Báo cáo nghiên cứu khoa học: "NGHIÊN CỨU CÁC ỨNG DỤNG TỐI ƯU TRÀO LƯU CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM"

Chia sẻ: Nguyễn Phương Hà Linh Linh | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:7

Thêm vào BST

Báo xấu

141
lượt xem 26
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Do sự tăng lên về quy mô và sự phức tạp trong hệ thống điện Việt Nam với sự trao đổi công suất lớn giữa miền Bắc và miền Nam thông qua đường dây liên kết từ Bắc đến Nam, vấn đề tối ưu trong quy hoạch và khai thác hệ thống trở nên thiết yếu. Để đảm bảo chất lượng cung cấp điện, sự an toàn và tính kinh tế trong các điều kiện vận hành khác nhau, chiến lược điều khiển tối ưu là cần thiết. Vì vậy, bài báo này trình bày các ứng dụng của chương...

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Báo cáo nghiên cứu khoa học: "NGHIÊN CỨU CÁC ỨNG DỤNG TỐI ƯU TRÀO LƯU CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM"

NGHIÊN CỨU CÁC ỨNG DỤNG TỐI ƯU TRÀO LƯU CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM INVESTIGATION OF SEVERAL OPTIMAL POWER FLOW (OPF) APPLICATIONS IN THE VIETNAMESE POWER SYSTEM NGUYỄN ĐÌNH DOÃN Công ty Truyền tải điện 3 TRẦN QUỐC TUẤN Viện Đại học Bách khoa Quốc gia Grenobe LÊ KIM HÙNG Đại học Đà Nẵng TÓM T ẮT Do sự tăng lên v ề quy mô và sự phức tạp trong hệ thống điện Việt Nam với sự trao đổi công suất lớn giữa miền Bắc v à miền Nam thông qua đường dây liên kết từ Bắc đến Nam, vấn đề tối ưu trong quy hoạch v à khai thác hệ thống trở nên thiết yếu. Để đảm bảo chất lượng cung cấp điện, sự an toàn và tính kinh tế trong các điều kiện vận hành khác nhau, chiến lược điều khiển tối ưu là cần thiết. Vì v ậy, bài báo này trình bày các ứng dụng của chương trình tối ưu trào lưu công suất với các mục tiêu khác nhau đối với hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam như là điều độ kinh tế, điều khiển điện áp/công suất phản kháng v à các chiến lược điều khiển nhằm tránh sự nguy hiểm của việc không ổn định điện áp. Phương pháp tối ưu được phát triển dựa trên chỉ số mất ổn định điện áp. ABSTRACT Due to the size increase and complexity of Vietnamese power system with the strong exchange of power between the North and South via a long power line, the optimization of planning and exploitation of this system becomes essential. In order to ensure the quality of energy supply, safety, and economy in various operating conditions for this system, the optimal control strategies are necessary. This paper presents several applications of optimal power flow with different objective functions for this power system such as economic dispatch, voltage/Var control and control strategies in order to avoid risk of voltage instability. An optimal method is developed based on indicator of voltage instability. 1. Giới thiệu Điều khiển Điện áp/Công suất phản kháng [12] là một chức năng cần thiết cho cả trong điều kiện vận hành bình thường và tình trạng khẩn cấp của HTĐ. Đối với một công ty quản lý về điện, điều khiển điện áp/Công suất phản kháng bao gồm trong hệ thống quản lý năng lượng (EMS). Để xác định rõ kế hoạch đề phòng/ hiệu chỉnh nhằm tránh sụp đổ điện áp trên HTĐ Việt Nam, một vài chỉ số về sụp đổ điện áp được tính toán thông qua các phương pháp như: phân tích độ nhạy [3], phương pháp liên tục [6] , tổn thất MW/Mvar, phân tích giá trị suy biến, phân tích trào lưu công suất thông qua ma trận Jacobian [2-6, 10]. Để đảm bảo chất lượng cung cấp điện, an toàn và kinh tế trong các điều kiện vận hành khác nhau của hệ thống, chiến lược điều khiển tối ưu là cần thiết. Vì thế bài báo này trình bày các ứng dụng của vấn đề tối ưu trào lưu công suất với các chức năng hướng tới các mục đích khác nhau đối với hệ thống điện như là điều độ kinh tế, điều khiển điện áp/công suất phản kháng và các chiến lược điều khiển để tránh nguy cơ mất ổn định điện áp. Phương pháp tối ưu dựa trên chỉ số mất ổn định điện áp được đề cập và phát triển. 2. Hệ thống điện Việt Nam Đường dây truyền tải 500kV Việt Nam từ Hoà Bình đến Phú Lâm được xây dựng (1483 km như hình 1) để tải công suất từ miền Bắc (với tổng công suất 1920 MW của Nhà máy Thuỷ điện Hoà Bình) đến HTĐ miền Trung và miền Nam trong suốt mùa mưa. Vào mùa khô, đường dây này được
dùng để tải công suất từ Miền Nam đến Miền Trung và Miền Bắc. Đường dây 500kV từ Hoà Bình đến Phú Lâm được bù bởi kháng bù ngang (70%) và tụ bù dọc (60%). Đối với HTĐ Việt Nam, nhu cầu tải đỉnh khoảng 9000 MW. Hòa B ình Nho Quan Pleicu Phú Lâm Hà Tĩnh Đà Nẵng 21.5  21.5  30.5  30.5  21.5  21.5  41.5  41.5  290km 390 km 259 km 496 km 89 km 91MVAR 128MVAR 128MVAR 91MVAR 91MVAR 174MVAR 174MVAR 91MVAR Di Linh Tân Định Dung Quất Hòa Bình 1.5 30.5  30.5  30  30  8 8 1.5  21.5  21.5  (8x240MW) 1.5 1.5  49 km 390 km 147 km 260 km 100 km 220 km 200 km 128MVAR 33.5MVAR 33.5MVAR 65MVAR 65MVAR 116MVAR 116MVAR 91MVAR 128MVAR 91MVAR Đại Ninh (300MW) Yaly Thường Tín Quảng Ninh Phú M ỹ Nhà Bè 152km 16km 30km 42.5 km 75km Yaly 52MVAR 52MVAR Phú Mỹ (720MW) (3858MW) 152km Ô Môn Ô Mô n 52MVAR 52MVAR 152km (600MW) 162km Lưới điện Lưới điện Lưới điện 220 kV miền Bắc 220 kV miền Nam 220 kV miền Trung Hình 1. Hệ thống điện 500kV Việt Nam Sắp đến, hai trạm trung gian đặt tại Di Linh và Tân Định được thêm vào dọc theo đường dây truyền tải 500kV mạch 2 từ Pleiku đến Phú Lâm. Phần từ Pleiku đi Di Linh và từ Di Linh đến Tân Định được bù bởi kháng bù ngang (70%) và tụ bù dọc (60%). Trạm Di Linh sẽ nhận khoảng 300MW từ Nhà máy thuỷ điện Đại Ninh. Trong gian đoạn này, đường dây truyền tải 500kV thứ 3 và thứ 4 từ Phú Lâm tới Phú Mỹ thông qua Nhà Bè và từ Phú Lâm đến Ômôn (600 MW) thông qua Nhà Bè, s ẽ được xây dựng (Hình 1) [9]. Trạm 500kV Phú Mỹ sẽ nhận khoảng 3600 MW từ nhà máy điện Phú Mỹ. 3. Các ứng dụng của tối ưu trào lưu công suất 3.1. Điều độ kinh tế Trong điều độ kinh tế, chi phí phát năng lượng được miêu tả như là một phương trình bậc 2 phụ thuộc công suất phát và chi phí nhiên liệu. Vấn đề này được mô tả ở công thức sau: m    Minimize F PG   (1) 2   i PGi   i PGi i i 1 Trong đó , , γ là các thông số phụ thuộc hệ thống, nó ảnh hưởng đến chi phí phát công suất tác dụng; PGi: Công suất tác dụng tại nút i 2000 NORTH SOUTH CENTRAL TOTAL 1800 6000 Active power output (MW) 1600 5000 Hoa Binh(Hydro power plant) 1400 Pha Lai 1 (Thermal power plant) P (MW) Yaly (Hydro power plant) 4000 Phu My2 (Gas turbine plant) 1200 3000 1000 800 2000 600 1000 400 0 200 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 0 Times (H) 0 5 10 15 20 Times (H) Hình 2. Mô hình tải Hình 3. Công suất tác dụng của MF đạt được với chương trình tối ưu trào lưu công suất (OPF)
Hình 2 mô tả nhu cầu phụ tải điển hình của hệ thống điện Việt Nam cho theo ngày. Hình 3 mô tả công suất tác dụng của máy phát đạt được theo chương trình điều khiển tối ưu trào lưu công suất (OPF). Trong ví dụ này, chỉ có 4 nhà máy điện như trên hình vẽ. 3.2. Sự tối ưu điện áp (OPF_V) Điện áp thanh cái là một trong những chỉ số vận hành quan trọng nhất. Giản đồ điện áp được cải thiện bằng cách làm phẳng và tiệm cận giá trị điện áp định mức. Các biến số quyết định là điện áp hoặc công suất phản kháng tại máy phát, công suất phản kháng bơm vào tại các điểm nối thiết bị bù và tỉ số nấc phân áp của máy biến áp. Phương trình tối ưu liên quan điện áp được xác định như sau [3]: nL  V 2 Vi spec Min (2) i i 1 Trong đó nL là tổng số nút của hệ thống; Vi là điện áp tại nút i; Vispec là điện áp riêng tại nút i. V_ini OPF_V V_ini OPF_V 1.12 1.12 1.1 1.1 1.08 1.08 1.06 Voltage (pu) Voltage (pu) 1.06 1.04 1.04 1.02 1 1.02 0.98 1 0.96 0.98 0.94 0.96 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 Bus 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 Bus Hình 5. Giản đồ điện áp trong trường hợp khẩn Hình 4. Giản đồ điện áp ở điều kiện vận hành cấp, có và không có OPF bình thường, có và không có OPF Hình 4 là giản đồ điện áp ở điều kiện vận hành bình thường, có và không có OPF. Bảng 1 tóm tắt lại các kết quả. Với OPF được trình bày ở (2), tổn thất đã giảm từ 186.3 MW xuống 181.3 MW và thông số chỉ thị nguy cơ mất ổn định điện áp giảm từ 0.354 pu xuống còn 0.340 pu. Bảng 1. Điều kiện vận hành bình thường (OPF-V) Bảng 2. Điều kiện vận hành khẩn cấp (OPF-V) Active Reactive Active Reactive loss loss V_max V_min IND_max loss loss V_max V_min IND_max (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) Case (MW) (MVAR) Case (MW) (MVAR) Initial Initial case 186.3 1857.2 1.072 1.000 0.354 case 210.4 1991.7 1.070 0.944 0.486 OPF_V 181.6 1835.5 1.100 1.040 0.340 OPF_V 200.6 1931.0 1.100 0.999 0.444 Trong trường hợp khẩn cấp, đường dây 220kV từ Hải Phòng đến Thái Bình bị mất điện. Điện áp tại Thái Bình là 0.944 pu dưới 0.95 pu. Với OPF, tất cả các điện áp được nâng lên đến 0.95 pu như ở Hình 5. Bảng tóm tắt kết quả được cho ở bảng 2. Khi có OPF, tổn thất giảm từ 210.4 MW xuống 200.6 MW và thông số chỉ thị nguy cơ mất ổn định điện áp giảm từ 0.486 pu xuống còn 0.444 pu. 3.3. Tối thiểu tổn thất (OPF_LOSS) Mục tiêu là giảm thiểu tổn thất công suất tác dụng trên các nhánh, được tính theo công thức sau [10]: n n   Min  Gij Vi 2  Vi 2  2ViVj cosi   j  (3) i1 j 1 Với n là tổng số nút trong hệ thống, Gij là điện dẫn của đường dây giữa nút i và nút j. Vi và Vj là biên độ điện áp tại nút i và nút j và i , j lần lượt là góc pha tại các nút i và j. Hình 6 là giản đồ điện áp ở điều kiện vận hành bình thường có và không có OPF. Bảng 3 tóm tắt lại các kết quả đó. Với OPF để giảm thiểu tổn thất (theo công thức 3), tổn thất đã giảm từ 186.3
MW xuống 181.5 MW và thông số chỉ thị lớn nhất của nguy cơ mất ổn định điện áp giảm từ 0.354 pu xuống còn 0.325 pu. V_ini OPF_Loss V _ini OPF_Los s 1.12 1.12 1.1 1.1 1.08 1.08 1.06 Voltage (pu) Voltage (pu) 1.06 1.04 1.04 1.02 1.02 1 1 0.98 0.98 0.96 0.96 0.94 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 Bus Bus Hình 6. Giản đồ điện áp ở điều kiện vận hành Hình 7. Giản đồ điện áp trong trường hợp bình thường, có và không có OPF khẩn cấp, có và không có OPF Trong trường hợp khẩn cấp, với OPF, tất cả các điện áp được nâng lên đến 0.95 pu như ở Hình 7. Bảng tóm tắt kết quả được cho ở bảng 4. Khi có OPF, tổn thất giảm từ 210.4 xuống 200.2 MW và thông số chỉ thị nguy cơ mất ổn định điện cáp giảm từ 0.486 xuống còn 0.441pu. Bảng 3. Điều kiện vận hành bình thường Bảng 4. Điều kiện vận hành khẩn cấ p (OPF-LOSS) (OPF-LOSS) Active Reactive IND_ma Active Reactive IND_ma V_max V_min V_max V_min loss loss x loss loss x Case (MW) (MVAR) (pu) (pu) (pu) Case (MW) (MVAR) (pu) (pu) (pu) Initial Initial 186.3 1857.2 1.072 1.000 0.354 210.4 1991.7 1.070 0.944 0.486 case case OPF_loss 200.2 1952.0 1.100 0.96 0.441 OPF_loss 181.5 1833.3 1.100 0.957 0.325 3.4. Phương pháp đề nghị để tối thiểu thông số chỉ thị độ mất ổn định điện áp (OPF_IND) Phép tính tương đương được phát triển từ thông số chỉ thị được đưa ra trong [2]. Thông số chỉ thị nguy cơ mất ổn định điện áp tại nút j được xác định như sau: C ji V i (4) i G  IND  1 IND j j V j Với: L, G: lần lượt là tất cả các nút tải và nút máy phát V j , V i : điện áp phức tại nút tải và và nút máy phát C    B "  B LG  1 [B’’] và [BLG] là các ma trận con của ma trận điện điện dẫn được xác định bởi: Q L     B LG    V L   B" VL   (5)   QG B GG    V G   B GL     VG   QL, QG: Công suất phản kháng đi vào các nút tải và các nút máy phát. VL, VG: Điện áp tại các nút tải và các nút máy phát Tốc độ tính toán của thông số chỉ thị này là rất lớn nhờ vào phương pháp véctơ thưa (the sparse vector). Với sự trợ giúp của thông số chỉ thị, những chiến lược phòng ngừa và đáp ứng trong tình trạng khẩn cấp sẽ cho phép dời được trạng thái của hệ thống ra khỏi vùng không ổn định. Thông số chỉ thị là một giá trị phức. Để tăng khả năng tính toán, công thức tính thông số này từ (4) có thể có thể chỉ ra làm 2 phần phần thực(INDR) và phần ảo(INDI:
  C cos  i   j jiVi iG (6) R IND j  1  Vj   C sin  i   ji V i j (7) i G I  IND j Vj Từ các thông số này, biện pháp đề nghị nhằm chống lại sự sụp đổ điện áp cho hệ thống điện Việt Nam là: tối ưu về số lượng và vị trí của các thiết bị bù công suất phản kháng, sắp xếp lại sự phát công suất tác dụng và công suất phản kháng, hạ thấp hệ số công suất của máy phát, sắp xếp lại hệ thống, sa thải phụ tải. Một phương pháp để điều khiển điện áp/ công suất phản kháng được đưa ra nhằm giảm nguy cơ mất ổn định điện áp. Giá trị của thông số chỉ thị thay đổi giữa giá trị “không” và “một”. Khoảng cách giữa giá trị của thông số chỉ thị tại mỗi nút và “một” (1.0 pu) cho ta biết khoảng cách từ điểm vận hành đến điểm giới hạn ổn định điện áp. Hệ thống càng ổn định nếu tất cả các giá trị này càng gần “0”, tức là khoảng cách giữa giá trị chỉ thị và giá trị “không” là nhỏ. Vấn đề về tối ưu có thể được thiết lập tại điểm vận hành đã cho, việc điều khiển công suất phản kháng (điện áp máy phát, tụ bù song song, máy bù đồng bộ và thay đổi nấc phân áp của máy biến áp) nhằm làm giảm nhỏ giá trị này. Từ đó, có công thức như sau: nL nL Min F   IND j    IND R    IND  (8) 2 I2 2 j j j 1 j 1 Với IND, INDR, INDI là các thông số chỉ thị, các phần thực và ảo tương ứng. V_ini OPF_IND V _ini OPF_IND 1.12 1.12 1.1 1.1 1.08 1.08 1.06 Voltage (pu) Voltage (pu) 1.06 1.04 1.04 1.02 1.02 1 1 0.98 0.98 0.96 0.96 0.94 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 Bus Bus Hình 8. Giản đồ điện áp trong trường hợp Hình 9. Giản đồ điện áp trong trường hợp vận hành bình thường. Có và không có OPF khẩn cấp, có và không có OPF. Bảng 5. Điều kiện vận hành bình thường Bảng 6. Điều kiện vận hành khẩn cấp (OPF-IND) (OPF-LOSS) Active Reactive Active Reactive loss loss V_max V_min IND_max loss loss V_max V_min IND_max (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) Case (MW) (MVAR) Case (MW) (MVAR) Initial Initial case 186.3 1857.2 1.072 1.000 0.354 case 210.4 1991.7 1.070 0.944 0.486 OPF_IND 178.8 1833.4 1.100 1.045 0.324 OPF_IND 196.7 1935.5 1.101 1.003 0.441 Kết quả mô phỏng cho thấy rằng, trong một vài trường hợp thử nghiệm, nếu tối ưu thông số chỉ thị độ mất ổn định điện áp, hệ thống thỏa mãn các tiêu chí về an toàn và kinh tế. Chương trình này được phát triển để xác định chiến lược vận hành tối ưu trong cả trường hợp bình thường và khẩn cấp. Với việc sử dụng phương pháp được đề cập (OPF_IND), đường biên tải của hệ thống tăng từ 0.128 pu đến 0.158 pu. Hình 10 chỉ ra các giá trị riêng tối thiểu và các giá trị suy biến để giảm trào lưu
công suất Jacobia có và không có OPF_IND. Hình 10 là thông số chỉ thị tại trạm 110kV Trà Nóc có và không có OPF_IND. M in im u m e ig e n va lu e s o f re d u c e d p o w e r flo w ja c o b ia n s 2 1 w it h o u t O P F T ra N o c 1 1 0 k V - w ith o u t O P F 1 .8 w it h O P F 0 .9 T ra N o c 1 1 0 k V - w ith O P F 1 .6 0 .8 1 .4 0 .7 1 .2 0 .6 Indicato r [pu] 1 0 .5 0 .8 0 .4 0 .6 0 .3 0 .4 0 .2 0 .2 0 .1 0 0 0 0 . 02 0. 0 4 0 .0 6 0 . 08 0. 1 0 . 12 0. 1 4 0 . 16 0 0 . 02 0. 0 4 0 .0 6 0 . 08 0. 1 0 . 12 0. 1 4 0 . 16 L o a d in g fa c t o r [ p . u .] L o a d in g fa c t o r [ p . u .] Hình 10. Các giá trị eigenvalue nhỏ nhất và các Hình 11. Thông số chỉ thị tại trạm 110kV Trà giá trị tiệm cận (singular values) để giảm trào lưu Nóc, có và không có OPF_IND công suất Jacobian, có và không có OPF_IND 3.5. Sa thải phụ tải để tránh mất ổn định điện áp Trong trường hợp khẩn cấp, sa thải phụ tải là phương pháp rất hiệu quả để tránh sụp đổ điện áp [7,8,11] Mục tiêu của việc sa thải phụ tải là xác định giá trị tải nhỏ nhất có thể sa thải để tránh sụp đổ điện áp. NL  C  P  Q j  T (9) Min j j j 1 Để kiểm soát việc sa thải phụ tải ở (9), V (Bac Lieu 220) một mô phỏng động được thực hiện. Tại thời With s hedding điểm t=100s, công suất phản kháng và tác dụng tại các bus tải ở miền Nam tăng với tốc độ 0.01% trên một giây. Tại thời điểm t=400s, Without s hedding đường dây 500kV từ Pleiku đến Phú Lâm bị cắt, nên tải không tăng nữa. Để có thể duy trì trạng thái ổn định, bằng cách sử dụng (9), 20% tải ở Bạc Liêu 220 kV và 20% tải ở Trà Nóc Hình 12. Điện áp tại TBA 220kV Bạc Liêu 110 kV sẽ được sa thải. Sau khi cắt, tất cả các giới hạn điện áp được cho ở Hình 12. 4. Kết luận Nghiên cứu này giới thiệu một số đặc điểm của chiến lược điều khiển hệ thống điện Việt Nam. Một vài ứng dụng OPF cho hệ thống đã được trình bày với những mục tiêu khác nhau như điều độ kinh tế, điều khiển điện áp/công suất phản kháng, điều khiển ngăn ngừa và hiệu chỉnh, v.v… Những chương trình này được phát triển để xác định chiến lược tối ưu cho hệ thống, lập kế hoạch và vận hành trong cả trường hợp bình thường và khẩn cấp. Kết quả mô phòng chỉ ra tính hiệu quả của phương pháp đề nghị, dựa vào thông số chỉ thị độ bất ổn định điện áp cả tính an toàn và kinh tế. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] T. Tran-Quoc, N. Hadj-Said, J.C. Sabonnadière, R. Feuillet, "Reducing Dead Time for Single- Phase Auto-Reclosing on a Series-Capacitor Compensated Transmission Line", IEEE Transaction on Power Delivery, vol. 15, No. 1, January 2000. [2] P. Kessel, H. Glavitch, "Estimating the Voltage Stability of a Power System," IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 1. no. 3, July 1986, pp. 346-354.
[3] M.M. Begovic, A.G. Phadke, "Control of Voltage Stability Using Sensitivity Analysis," IEEE Trans. on Power Systems, vol. 7, no. 1, February 1992. [4] P.A. Lof, T. Smed, G. Andersson, D.J. Hill, "Fast Calculation of a Voltage Stability Index," IEEE Trans. on Power Systems, vol. 7, no. 1, Feb. 1993, pp. 54-64. [5] B. Gao, G.K. Morison, P. Kundur, "Voltage Stability Evaluation Using Modal Analysis," IEEE Trans. on Power Systems, vol. 7, no. 4, Nov. 1993. [6] C. Cañizares, F.L. Alvarado, "Point of Collapse and Continuation Methods for Large AC/DC Systems," IEEE Trans. on Power Systems, vol. 8, no. 1, Feb. 1993, pp. 1-8. [7] Carson W. Taylor, "Concepts of Undervoltage Load Shedding for Voltage Stability," IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 7, no. 2, April 1992, pp. 480-488. [8] T. Tran-Quoc, J. Fandino, N. Hadjsaid, J.C Sabonnadière, H. Vu, "Emergency Load Shedding to Avoid Risks of Voltage Instability Using Indicators," IEEE Trans. on Power Systems, vol. 9, no. 1, February 1994, pp. 341-351. [9] James A. Monmoh, "Electric Power System application of optimisation", Marcel Dekker, Inc., 2001. [10] V. Ajjarapu, C. Christy, "The Continuation Power Flow: A Tool for Steady State Voltage Stability Analysis," IEEE PICA Conference Procedings, May 1991, pp. 304-311 [11] T. Tran Quoc, J. Fandino, J.C. Sabonnadière, H. Vu, "Determination of Load Shedding Using Linear Programming", IEEE International Conference on Modern Power Systems, Athens, GREECE, September 1993 [12] T. Tran Quoc, J.C Sabonnadière, N. Hajdsaid, R. Feuillet, "Voltage/Var Control on the Vietnam Power System", 13th Power Systems Computation Conference, Trondheim, NORWAY, June-July 1999.