 8.4 TO 7986 AT 2.00 0.0 0.0 0.0 1.0000LK BUS 7371 KRONPAK 110 AREA CKT MW MVAR 102.48KV TO LOAD-PQ 30.2 9.9 31.8 TO 7361 KRONANA 110 7.2 3.7 8.1 TO 7381 EAKAR 110 -37.4 -13.6 39.8 43 BUS 7381 EAKAR 110 AREA CKT MW 105.57KV TO LOAD-PQ 45.8 14.9 48.2 TO 7281 KRNANG 110 -25.4 -12.2 TO 7371 KRONPAK 110 38.0 14.4 TO 7451 KRONANG 110 -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 30.0 8.6L 31.2 71 119.53KV TO LOAD-PQ 49.1 16.0 51.6 TO 7721 HOAPHU 110 -19.1 -7.4 20.4 15 ... lƣới điện cao miền Trung quản lý đến năm 2020 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 4.2.1 Lựa chọn giải pháp. .. TÍNH TỐN, 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: ... điện miền Trung nói chung 37 CHƯƠNG 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 4.1 MỞ ĐẦU Trên sở kết tính tốn phân tích chế