Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải trong thị trường điện Việt Nam718

MỞ ĐẦU Trong thị trường điện lực cạnh tranh hệ thống lưới điện truyền tải đóng vai trị trung tâm, yêu cầu đặt cần lựa chọn mơ hình quản lý vận hành phù hợp để nâng cao hiệu sản xuất kinh doanh Năm 2008, việc đời Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia đánh dấu thay đổi lớn mặt tổ chức quản lý hệ thống lưới truyền tải Song song với việc đổi quản lý việc nghiên cứu chế tính phí sử dụng lưới điện truyền tải tiến hành khẩn trương với tham gia đơn vị tư vấn ngồi nước Việc có hệ thống định phí truyền tải hiệu quả, phù hợp với tất cấu thị trường nơi khác khó khăn Những nghiên cứu định phí truyền tải tiến hành khơng có thống chung phương pháp định phí Trên thực tế, quốc gia mơ hình cấu trúc lại có phương pháp riêng dựa đặc điểm riêng mạng lưới Với lý trình bày cho thấy, việc nghiên cứu đề tài “Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải thị trường điện Việt Nam” yêu cầu mang tính cấp thiết hai phương diện lý luận thực tiễn Mục đích luận án nhằm: (i) Nghiên cứu tổng quan thị trường điện vấn đề truyền tải điện thị trường điện; (ii) Nghiên cứu phương pháp xác định phí truyền tải nghẽn mạch; phương pháp quản lý nghẽn mạch; hiệu biện pháp bảo hiểm rủi ro giá biên; đề xuất phương pháp tính phí truyền tải nghẽn mạch cho thị trường điện Việt Nam; mơ hình tốn phân bố cơng suất tối ưu-OPF tính giá biên nút; phân tích giá biên nút hệ thống điện miền Bắc Việt Nam; (iii) Nghiên cứu biện pháp tăng khả tải chống nghẽn mạch lưới điện giải pháp kỹ thuật Kết cấu đề tài trình bày chương: - Chương 1: Tổng quan thị trường điện vấn đề truyền tải điện thị trường điện - Chương 2: Nghiên cứu phương pháp xác định phí truyền tải nghẽn mạch, đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam - Chương 3: Tăng khả tải chống nghẽn mạch lưới điện giải pháp kỹ thuật Chương 1: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VÀ NHỮNG VẤN ĐỀ VỀ TRUYỀN TẢI ĐIỆN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 1.1 Tổng quan thị trường điện Khái niệm thị trường điện: Cũng giao dịch thương mại khác, giao dịch điện cần có thiết chế như: Người mua, người bán, hợp đồng, chế quản lý thị trường, cấu giá thành, người vận hành thị trường người vận hành hệ thống Cấu trúc thị trường điện: - Các lý dẫn đến thị trường điện gồm: Sự cần thiết phải thay đổi chế độc quyền; tư nhân hố; giảm chi phí; thị trường độc quyền không tạo động lực cho đổi cạnh tranh cải thiện mối quan tâm khách hàng - Các thành phần thị trường điện gồm: Thị trường bán buôn (GENCO, LDC, TRANSCO, SO MO), thị trường điện bán lẻ Có cách tổ chức thị trường điện: Chỉ có người mua nhất, giao dịch song phương giao dịch điện Bảng 1.1 đặc tính cách mua bán điện để thiết lập thị trường bán bn điện Bên cạnh đó, cách thức mua bán điện gồm: mua bán mua bán dịch vụ Bảng 1.1 Các đặc tính cách mua-bán điện để thiết lập thị trường điện bán buôn Cách mua-bán POOLCO Giao dịch song phương Sàn giao dịch Người mua biết người bán? Có Có Khơng Số người mua Một Nhiều Nhiều Tất người mua trả giá tiền? Thường Không Đúng 1.2 Những vấn đề truyền tải điện thị trường điện - Vận hành hệ thống điện điều khiển hoạt động hệ thống điện cho điện truyền từ nguồn điện đến phụ tải yêu cầu họ với chất lượng phục vụ đạt yêu cầu với chi phí sản xuất truyền tải nhỏ điều kiện có lưới điện hệ thống điện Hệ thống điện thông qua hệ thống điều độ giải liên tục vấn đề sau: Công suất tác dụng nguồn điện phát phải lớn công suất yêu cầu phụ tải; điều chỉnh liên tục công suất tác dụng phát nguồn điện để cân biên thiên liên tục phụ tải; phải điều chỉnh liên tục điện áp; phải dự phịng cơng suất tác dụng phản kháng đủ đáp ứng trường hợp cố nguồn điện; cố, nguồn điện kể dự phịng khơng đủ đáp ứng phụ tải phải sa thải phụ tải để giữ vững hệ thống điện xảy nghẽn mạch cần phải điều chỉnh chế độ phát nhà máy điện sa thải phụ tải cần để giữ vững hệ thống điện - Lưới điện thị trường điện: Trong HTĐ độc quyền lưới điện với nhà máy điện đơn vị phân phối điện tổng thể điều khiển theo mục tiêu chung toàn hệ thống Lưới điện thị trường điện lưới điện mở cho khách hàng, SO điều khiển vận hành lưới điện có nhiệm vụ sau: Đảm bảo an toàn cho hệ thống điện; cung cấp dịch vụ truyền tải điện; tính cơng bố chi phí sử dụng lưới điện, phí vận hành; bảo đảm hội sử dụng lưới điện cách công cho khách hàng, khơng có phân biệt đối xử nào; mở thị trường thứ cấp đấu thầu quyền truyền tải chắn thực biện pháp nâng cao khả tải Bên cạnh đó, lưới truyền tải điện làm dịch vụ cho người sử dụng bao gồm: Dịch vụ tải điện từ điểm đến điểm khác lưới điện theo yêu cầu người bán người mua Tuy nhiên, để hệ thống điện vận hành sn sẻ khách hàng phải trả tiền cho dịch vụ phụ khác cần thiết - Phí truyền tải bao gồm thành phần: Phí liên quan đến tổn thất cơng suất; phí gây nghẽn mạch; phí cố định hệ thống điện phí dịch vụ Phí vốn bảo quản chi phí chính, chiếm đại phận chi phí truyền tải tổng Chi phí nghẽn mạch lớn tùy theo tính chất nghẽn mạch - Các phương pháp tính phí truyền tải: Phương pháp điểm - điểm phương pháp hệ thống phân thành nhóm: (i) nhóm theo trường phái “tổng chi phí”; (ii) nhóm theo trường phái “chi phí gia tăng” nhóm theo trường phái hỗn hợp “tổng chi phí kết hợp với chi phí gia tăng” Ngồi ra, luận án nghiên cứu tỷ lệ phân chia chi phí truyền tải thị trường điện Tỷ lệ phân chia phí truyền tải nhà máy điện phụ tải phụ thuộc vào nhiều yếu tố cụ thể Quốc gia, tỷ lệ thường Chính phủ nước quy định 1.3 Nghẽn mạch quản lý nghẽn mạch - Khái quát nghẽn mạch: Nghẽn mạch tên gọi tượng tải, áp giới hạn ổn định bị vượt qua - Quản lý nghẽn mạch: Luận án đề cập đến việc quản lý nghẽn mạch giải pháp: Xử lý điều hành thị trường điện xảy nghẽn mạch; quản lý chi phí nghẽn mạch; quản lý biện pháp kỹ thuật 1.4 Các lựa chọn cho thị trường điện Việt Nam - Hiện trạng ngành điện Việt Nam: Luận án trình bày chi tiết nguồn điện; lưới điện; mơ hình tổ chức EVN - Dự kiến tiến độ triển khai thị trường điện Việt Nam: Dự kiến thị trường điện Việt Nam gồm giai đoạn hình 1.16 - Mơ hình quản lý kinh doanh lưới điện truyền tải Việt Nam: Luận án nghiên cứu nguyên nhân độc quyền tự nhiên lưới điện truyền tải; thực trạng mơ hình tổ chức quản lý lưới điện truyền tải; vị trí NPT thị trường điện cạnh tranh - Lựa chọn cấu trúc thị trường điện: Lựa chọn cấu trúc thị trường điện khơng phải mục đích luận án, phải dựa cấu trúc thị trường điện nghiên cứu lưới truyền tải điện, luận án tác giả giả thiết thị trường điện Việt Nam tương lai thị trường điện bán buôn kiểu mua-bán song phương mua-bán sàn kiểu thị trường điện có độ cạnh tranh cao có lợi khuyến khích đầu tư vào ngành điện - Lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện: Là sở để lựa chọn phương pháp thuật tốn tính tốn phí truyền tải điện, vấn đề nghiên cứu phân tích chương Từ trạng Ngành điện Việt Nam, luận án tác giả giả thiết cấu trúc lưới truyền tải điện Việt Nam chia thành khu vực: Bắc, Trung, Nam công ty truyền tải địa phương làm chủ, hợp tác với thị trường điện bán buôn kiểu mua-bán điện song phng v muabỏn trờn sn B n lẻ điện cạnh B n buôn điện cạnh Ph t điện cạnh 2005 2017 2009 2025 2022 ThÞ ThÞ ThÞ ThÞ ThÞ ThÞ tr-ờng tr-ờng tr-ờng tr-ờng tr-ờng tr-ờng bán buôn bán bán lẻ bán lẻ phát điện phát điện cạnh cạnh tranh điện buôn điện điện tranh thí hoàn cạnh điện cạnh cạnh tranh thí hoàn tranh tranh điểm điểm hỉ h thÝ h Hình 1.15 Tiến độ triển khai thị trường điện Việt Nam 1.5 Kết luận chương 1: Từ nội dung nghiên cứu, luận án rút kết cụ thể sau: Trên sở phân tích mơ hình thị trường điện giới, tác giả đề xuất áp dụng mơ hình lộ trình phát triển thị trường điện Việt Nam; nghiên cứu cách tổng quát, đầy đủ cấu trúc hoạt động thị trường điện giới Đồng thời, làm rõ khác biệt quản lý lưới điện truyền tải hoạt động điện lực độc quyền thị trường điện cạnh tranh; nghiên cứu quy trình chống nghẽn mạch NERC, sở áp dụng cho thị trường điện Việt Nam tương lai; đề xuất cấu trúc thị trường điện Việt Nam tương lai thị trường điện bán buôn kiểu mua-bán song phương mua-bán sàn kiểu thị trường điện có độ cạnh tranh cao; qua phân tích nhiệm vụ đơn vị vận hành thị trường điện SO (ISO), từ rút nhiệm vụ mà luận án cần giải để quản lý lưới điện truyền tải thị trường điện Việt Nam Chương 2: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH PHÍ TRUYỀN TẢI VÀ NGHẼN MẠCH, ĐỀ XUẤT LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÍ TRUYỀN TẢI CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 2.1 Những vấn đề tính phí truyền tải 2.1.1 Mục đích yêu cầu phí truyền tải - Việc định phí truyền tải nhằm mục đích sau: Thu đủ bù đắp chi phí truyền tải; khuyến khích sử dụng hiệu lưới truyền tải điện; khuyến khích đầu tư hiệu vào lưới truyền tải điện hệ thống điện - Việc định phí truyền tải phải đảm bảo yêu cầu sau: Công cho người sử dụng; dễ hiểu cho khách hàng; áp dụng thực tế Mục đích yêu cầu phí truyền tải sở để xác định phương pháp tính phí truyền tải nghẽn mạch thị trường điện 2.1.2 Sơ đồ tính phí truyền tải Phí truyền tải thu hồi nào? cách phân chia chi phí truyền tải cho khách hàng sao? nội dung phương pháp tính phí truyền tải khác phương pháp Hình 2.1 sơ đồ tính phí truyền tải 2.1.3 Doanh thu yêu cầu sử dụng lưới Hình 2.1 Sơ đồ tính phí truyền tải truyền tải Cơng thức tổng quát để xác định doanh thu sử dụng lưới điện truyền tải yêu cầu hàng năm Công ty Truyền tải điện là: DTTT = CV-STT + CQLTT + CKTT + LNTT Trong đó: CV-STT: Các chi phí vận hành bảo trì hàng năm tài sản truyền tải; CQLTT: Chi phí quản lý hành hàng năm; CK TT: Chi phí khấu hao lưới truyền tải điện; LNTT: Lợi nhuận hợp lý từ tài sản lưới điện truyền tải 2.2 Các phương pháp tính phí truyền tải Mặc dù phí truyền tải chiếm phần nhỏ tổng chi phí ngành điện, mạng lưới truyền tải đóng vai trò quan trọng thị trường điện cạnh tranh Do đó, thị trường cần coi việc định phí truyền tải số kinh tế quan trọng để định việc phân bổ nguồn lực, phát triển củng cố hệ thống Những nghiên cứu định phí truyền tải tiến hành khơng có thống chung phương pháp định phí Trên thực tế, quốc gia mơ hình cấu trúc lại có phương pháp riêng dựa đặc điểm riêng mạng lưới Trong nội dung này, luận án sâu nghiên cứu, phân tích phương pháp tính phí truyền tải áp dụng rộng rãi thị trường điện giới Đó là: phương pháp “tem thư”; phương pháp MW-km; phương pháp tham gia biên (MP); Phương pháp tham gia trung bình (AP) Bảng 2.1 So sánh phương pháp tính phí truyền tải thị trường điện Bảng 2.1 So sánh phương pháp tính phí truyền tải thị trường điện Nội dung so sánh Tham gia trung bình-AP Tham gia biên-MP Tem thư Phản ánh sử dụng lưới điện Dưa tính dịng cơng suất theo mơ hình tỷ lệ Dựa độ gia tăng sử dụng lưới điện (incremental use) Không phản ánh Mức độ công Kém công Công dựa sử dụng gia tăng lưới điện Không công Cho tín hiệu đầu tư ngắn hạn dài hạn Tín hiệu Tín hiệu tốt Khơng cho tín hiệu Độ phức tạp sử dụng Khơng tính phân bố dịng điện theo luật vật lý dơn giản Tính theo định luật vật lý, phải chọn nút cân hợp lý - Minh bạch - dễ hiểu Hiểu cách trực giác Dễ hiểu tính tốn dịng điện Tốt Dùng cho ngắn hạn, dài hạn tức thời Khơng có khác biệt sử dụng dài hạn ngắn hạn Khơng có khác biệt sử dụng dài hạn ngắn hạn Không sử dụng cho ngắn hạn Khả áp dụng Cho lưới truyền tải rộng lớn phân miền Cho lưới truyền tải rộng lớn phân miền Sử dụng cho thị trường điện có lưới truyền tải tập trung 2.3 LMP, FRT quản lý nghẽn mạch 2.3.1 Giá biên nút phương pháp tính tốn giá biên nút -Trong giao dịch sàn, việc mua bán điện thực theo giá biên nút Giá biên nút (LMP) chi phí tăng thêm cung cấp thêm MW cho điểm cụ thể Trên sở giá thầu bán giá thầu mua, quản lý sàn giao dịch Hình 2.7 Giá thầu bán mua xảy nghẽn mạch định giá giao dịch hợp lý - giá toán Người bán mua giao dịch theo giá - Khi xảy nghẽn mạch, công suất bị giới hạn dẫn đến SO phải tính tốn để phân bổ lại công suất đường dây Kết quả: Thặng dư mua bán giảm, tổn thất xã hội Đồng thời xuất thu nhập SO nghẽn mạch Hình 2.7 giá thầu bán giá thầu mua xảy nghẽn mạch - Phương pháp tính giá biên nút giải mơ hình tốn xác định lợi ích xã hội (LIXH) lớn LIXH = tổng thặng dư Hình 2.9 Hiệu biện pháp bảo hiểm rủi ro giá biên nút cho nhà máy điện mua thặng dư bán thị trường điện 2.3.2 Quyền truyền tải chắn đầu thầu FRT Nhược điểm LMP biến thiên mạnh theo tình vận hành, ảnh hưởng bất lợi cho người mua người bán điện Quyền truyền tải chắn biện pháp khắc phục nhược điểm - Quyền truyền tải chắn (FTR) quyền cho phép mua bán khoản phí bảo hiểm nghẽn mạch đường truyền bị giới hạn - Hiện giới sử dụng loại FTR: Loại bắt buộc loại lựa chọn Nếu FTR mua theo hướng từ nút A đến nút B, với lượng công suất P FTR (MW) thời gian t xảy nghẽn mạch họ nhận khoản tín dụng là: TDFTR = PFTR( Nếu B > B- A).t A Ngược lại, B< A khách hàng phải trả tiền cho SO - Lợi ích FTR người có FTR: Trên hình 2.9 ví dụ cho thấy hiệu biện pháp bảo hiểm rủi ro giá biên nút Kết tính cho lưới tuyền tải điện cụ thể New Zealand theo số liệu thực năm Thu nhập tính cho tuần lễ - Đấu thầu FTR: Quá trình mua bán FTR khác đấu thầu miêu tả hình 2.11 Ở đó, người mua bán ký hợp đồng song phương thị trường thứ cấp trước tham gia đấu thầu, họ ký hợp đồng sau đấu thầu 2.3.3 Quản lý nghẽn mạch Từ kết nghiên cứu trên, phần luận án xây dựng kế hoạch kiểm soát nghẽn mạch việc kết hợp LMP FTR Kế hoạch trình bày theo bước sau đây: 1-xác định đặt trước công suất truyền tải chắn FTR tương ứng cho thành viên thị trường; 2-thực kiểm tra tính khả thi đồng thời cho FTR; 3-lập hợp đồng liên vùng có lợi cho quản lý nghẽn mạch; 4-xác định biên giới vùng; 5-tính chi phí nghẽn mạch tín dụng nghẽn mạch cho thành viên tham gia thị trường điện; 6-kiểm soát nghẽn mạch liên vùng 2.5 Đề xuất lựa chọn phương pháp tính phí truyền tải nghẽn mạch cho thị trường điện Việt Nam 2.5.1 Đánh giá phí truyền tải xác định theo phương pháp - Tính phí truyền tải theo phương Hình 2.11 Thủ tục đấu thầu FTR pháp “tem thư”: Đơn giản, dễ tính dễ hiểu nên áp dụng rộng rãi; không công cho người sử dụng; khơng khuyến khích sử dụng đầu tư hiệu vào lưới truyền tải điện - Tính phí truyền tải theo phương pháp tham gia biên - MP: Công cho người sử dụng lưới truyền tải điện; khuyến khích sử dụng đầu tư hiệu vào lưới truyền tải điện; có đường dây dài tải điện liên vùng (chẳng hạn Việt Nam) phương pháp phương pháp để tính chi phí truyền tải cho vùng; tính đến vai trò đơn vị sử dụng vấn đề gây nghẽn mạch (dựa tính tốn độ nhạy) 2.5.2 Đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam Từ việc đánh giá phí truyền tải xác định theo phương pháp trên, đồng thời luận án tác giả giả thiết cấu trúc thị trường điện Việt Nam tương lai thị trường điện bán buôn kiểu mua-bán song phương mua-bán sàn kiểu thị trường có độ cạnh tranh cao, có lợi khuyến khích đầu tư vào ngành điện Do đó, luận án tác giả đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam phương pháp tham gia biên; cịn tính tốn phí nghẽn mạch sử dụng phương pháp giá biên nút Đồng thời quản lý nghẽn mạch thị trường điện Việt Nam dựa LMP FTR 2.5.3 Tính phí truyền tải lưới truyền tải điện miền Bắc phương pháp “tem thư” phương pháp tham gia biên, so sánh phương pháp - Sơ đồ đồ lưới truyền tải điện miền Bắc hình 2.19; thơng số đường dây, thơng số máy phát phụ tải, thông số MBA 500/220 kV cho phụ lục - Mục đích tính tốn để so sánh kết phương pháp tính phí truyền tải nên luận án tính cho chế độ vận hành Kết tính cho bảng 2.12 Bảng 2.12 Kết tính phí truyền tải lưới điện miền Bắc theo phương pháp “tem thư” phương pháp tham gia biên Nút Phí Phương Tổng pháp phí TT Tem 139,083 13,263 2,553 5,106 5,106 2,553 2,553 2,553 10 TT thư MP Công suất (MW) 1-2 1-3 0,770 2,014 12,106 1,988 3,980 4,463 2,812 3,841 2,289 935,00 180,00 360,00 360,00 180,00 180,00 180,00 0,270 0,952 0,169 0,000 0,061 0,214 0,035 0,107 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Nhận xét: Từ kết tính thấy phương pháp MP cho kết công bằng, phụ tải điện sử dụng đường nhiều phải trả phí truyền tải cho đường dây Theo phương pháp tem thư nút tải có cơng suất trả phí truyền tải nhau, theo phương pháp MP nút tải phải trả phí khác đáng kể Đây sở nhà đầu tư bỏ vốn vào phát triển lưới điện 2.6 Phân tích giá biên nút hệ thống điện miền Bắc Việt Nam Luận án áp dụng chương trình MATPOWER để tính giá biên nút lưới tuyền tải điện miền Bắc TĐ Tuyên Quang năm 2011 (hình 2.19) 25 2.6.1 Các kịch Hàm bán cho dạng: aP + bP + c, với a, b, c hệ số TĐ Sơn La 500kV 24 Hòa Bình 500kV 37 Quảng Ninh 220kV 35 TĐ Hịa Bình Phố Nối Hà Đơng ng Bí Vật Cách Phả Lại 19 14 30 Hải Phịng Hịa Bình 220kV Đồng Hòa Xuân mai 15 Cẩm Phả 22 16 Mai Động Hoành Bồ 17 Bắc Ninh 34 21 20 18 31 Thường Tín 220kV 29 Đình Vũ Phủ Lý Thái Bình 38 Thường Tín 500kV Nam Định Ninh Bình theo điều kiện: tất phụ Kịch A: Mùa khô, nhà máy thủy điện phát 1/2 công suất; 39 23 nhà máy; hàm mua cho cho kịch sau: 26 Sóc Sơn 27 Chèm phụ thuộc vào loại tính tốn giá biên nút Sơn Động Tràng Bạch chi phí máy phát điện tải cấp điện Kết Quảng Ninh 500kV 28 Bắc Giang 36 tính tốn Thái Ngun Nho Quan 500kV 40 Nho Quan 220kV 500 kV 10 TĐ Bản Lá 33 Chú thích: Bà Chẽ(TH) 32 Nghi Sơn 11 Hưng Đông Đô Lương 220 kV MBA500kV Nhà máy điện Đồng Hới Hà Tĩnh 500kV 41 12 13 Hà Tĩnh 220kV Hình 2.19 Sơ đồ lưới điện truyền tải miền Bắc năm 2011 11 Kịch B: Mùa mưa, nhà máy thủy điện phát hết công suất không bị nghẽn mạch; Kịch C: Mùa mưa, nhà máy thủy điện phát hết công suất nghẽn mạch đường dây 1-3; Kịch D: Mùa mưa, nhà máy thủy điện phát hết công suất nghẽn mạch đường dây 6-8 2.6.2 Kết tính tốn Kết tính tốn giá biên nút i (USD/MWh) cho kịch bản: Kịch A: 10,116 USD/MWh; kịch B: 9,472 USD/MWh; kịch C D cho bảng 2.13 Bảng 2.13 Kết tính giá biên nút cho kịch C D (USD/MWh) Nút 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Nghẽn mạch C: 1-3 2,987 9,470 13,688 11,602 10,818 10,830 10,690 10,923 11,016 10,290 9,873 9,785 9,785 11,512 11,512 11,465 11,389 11,209 11,233 11,268 11,268 Nghẽn mạch D: 6-8 9,173 9,176 9,178 9,177 9,125 8,679 8,892 11,796 11,417 9,005 9,122 9,147 9,147 9,390 9,390 9,581 9,893 10,626 10,528 10,385 10,385 Nút 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 Nghẽn mạch C:1-3 11,268 11,268 11,389 11,389 11,389 11,389 11,389 12,253 11,225 11,217 9,873 9,873 10,323 10,323 9,600 7,681 10,323 10,323 9,600 9,708 Nghẽn mạch D: 6-8 10,385 10,385 9,893 9,893 9,893 9,893 9,893 9,152 10,563 10,593 9,122 9,122 9,271 9,271 9,199 9,192 9,271 9,271 9,199 9,169 2.6.3 Nhận xét, kết luận - Khi không nghẽn mạch giá biên nút cho nút khác theo mùa Mùa mưa giá rẻ nhà máy thủy điện tham gia nhiều 12 Chênh lệch giá nút mùa lớn (kịch A: 10,116 USD/MWh; kịch B: 9,472 USD/MWh) - Khi có nghẽn mạch chi phí biên nút khác nhiều, nút đầu cuối đường dây nghẽn mạch Độ chênh lệch tùy thuộc mức độ nghẽn mạch Khi nghẽn mạch đường dây 1-3 nút có giá biên nút cao 13,688 USD/MWh phải nhận điện từ nhà máy điện có giá cao, nút giá xuống thấp 2,987 USD/MWh sát nhà máy thủy điện Nghẽn mạch đường dây 6-8 giá biên nút nút tăng cao (11,796 USD/MWh), nút giảm thấp (8,679 USD/MWh) - Giá biên nút đưa tín hiệu khuyến khích xác việc lựa chọn vị trí nhà máy điện phụ tải, đồng thời đưa khuyến khích đầu tư vào hệ thống truyền tải Ví dụ, đặt phụ tải gần nhà máy điện có giá rẻ tốt gần nhà máy điện giá cao - Là sở để tính tốn phí nghẽn mạch quản lý nghẽn mạch thị trường điện (bảng 2.14) Bảng 2.14 Chi phí nghẽn mạch đường dây theo kịch C D Đường P (MW) 1-2 1-3 1-5 1-4 2-3 3-4 - 15 5-6 5-7 6-7 6-8 - 10 8-9 - 18 10 - 11 11 - 12 11 - 32 362 724 542 362 362 362 648 542 371 592 296 271 362 362 271 542 542 Chi phí nghẽn mạch Kịch C Kịch D 2346,846 7747,524 4244,402 3118,630 1526,916 755,132 1410,048 6,504 47,488 82,880 27,528 108,400 33,666 69,866 133,007 47,696 0,000 1,086 3,620 26,016 1,448 0,724 0,362 137,376 241,732 86,443 126,096 922,632 30,623 137,198 286,342 31,707 13,550 0,000 13 Đường P (MW) 18 - 31 19 - 20 19 - 30 20 - 21 20 - 22 20 - 23 23 - 21 24 - 27 24 - 25 24 - 28 - 29 - 29 25 - 28 26 - 28 30 - 31 33 - 32 34 - 35 724 686 642 582 582 582 582 372 291 291 371 371 291 900 628 571 582 Chi phí nghẽn mạch Kịch Kịch C D 5,792 23,892 24,010 98,098 5,136 22,470 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 532,385 9,646 161,385 10,017 0,000 0,000 0,000 0,000 5,024 18,840 0,000 0,000 0,000 0,000 12 - 13 15 - 14 15 - 16 15 - 17 16 - 17 17 - 18 17 - 20 17 - 26 17 - 27 17 - 24 18 - 19 271 628 314 314 314 628 1264 372 372 372 686 0,000 0,000 14,758 38,622 23,864 113,04 164,320 0,000 0,000 0,000 16,464 0,000 0,000 59,974 157,942 97,968 460,324 690,144 0,000 0,000 0,000 67,228 36 - 40 37 - 40 38 - 39 40 - 38 40 - 41 39 - 35 37 - 40 - 41 - 12 38 - 15 2646 2646 5292 2646 5292 900 900 900 900 900 0,000 5077,674 0,000 1913,058 571,536 0,000 4224,600 1096,200 69,300 1070,100 0,000 18,522 0,000 190.512 158,760 0,000 17,100 66,600 19,600 107,100 2.7 Kết luận chương 2: Từ nội dung nghiên cứu, luận án rút kết cụ thể sau: Đề xuất lựa chọn phương pháp tính phí truyền tải cho TTĐ Việt Nam phương pháp tham gia biên; xác định hiệu phương pháp quản lý nghẽn mạch quyền truyền tải chắn FTR đề xuất sử dụng phương pháp cho thị trường điện Việt Nam; đưa mơ hình, thuật tốn tính giá biên nút để tính giá toán giá giao dịch hợp lý cho thị trường điện, áp dụng hiệu cho TTĐ Việt Nam, giá để tính chi phí nghẽn mạch để tính giá truyền tải cố định dùng cho đấu thầu FTR; áp dụng chương trình MATPOWER phân tích phí truyền tải cho lưới điện truyền tải miền Bắc phân tích giá biên nút với kịch vận hành thực tế Việt Nam Kết nghiên cứu cho thấy: Phí truyền tải tính phương pháp MP công cho nhiều tín hiệu tốt quản lý thị trường điện, nên sử dụng phương pháp phân bổ phí truyền tải cho TTĐ Việt Nam; LMP biến đổi mạnh xảy nghẽn mạch Chương 3: TĂNG KHẢ NĂNG TẢI CHỐNG NGHẼN MẠCH CỦA LƯỚI ĐIỆN BẰNG CÁC GIẢI PHÁP KỸ THUẬT 3.1 Khái quát khả tải lưới truyền tải điện 3.1.1 Định nghĩa khả tải - Luận án làm rõ khả tải lưới điện hệ thống điện độc quyền thị trường điện - KNTK-ATC khả tải lại lưới điện đường dây nhóm đường dây chế độ vận hành xác định, hiệu khả 14 tải tổng (KNTT) trừ thành phần: 1-công suất tải cam kết; dự trữ độ tin cậy; 3-dự trữ lợi ích - Khái niệm khả tải khả dụng gắn liền với đường truyền điện vùng hệ thống điện liên thông - Khả tải với loại giới hạn diễn biến theo thời gian mơ tả hình 3.1 3.1.2 Các điều kiện tiêu chuẩn xác Giới hạn điện áp Giới hạn nhiệt Giới hạn ổn định định giới hạn công suất trải lưới truyền tải điện - Các điều kiện xác định giới hạn công suất tải lưới điện: Giới hạn công suất tải lưới điện tính theo điều kiện kỹ thuật sau: (i) Điều kiện phát nóng; (ii) Điều Dự trữ TRM Khả tải tổng Khả tải khả dụng Công suất tải Dự trữ TRM Hình 3.1 Khả tải khả dụng kiện độ lệch điện áp so với định mức (theo điều kiện này, điện áp điểm lưới điện phải nằm giới hạn cho phép Tức là: U U Umax ); (iii) Điều kiện ổn định điện áp ổn định tĩnh, theo điều kiện lưới điện phải có độ dự trữ ổn định tĩnh ổn định điện áp định Ổn định hệ thống điện khả hệ thống điện phục hồi lại trạng thái làm việc ban đầu gần ban đầu sau ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN bị kích động nhỏ kích động lớn Ổn định hệ thống điện phân loại hình 3.2 Ổn định góc lệch Ổn định điện áp - Các tiêu chuẩn kỹ thuật áp dụng để tính khả tải: Khả tải theo giới hạn Ổn định với kích động nhỏ Ổn định với kích động lớn vật lý vận hành điều kiện bình thường cố: Phát nóng; điện áp; ổn định Mất ổn định phi chu kỳ Mất ổn định dao động Ổn định tĩnh Ổn định động điện áp; Yêu cầu cảm nhận xã hội: Ô nhiễm, cảnh quan; Hiệu kinh tế: lợi ích xã 15 Ổn định ngắn hạn Ổn định trung hạn Ổn định dài hạn Hình 3.2 Sơ đồ phân loại ổn định hệ thống điện hội lớn nhất; độ tin cậy: độ tin cậy lưới điện Mỹ: > 99,9%, điện < giờ/năm 3.1.3 Các biện pháp kỹ thuật nâng cao khả tải tổng lưới truyền tải điện 1-Làm thêm đường dây mới; 2-Sử dụng thiết bị bù cố định: Bù dọc bù ngang, tụ điện hay kháng điện; 3-Sử dụng thiết bị làm linh hoạt hóa lưới điện (FACTS) Ảnh hưởng thiết bị FACTS đến hệ thống điện: Ảnh hưởng loại thiết bị FACTS đến hệ thống điện trình bày bảng 3.1 Bảng 3.1 Ảnh hưởng thiết bị FACTS đến hệ thống điện Thiết bị FACTS SVC STATCOM TCSC SSSC TCPST UPFC Điều khiển dịng cơng suất + + ++ ++ +++ +++ Điều khiển điện áp +++ +++ + + + +++ Ổn định động Ổn định tĩnh + ++ +++ +++ ++ +++ ++ ++ ++ ++ ++ +++ Tốt +++ ++ + 3.1.4 Yêu cầu tính toán khả tải thị trường điện - Đối với hợp đồng song phương: khả tải cần thiết bên thực giao dịch mua bán điện - Đối với sàn giao dịch: khả tải sử dụng khuôn khổ phối hợp đầu thầu quyền chuyển tải điện chắn (FRT) thu thập nghẽn mạch - Yêu cầu cung cấp thông tin lên hệ thống cập nhật thông tin thị trường điện: Bảng 3.2 sau yêu cầu cung cấp thông tin khả tải OASIS Bảng 3.2 Yêu cầu cung cấp thông tin khả tải OASIS Yêu cầu thông báo TTC/ATC Đường truyền không nghẽn mạch Đường truyền nghẽn mạch X 168 tới ngày Ngày thứ đến 30 Tháng 12 tháng X X X X 3.2 Các phương pháp giải tích lưới điện 16 X - Để xác định giới hạn công suất tải phải tính chế độ xác lập lưới điện Các phương pháp giải tích lưới điện là: phương pháp Newton-Raphson (NR); dịng điện chiều - Giải tích lưới điện có thiết bị FACTS - Các thiết bị bù có điều khiển: 1-Bù dọc (TCSC, SSSC); 2-Bù ngang(SVC, STATCOM); 3-Bù hỗn hợp dọc - ngang (UPFC,IPFC, Máy biến áp có điều áp tải tổng hợp, điều chỉnh modun góc pha) 3.3 Tính khả tải lưới truyền tải điện 3.3.1 Các yêu cầu tình huống, giả thiết liệu tính khả tải Dữ liệu quan trọng thời điểm tính tốn; quan trọng nhu cầu thông tin khả tải Từ hai liệu giả thiết, tình chọn 3.3.2.Các phương pháp tính khả tải áp dụng Bảng 3.3 So sánh phương pháp tính khả tải Phương pháp 1-DCPF 2-PTDF 3-LODF 4-GSF 5-RPT 6-CPF 7-OPF Tính giới hạn nhiệt có có có có có có có Giới hạn điện áp khơng khơng khơng khơng có có có Giới hạn ổn định điện áp khơng khơng khơng khơng có có có 3.3.3 Thuật tốn tính khả tải cho lựa chọn thời gian Nếu tính khả tải cho đường dây liên lạc vùng hay hệ thống sử dụng phương pháp RPF dùng thuật tốn sau: 1-Chọn trạng thái tính lưới điện; 2Xác định mức phụ tải chế độ tính sở; 3-Chọn kịch truyền tải; 4-Giải tốn phân bổ dịng cơng suất cho trường hợp sở; 5-Tăng công suất tải khu vực nhận điện đường dây truyền xét lên 5-10% giá trị ban đầu; 6Giải lại toán PF phương pháp nêu xác định giới hạn truyền tải; Xét kết bước 6: có vi phạm giới hạn tải giảm tải tính lại để tìm giới hạn, sau chuyển sang bước Nếu khơng vi phạm giới hạn tải quay bước 5; 7-Tính ATC cho chế độ chọn mục Trở lại bước để chọn chế độ tải khác có Nếu khơng có mức tải khác chuyển sang bước 9; 8-Quay lại bước 1, 17 chọn trạng thái khác lưới điện; 9-Sau tính xong trạng thái chế độ công suất tải chọn mục 1: Chọn ATC lưới điện, giá trị ATC nhỏ tính 3.3.4 Ví dụ áp dụng: Ví dụ tính ATC cho lưới điện nút nhánh áp dụng Hình 3.11 Sơ đồ lưới điện tính cho lưới điện truyền tải miền Bắc Sơ đồ lưới điện hình 3.11 hình 2.19 Kết tính tốn khả tải khả dụng theo giới hạn nhiệt cho nút đến nút từ nút đến nút 14 bảng 3.10 bảng 3.12 (phương pháp độ nhạy) ATC = 50 MW 53,08 MW đường dây 3-6 đường dây 1-3 đạt đến giới hạn công suất 100 MW 824 MW Bảng 3.10 Độ nhạy nhánh nút tăng 10 MW Nhánh Từ nút Đến nút Pij (MW) P0ij (MW) 1 2 5 6 0,86 71,94 37,20 -9,37 36,63 33,60 90,63 -8,06 -14,23 -4,76 70,47 34,28 -11,71 37,45 29,50 88,29 -9,53 -17,79 Pghi-j (MW) 100 100 100 100 100 100 100 100 100 ATC 0,562 0,147 0,292 0,234 -0,082 0,410 0,234 0,147 0,356 186,405 199,30 225,00 477,39 171,95 50,00 745,00 330,90 Bảng 3.12 Độ nhạy nhánh nút 14 tăng thêm 10 MW Nhánh Từ-Đến 1-2 1-3 1-5 1-4 2-3 3-4 3-29 29-5 Pij(MW) 171,07 802,29 22,94 137,62 -80,93 297,38 -7,01 132,01 P0ij (MW) 170,62 797,25 20,88 137,29 -81,38 297,71 -7,25 132,25 18 Pghi-j(MW) 362 824 362 362 362 362 360 271 0,045 0,504 0,206 0,033 -0,045 -0,033 -0,024 -0,024 ATC(MW) 4252 53,08 1655 6809 - 3.4 Phương pháp tính giới hạn ổn định điện áp 3.4.1 Giới hạn ổn định điện áp yếu tố ảnh hưởng đến ổn định điện áp - Giới hạn ổn định điện áp: Ổn định điện áp tiêu khả tải quan trọng lưới điện Xét Hình 3.12 Sơ đồ lưới điện đơn giản sơ đồ lưới điện đơn giản sau: U2 (U12 2Q2 X ) U14 Q2 XU12 P22 X2 Các đường cong U-P thường gọi đường sống mũi U2 Miền làm việc ổn định Điện áp giới hạn Điểm giới hạn công suất Miền làm việc khơng ổn định P Hình 3.13 Đặc tính đường cong U = f(P) Hình 3.14 Giới hạn ổn định điện áp Điểm đỉnh mũi điểm giới hạn công suất ổn định điện áp Ổn định điện áp phụ thuộc hướng kích động, ổn định ổn định, gọi điểm phân nhánh Hệ thống điện làm việc ổn định phần đường sống mũi - Các yếu tố ảnh hưởng đến ổn định điện áp: Tính chất phụ tải; giới hạn cơng suất phản kháng máy phát; đường dây; có thiết bị bù đóng cắt 3.4.2 Các tiêu chuẩn ổn định tính giới hạn ổn định tĩnh ổn định điện áp Phương trình giao động bé hệ thống điện có đặc trưng: D (p ) a p n a1 p n an p an Điều kiện ổn định theo Lyapunov: - Nếu tất nghiệm phương trình đặc trưng có phần thực âm hệ thống ổn định tiệm cận 19 - Nếu số nghiệm p i phương trình đặc trưng dù có nghiệm với phần thực dương hệ thống khơng ổn định 3.4.3 Chỉ tiêu ổn định điện áp Sau tính điện áp giới hạn U ghi ta tính tiêu ổn định điện áp, độ dự trữ ổn định điện áp: ku max{ | U ghi U 0i | 100(%)} U0 i 3.4.4 Thuật tốn tính giới hạn ổn định điện áp Quan trọng tính tốn ổn định lập kịch biến đổi công suất tải Phụ tải phải tăng dần lên theo hướng nguy hiểm ổn định Công thức tăng phụ tải sau: Ppti Pptoi (1 Xi ) Qpti Qptoi (1 X i ) Công suất phát phải tăng tương ứng, trừ nút cân PGj = PG0j (1 + Gi) Ở đây, X mức độ biến đổi lựa chọn i nút phía hệ thống điện; j nút phía đối diện 3.4.5 Chương trình tính tốn Có chương trình tính tốn sau: PSAT CONUS Chương trình CONUS Bộ mơn hệ thống điện chương trình thích hợp cho nghiên cứu ổn định tĩnh, cho phép thực kịch tăng công suất tùy ý cho phép vẽ đồ thị diễn biến điện áp 3.5 Bài toán lựa chọn thiết bị bù để nâng cao khả tải lưới truyền tải điện - Các bước quy hoạch thiết bị bù: Bước 1: Tính mức độ tăng phụ tải tương lai theo hợp đồng mua bán điện, có hợp đồng song phương nhiều năm theo dự báo phụ tải; Bước 2: Lựa chọn tình cố, thường chọn cố phần tử phần tử; Bước 3: Phân tích chế độ hàng năm tương lai: tính chế độ vận hành tối ưu, xác nhận tính khả thi chế độ; Bước 4: Tính ổn định điện áp: xác định năm độ dự trữ ổn định điện áp không đạt yêu cầu chế độ bình 20 thường cố; Bước 5: Tính chi tiết chọn vị trí cơng suất thiết bị bù phương pháp quy hoạch nguyên quy hoạch tuyến tính; Bước 6: Chọn phương án có chi phí nhỏ - Từ bước quy hoạch thiết bị bù, luận án tính tốn áp dụng cho lưới điện nút Kết xác định vị trí đặt thiết bị bù SVC dung lượng 3.6 Nghiên cứu ổn định điện áp lưới điện Việt Nam năm 2011 Ổn định điện áp trình biến thiên điện áp nút tải, cịn gọi ổn định phụ tải Do đó, nghiên cứu ổn định điện áp nghiên cứu khả tải lưới truyền tải điện Từ nghiên cứu trình vận hành HTĐ Việt Nam thực tế năm gần đây, sở để luận án nghiên cứu ổn định điện áp lưới điện Việt Nam, phục vụ cho quản lý lưới điện truyền tải TTĐ Việt Nam - Nghiên cứu khả tải theo ổn định điện áp hướng Bắc-Nam chưa đặt SVC: + Kịch bản: Cho phụ tải nút 220 kV miền Nam tăng theo bậc MW, phụ tải nút miền Bắc miền Trung không tăng, nút phát miền Bắc tăng theo bậc MW tương ứng + Kết quả: Hệ số dự trữ ổn định tĩnh 9,43% công suất phát chế độ tới hạn: * Tổng công suất phát: 16920,357 MW * Công suất yêu cầu: 16141,750 MW * Tổn thất cơng suất: 779,887 MW + Sau phân tích ổn định điện áp ta thấy, có khu vực yếu lưới truyền tải điện, điện áp thấp Cụ thể: Khu vực 1: 442-Tràng Bảng, 447-Long An; khu vực 2: 416-Cao Lãnh, 418-Rạch Giá, 420-Kiên Lương, 423-Châu Đốc; khu vực 3: 449-Mỹ Tho, 450-Bến Tre - Nghiên cứu khả tải theo ổn định điện áp hướng Bắc-Nam đặt SVC: + Hệ số dự trữ ổn định tĩnh tăng lên 15,68% Kết công suất phát chế độ tới hạn theo hướng Bắc Nam đặt SVC: * Tổng công suất phát: 18160,896 MW 21 * Công suất yêu cầu: 16966,800 MW * Tổn thất công suất: 1195,800 MW Kết luận: - Sau phân tích ổn định điện áp chương trình CONUS với kịch bản, luận án rút khu vực yếu lưới điện miền Nam để có biện pháp nâng cao khả tải Trong ví dụ cụ thể độ dự trữ ổn định lưới điện miền Nam thấp, vào điện áp nút ổn định ta thấy có khu vực có điện áp thấp nhất, sở xác định điểm đặt SVC nâng cao khả tải lưới truyền tải điện - Ví dụ áp dụng nhằm giới thiệu phân tích ổn định điện áp cách thức sử dụng SVC nâng cao khả tải lưới điện, để áp dụng thực tế cần phải tính tốn nhiều chế độ khác rút kết luận cuối 3.7 Luận chứng kinh tế thiết bị FACTS 3.7.1 Sử dụng thiết bị FACTS thị trường điện Bài toán chọn thiết bị FACTS gồm phần: 1-Chọn vị trí đặt; 2-Chọn cơng suất thiết bị FACTS Bài toán 1: Cho giá trị định thiết bị FACTS, đặt thiết bị FACTS điểm khác lưới truyền tải điện, tính lợi ích xã hội hay chi phí sản xuất tùy điều kiện cụ thể, chọn vài vị trí bù cho lợi ích xã hội lớn cho tốn sau Bài tốn 2: Tính chọn cơng suất bù, cho vị trí bù chọn tốn 1, cho cơng suất thiết bị FACTS biến thiên, tìm giá trị bù cho lợi ích xã hội max Tính độ tăng thêm lợi ích xã hội = lợi ích xã hội sau đặt thiết bị FACTS - lợi ích xã hội trước đặt thiết bị FACTS Tính chi phí cho thiết bị FACTS, so sánh kinh tế rút kết luận Nếu độ gia tăng lợi ích xã hội lớn chi phí đặt thiết bị FACTS việc đặt thiết bị FACTS hiệu 3.7.2 Tính độ tăng lợi ích xã hội đặt thiết bị FACTS 22 Trên hình 3.21 trình bày ảnh hưởng nghẽn mạch đến thặng dư mua thặng dư bán cho nút bán nút mua, không tính đến tổn thất cơng suất Để tăng khả tải đặt thiết bị FACTS hay biện pháp khác, hình 3.22 cho ta thấy, thặng dư bán thặng dư mua tăng lên Độ tăng thặng dư mua trường hợp tất phụ tải TDMi cấp ) PDmax i Độ tăng thặng dư bán: TDBi 0i: ( 0i TCSCi Hình 3.21 Giá thầu bán giá thầu mua xảy nghẽn mạch điện: ( TCSCi Là LMP nút i trước đặt TCSC; TCSCi: 0i ).( PGTCSCi PG0 i ) Là LMP nút i sau đặt TCSC; P G0i, P GTCSCi: Là công suất phát nút i trước sau đặt TCSC; PD0i, P DTCSCi: Là công suất tải nút i trước sau đặt TCSC; PDmaxi: Là công suất tải max mua hết công suất, trước sau đặt TCSC 3.7.3 Luận chứng kinh tế thiết bị FACTS Kết quả: - Từ việc đánh giá lợi ích kinh tế sử dụng TCSC mơ ví dụ hệ thống điện nút với hệ số sử dụng giả định Với thiết bị FACTS khác cách thức tính tương tự - Từ ví dụ cho thấy, hiệu kinh tế sử dụng thiết bị bù TCSC rõ ràng, Hình 3.22 Giá thầu bán giá thầu mua đặt thiết bị FACTS với hệ số sử dụng giả định 40%, tổng lợi ích xã hội tăng thêm năm 3385284,48 USD so với chi phí hàng năm cho TCSC 136745,59 USD 3.8 Kết luận chương 3: Đã làm rõ khả tải ATC lưới truyền tải điện thị trường điện; đưa yêu cầu tính toán khả tải để phục vụ cho giao dịch mua bán điện vận hành thị trường điện; … 23 KẾT LUẬN CHUNG - Trên sở phân tích mơ hình thị trường điện giới, luận án đề xuất áp dụng mơ hình lộ trình phát triển thị trường điện Việt Nam - Luận án nghiên cứu số phương pháp quản lý nghẽn mạch quy trình chống nghẽn mạch NERC, sở áp dụng cho thị trường điện Việt Nam tương lai - Đề xuất phương pháp tính phân bổ phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam tương lai bao gồm: Sử dụng phương pháp tham gia biên để thu phí truyền tải điện; tính tốn phí nghẽn mạch sử dụng phương pháp giá biên nút Đồng thời quản lý nghẽn mạch thị trường điện Việt Nam dựa LMP FTR Đã tính tốn so sánh phương pháp “tem thư” phương pháp tham gia biên cho lưới điện miền Bắc, cho thấy rõ ưu điểm phương pháp tham gia biên so với “tem thư” - Nghiên cứu giá biên nút lưới tuyền tải điện miền Bắc cho kịch bản, từ rút kết luận phục vụ vận hành xác định giá giao dịch phản ánh cung cầu thông qua hệ thống dựa theo vùng Đồng thời sở tính tốn phí nghẽn mạch quản lý nghẽn mạch cho thị trường điện Việt Nam - Nghiên cứu tính tốn khả tải khả dụng lưới truyền tải điện thị trường điện: Định nghĩa khả tải khả dụng; u cầu tính tốn khả tải thị trường điện; phương pháp thuật tốn tính khả tải Đề xuất quy trình tính ATC theo điều kiện phát nóng phương pháp độ nhạy Đã tính toán áp dụng cho lưới điện truyền tải 41 nút miền Bắc - Đề xuất phương pháp sử dụng SVC để giảm nghẽn mạch theo điều kiện ổn định điện áp: Trình bày khả tải phương pháp tính ổn định điện áp hệ thống điện, giải pháp kỹ thuật chống nghẽn mạch; nghiên cứu đề xuất thuật tốn quy trình tính chọn thiết bị FACTS để chống nghẽn mạch cho lưới tuyền tải điện; đề xuất phương pháp nghiên cứu ổn định điện áp, chương trình tính nên áp dụng để nghiên cứu ổn định điện áp; tính tốn nghiên cứu ổn định điện áp lưới điện 220-500 kV Việt Nam năm 2011 với việc tính tốn dựa vào kịch thực tế vận hành hệ thống điện Việt Nam chương trình CONUS - Nghiên cứu luận chứng kinh tế thiết bị FACTS cụ thể TCSC, áp dụng quản lý lưới truyền tải điện Việt Nam 24 ... mạch quản lý nghẽn mạch cho thị trường điện Việt Nam - Nghiên cứu tính tốn khả tải khả dụng lưới truyền tải điện thị trường điện: Định nghĩa khả tải khả dụng; u cầu tính tốn khả tải thị trường điện; ... trúc thị trường điện nghiên cứu lưới truyền tải điện, luận án tác giả giả thiết thị trường điện Việt Nam tương lai thị trường điện bán buôn kiểu mua-bán song phương mua-bán sàn kiểu thị trường điện. .. phụ tải Do đó, nghiên cứu ổn định điện áp nghiên cứu khả tải lưới truyền tải điện Từ nghiên cứu trình vận hành HTĐ Việt Nam thực tế năm gần đây, sở để luận án nghiên cứu ổn định điện áp lưới điện