Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải trong thị trường điện Việt Nam Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải trong thị trường điện Việt Nam Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải trong thị trường điện Việt Nam luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - LÊ QUANG HẢI NGHIÊN CỨU QUẢN LÝ LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM CHUYÊN NGÀNH MẠNG VÀ HỆ TH NG ĐIỆN Mã số 62.52.50.05 LU N ÁN TIẾN SĨ KỸ THU T ĐIỆN N PGS TS TRẦN BÁCH HÀ NỘI – 2013 LỜI CAM ĐOAN Tơi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các kết nêu luận án trung thực chưa công bố cơng trình Tá Lê Qu ả Hả MỤC LỤC DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Trang MỞ ĐẦU C 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 1.1.1 Giới thiệu chung 1.1.2 Một số khái niệm 1.1.2.1 Độc quyền độc quyền tự nhiên 1.1.2.2 Khái niệm thị trường điện thị trường điện hoàn hảo 1.1.3 Cấu trúc thị trường điện 1.1.3.1 Các lý dẫn đến thị trường điện 1.1.3.2 Các thành phần thị trường điện 1.1.3.3 Cách tổ chức thị trường điện 1.1.3.4 Cách thức mua bán điện 1.1.3.5 Thị trường điện nước giới 1.2 Những vấn đề truyền tải điện thị trường điện 1.2.1 Vận hành hệ thống điện 1.2.2 Lưới điện thị trường điện 1.2.2.1 Nhiệm vụ lưới truyền tải điện 1.2.2.2 Các dịch vụ cấp cho khách hàng 1.2.2.3 Các nhiệm vụ SO 1.2.3 Các thành phần phí truyền tải 1.2.4 Các phương pháp tính phí truyền tải tỷ lệ phân chia phí truyền tải thị trường điện 1.2.4.1 Các phương pháp tính phí truyền tải 1.2.4.2 Tỷ lệ phân chia phí truyền tải thị trường điện 1.3 Nghẽn mạch quản lý nghẽn mạch 1.3.1 Khái quát nghẽn mạch 1.3.1.1 Khái niệm nghẽn mạch 1.3.1.2 Nguyên nhân 1.3.1.3 Ứng xử đơn vị quản lý vận hành xảy nghẽn mạch 1.3.1.4 Tác hại nghẽn mạch 1.3.2 Quản lý nghẽn mạch 4 5 7 10 13 16 19 19 19 20 22 24 24 25 25 26 28 28 28 29 29 29 30 C 1.3.2.1 Xử lý điều hành thị trường điện xảy nghẽn mạch 1.3.2.2 Quản lý chi phí nghẽn mạch 1.3.2.3 Quản lý biện pháp kỹ thuật 1.4 Các lựa chọn cho thị trường điện Việt Nam 1.4.1 Hiện trạng ngành điện Việt Nam 1.4.1.1 Nguồn điện 1.4.1.2 Lưới điện 1.4.1.3 Mơ hình tổ chức EVN 1.4.2 Dự kiến tiến độ triển khai thị trường điện Việt Nam 1.4.3 Mơ hình quản lý kinh doanh lưới điện truyền tải Việt Nam 1.4.4 Lựa chọn cấu trúc thị trường điện 1.4.5 Lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện 30 31 32 32 32 32 34 35 35 37 40 40 1.5 Kết luận chương 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 2.1.1.1 Mục đích 2.1.1.2 Yêu cầu 2.1.2 Sơ đồ tính phí truyền tải 2.1.3 Doanh thu yêu cầu lưới truyền tải 42 2.2 Các phương pháp tính phí truyền tải 2.2.1 Phương pháp “tem thư” 2.2.1.1 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh 2.2.1.2 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh kết hợp với Điện 2.2.1.3 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh tháng trước 2.2.2 Phương pháp MW-km 2.2.2.1 Phương pháp MW-km 2.2.2.2 Phương pháp MW-km theo modul 2.2.2.3 Phương pháp MW-km với chi phí khơng cho trào lưu công suất ngược chiều 2.2.2.4 Phương pháp MW-km với trào lưu công suất vượt trội 2.2.3 Phương pháp tính thành phần cơng suất khách hàng u gây đường dây k 2.2.4 So sánh phương pháp “tem thư”, MW-km - Tham gia trung bình, MW-km - Tham gia biên 2.2.5 Phương pháp tham gia biên - MP 45 46 46 47 43 43 43 43 43 44 48 49 50 50 51 51 52 54 54 C 2.3 LMP, FTR quản lý nghẽn mạch 2.3.1 Đặt vấn đề 2.3.2 Giá biên nút phương pháp tính tốn giá biên nút 2.3.2.1 Giá biên nút 2.3.2.2 Mơ hình tốn phân bổ cơng suất tối ưu-OPF tính giá biên nút 2.3.3 Quyền truyền tải chắn đấu thầu FTR 2.3.3.1 Quyền truyền tải chắn 2.3.3.2 Lợi ích FTR người có FTR 2.3.3.3 Đấu thầu FTR 2.3.4 Quản lý nghẽn mạch 2.4 Ví dụ tính phí sử dụng lưới truyền tải số phương pháp 56 56 56 56 59 2.4.1 Tính tốn phí sử dụng lưới truyền tải phương pháp MW-km 2.4.2 Tính tốn phí sử dụng lưới truyền tải phương pháp MP 2.4.3 Tính tốn FTR 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 2.5.2 Đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện VN 2.5.3 Tính phí truyền tải lưới truyền tải điện miền Bắc PP “tem thư” PP tham gia biên, so sánh phương pháp 2.6 Phân tích giá biên nút hệ thống điện miền Bắc Việt Nam 67 72 75 76 2.6.1 Các kịch tính tốn 2.6.2 Các kết tính tốn 2.6.3 Nhận xét, kết luận 2.7 Kết luận chương 84 85 86 87 TĂNG KHẢ NĂNG TẢI CH NG NGHẼN MẠCH CỦA LƯỚI ĐIỆN BẰNG CÁC GIẢI PHÁP KỸ THU T 3.1 Khái quát khả tải lưới truyền tải điện 3.1.1 Định nghĩa khả tải 3.1.2 Các điều kiện tiêu chuẩn xác định giới hạn công suất tải lưới truyền tải điện 3.1.2.1 Các điều kiện xác định giới hạn công suất tải lưới điện 88 88 90 3.1.2.2 Các tiêu chuẩn kỹ thuật áp dụng để tính khả tải 3.1.3 Các biện pháp kỹ thuật nâng cao khả tải tổng lưới truyền tải điện 3.1.4 u cầu tính tốn khả tải thị trường điện 3.1.5 Nội dung phần luận án 3.2 Các phương pháp giải tích lưới điện 61 61 61 64 66 67 76 77 78 84 90 93 94 95 96 96 3.2.1 Phương pháp Newton - Raphson (N-R) 3.2.1.1 Hệ phương trình cân cơng suất nút 3.2.1.2 Thuật tốn 3.2.2 Phương pháp dòng điện chiều (Phương pháp DC Model) 3.2.3 Giải tích lưới điện có thiết bị FACTS 3.2.3.1 Các thiết bị bù có điều khiển 3.2.3.2 Mơ hình thiết bị bù dọc TCSC giải tích chế độ xác lập 3.2.3.3 Mơ hình thiết bị bù ngang SVC giải tích chế độ xác lập 3.3 Tính khả tải lưới truyền tải điện 3.3.1 Các yêu cầu tình huống, giả thiết liệu tính khả tải 3.3.2 Các phương pháp tính khả tải 3.3.3 Thuật tốn tính khả tải cho lựa chọn thời gian 3.3.3.1 Thuật tốn tính KNT phương pháp lặp lại RPF 3.3.3.2 Phương pháp độ nhạy 3.3.4 Ví dụ áp dụng 3.3.4.1 Áp dụng tính ATC cho lưới điện đơn giản 3.3.4.2 Áp dụng tính ATC cho lưới điện TT 41 nút miền Bắc 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 3.4.1.1 Giới hạn ổn định điện áp 3.4.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến ổn định điện áp 3.4.2 Các tiêu chuẩn ổn định tính giới hạn ổn định tĩnh ổn định điện áp 3.4.3 Chỉ tiêu ổn định điện áp 3.4.4 Thuật tốn tính giới hạn ổn định 3.4.5 Chương trình tính tốn 3.5 Bài tốn chọn thiết bị bù để nâng cao khả tải lưới TT điện 3.5.1 Đặt vấn đề 3.5.2 Các bước quy hoạch thiết bị bù SVC nâng cao ổn định điện áp 3.6 Nghiên cứu ổn định điện áp lưới điện Việt Nam năm 2011 3.6.1 Hệ thống điện Việt Nam 3.6.2 Nghiên cứu ổn định điện áp 3.6.2.1 Nghiên cứu khả tải theo ổn định điện áp hướng Bắc-Nam chưa đặt SVC 3.6.2.2 Nghiên cứu khả tải theo ổn định điện áp hướng 97 97 97 100 100 100 101 103 104 104 105 106 106 107 107 107 110 112 112 112 114 115 116 116 117 119 119 122 126 126 130 130 131 Bắc-Nam đặt SVC 3.7 Luận chứng kinh tế thiết bị FACTS 3.7.1 Sử dụng thiết bị FACTS thị trường điện 3.7.2 Tính độ tăng lợi ích xã hội đặt thiết bị FACTS 3.7.3 Lợi ích sử dụng FACTS 3.7.4 Chi phí cho thiết bị FACTS 3.7.5 Luận chứng kinh tế TCSC 3.8 Kết luận chương KẾT LU N CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ Các nội dung luận án Các đóng góp luận án Hướng nghiên cứu 133 133 134 137 137 138 144 145 145 146 147 PHỤ LỤC 148 DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT T T STT C N u ê Alternating Current: Dòng điện xoay chiều AC ALMP ATC Available Transfer Capability: Khả tải khả dụng BOT Build - Operate - Tranfer: Xây dựng - Hoạt động - Chuyển giao BSUoS CBM Cty Cơng ty DC Direct Current: Dịng điện chiều ĐD Đường dây 10 DISCO 11 EVN 12 FACTS 13 FERC 14 FTR 15 GENCO 16 HTĐ Hệ thống điện 17 IEA International Energy Agency: Cơ quan lượng quốc tế 18 IEEE 19 IPP 20 ISO 21 LDC Local Distribution Company: Công ty phân phối địa phương 22 LMP Locational Marginal Price: Giá biên nút 23 LPR Locational Price Risk: Rủi ro giá nút 24 MO Market Operator: Đơn vị điều hành thị trường điện 25 NPT Average Locational Marginal Price: Giá biên nút trung bình Balancing Services Use of System: Sử dụng hệ thống dịch vụ cân Capacity Benefit Margin: Dự trữ lợi ích khả tải Distribution Company: Công ty phân phối điện Vietnam Electricity: Tập đoàn Điện lực Việt Nam Flexible AC Transmission System: Hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt Federal Energy Regulatory Commission: Ủy ban điều phối lượng liên bang Firm Transmission Right: Quyền truyền tải chắn Generation Company: Các công ty sản xuất điện Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện kỹ sư điện điện tử Independent Power Producer: Nhà máy phát điện độc lập Independent System Operator: Đơn vị vận hành hệ thống điện độc lập National Power Transmission Corporation: Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia Open Acces Same-time Information System: Hệ thống mở tiếp cận 26 OASIS 27 OPF Optimal Power Flow: Dịng cơng suất tối ưu 28 PPA Power Purchase Agreement: Hợp đồng mua bán điện 29 PX Power Exchange: Giao dịch điện 30 RESCO 31 SFT Simultaneous Feasibility Test: Kiểm tra tính khả thi đồng thời 32 SO System Operator: Đơn vị vận hành hệ thống điện 33 TNHH MTV 34 TNUoS 35 TRANSCO 36 TRM Transmission Reliability Margin: Dự trữ độ tin cậy truyền tải 37 TSO Transmission System Operator: Đơn vị quản lý truyền tải điện 38 TTC Total Tranfer Capability: Khả tải tổng 39 TTĐ Truyền tải điện 40 UoS Use of System: Sử dụng hệ thống 41 ZMP Zonal Marginal Price: Giá biên vùng thông tin đồng thời Retail Sale Company: Công ty bán lẻ Trách nhiệm hữu hạn thành viên Transmission Network Use of System: Sử dụng mạng truyền dẫn hệ thống Transmission Company: Công ty truyền tải điện DANH MỤC CÁC BẢNG Ký ệu Bảng 1.1 Tê bả Các đặc tính cách mua-bán điện để thiết lập thị trường bán buôn điện Trang 12 Bảng 1.2 Các dịch vụ truyền tải phụ yêu cầu chúng 14 Bảng 1.3 Tình hình cải cách số nước phát triển 17 Bảng 1.4 Các đặc điểm biểu giá quản lý truyền tải Châu Âu 26 Bảng 2.1 So sánh phương pháp tính phí truyền tải thị trường điện 54 Bảng 2.2 Dữ liệu hệ thống kiểm tra nút 68 Bảng 2.3 Các kết tính tốn trào lưu cơng suất 70 Bảng 2.4 Phí phí bổ sung 70 Bảng 2.5 Phí R1(1) nhà máy điện G1 phải trả 71 Bảng 2.6 Phí R1(4) nhà máy điện G4 phải trả 71 Bảng 2.7 Phí R2(1) nhà máy điện G1 phải trả 71 Bảng 2.8 Phí R2(4) nhà máy điện G4 phải trả 72 Bảng 2.9 Thông số nút HTĐ nút 11 nhánh 73 Bảng 2.10 Thông số nhánh HTĐ nút 11nhánh 73 Bảng 2.11 Bảng 2.12 Dịng cơng suất nhánh chế độ sở chế độ tăng thêm MW Kết tính phí truyền tải lưới điện miền Bắc theo phương pháp “tem thư” phương pháp tham gia biên 73 79 Bảng 2.13 Kết tính giá biên nút cho kịch C D 85 Bảng 2.14 Chi phí nghẽn mạch đường dây theo kịch C D 86 Bảng 3.1 Ảnh hưởng thiết bị FACTS đến hệ thống điện 95 Bảng 3.2 Yêu cầu cung cấp thông tin (X) khả tải OASIS 96 Bảng 3.3 So sánh phương pháp tính khả tải 105 Bảng 3.4 Thơng số nút lưới điện nút tính khả tải 108 Bảng 3.5 Thông số nhánh lưới điện nút tính khả tải 108 1.006 1.050 0.995 1.050 0.985 0.954 0.982 -1.068 70.00 40.00 29.593 0.987 1.501 141.14 48.46 - 27.057 -1.336 70.00 40.00 28.529 0.837 0.354 237.99 113.77 - 26.899 0.000 -2.518 70.00 40.00 30.711 1.682 -3.852 - 120.00 60.00 33.956 3.312 -1.749 - 100.00 60.00 28.877 1.086 -Total: 449.46 204.02 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 24.61 18.19 -23.94 -22.45 0.667 1.33 45.72 23.60 -43.95 -25.55 1.774 3.55 3 -39.49 -14.05 40.66 10.79 1.169 2.34 32.60 10.00 -31.49 -14.32 1.107 2.21 46.31 15.79 -44.72 -18.17 1.584 3.17 54.18 21.89 -51.92 -22.86 2.254 4.51 -33.01 -24.61 34.12 21.29 1.111 2.22 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 49.46 21.95 -47.51 -23.55 1.946 3.89 10 71.68 35.53 -67.48 -32.46 4.201 8.40 11 42.11 27.23 -40.41 -29.30 1.703 3.41 12 21.46 9.10 -21.03 -13.22 0.431 0.86 13 40.62 7.76 -39.17 -13.50 1.455 1.46 -Total: 19.465 37.47 PHU LUC 9.1: TÍNH THƠNG SỐ BÙ KHI ĐẶT TCSC TẠI ĐƯỜNG DÂY 5-6 runopf(case 60%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10189.95 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.8 201.7 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.84 35.20 Transformers Branch Charging (inj) 73.5 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.955 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.66 deg @ bus 1.11 deg @ bus P Losses (I^2*R) 3.85 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 7.70 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.04 $/MWh @ bus 30.70 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 1.62 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 63.02 42.10 - 28.151 1.004 -1.607 70.00 40.00 28.947 0.714 1.050 1.109 140.74 49.81 - 27.037 0.995 -1.614 70.00 40.00 28.732 0.845 1.050 0.190 246.07 109.76 - 27.304 0.991 -1.383 70.00 40.00 29.792 1.059 0.955 -3.657 - 120.00 60.00 30.700 1.617 0.982 -2.027 - 100.00 60.00 29.083 1.096 -Total: 449.84 201.67 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 30.82 16.49 -29.98 -20.39 0.842 1.68 32.20 25.62 -31.03 -28.79 1.176 2.35 3 -41.41 -14.13 42.69 11.10 1.282 2.56 26.23 10.91 -25.44 -15.85 0.798 1.60 45.09 16.31 -43.56 -18.81 1.526 3.05 52.97 22.40 -50.78 -23.50 2.188 4.38 -34.17 -23.97 35.32 20.72 1.147 2.29 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 74.41 15.82 -70.67 -18.35 3.739 2.99 10 67.50 35.92 -63.65 -33.56 3.851 7.70 11 43.30 26.68 -41.55 -28.66 1.746 3.49 12 31.70 7.14 -30.92 -10.59 0.784 1.57 13 25.55 10.62 -24.84 -16.39 0.701 1.40 -Total: 19.843 35.20 runopf(case 50%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10185.33 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.7 202.4 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.69 35.93 Transformers Branch Charging (inj) 73.5 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.955 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.54 deg @ bus 1.33 deg @ bus P Losses (I^2*R) 3.99 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 7.98 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.04 $/MWh @ bus 30.68 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 1.61 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 62.66 42.88 - 28.133 1.004 -1.456 70.00 40.00 28.939 0.714 1.050 1.329 140.76 49.86 - 27.038 0.995 -1.359 70.00 40.00 28.738 0.845 1.050 0.480 246.26 109.68 - 27.313 0.990 -1.479 70.00 40.00 29.727 1.044 0.955 -3.543 - 120.00 60.00 30.677 1.614 0.982 -1.772 - 100.00 60.00 29.088 1.096 -Total: 449.69 202.42 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 29.24 17.30 -28.44 -21.29 0.802 1.60 33.42 25.59 -32.19 -28.66 1.225 2.45 3 -42.14 -13.79 43.46 10.83 1.319 2.64 26.56 10.90 -25.75 -15.80 0.813 1.63 44.71 16.47 -43.20 -19.00 1.508 3.02 52.59 22.55 -50.43 -23.70 2.168 4.34 -34.53 -23.78 35.69 20.55 1.158 2.32 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 70.79 17.10 -67.35 -19.19 3.436 3.44 10 69.40 35.39 -65.41 -32.75 3.990 7.98 11 43.66 26.51 -41.90 -28.47 1.760 3.52 12 29.54 7.84 -28.84 -11.45 0.701 1.40 13 26.72 10.13 -25.98 -15.83 0.740 1.48 -Total: 19.685 35.93 runopf(case 40%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10182.23 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.6 203.1 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.58 36.63 Transformers Branch Charging (inj) 73.5 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.955 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.44 deg @ bus 1.53 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.13 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.26 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.04 $/MWh @ bus 30.66 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 1.61 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 62.43 43.76 - 28.121 1.004 -1.319 70.00 40.00 28.934 0.715 1.050 1.528 140.77 49.93 - 27.039 0.995 -1.127 70.00 40.00 28.741 0.845 1.050 0.744 246.38 109.45 - 27.319 0.989 -1.568 70.00 40.00 29.681 1.038 0.955 -3.440 - 120.00 60.00 30.661 1.615 0.982 -1.540 - 100.00 60.00 29.091 1.096 -Total: 449.58 203.14 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 27.81 18.06 -27.04 -22.11 0.771 1.54 34.61 25.70 -33.33 -28.65 1.281 2.56 3 -42.81 -13.49 44.16 10.61 1.355 2.71 26.88 10.92 -26.05 -15.79 0.829 1.66 44.36 16.62 -42.87 -19.19 1.492 2.98 52.25 22.70 -50.10 -23.88 2.150 4.30 -34.86 -23.59 36.03 20.38 1.169 2.34 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 67.36 18.04 -64.20 -19.76 3.160 3.79 10 71.18 34.97 -67.05 -32.05 4.128 8.26 11 44.00 26.35 -42.23 -28.28 1.773 3.55 12 27.53 8.42 -26.90 -12.17 0.629 1.26 13 27.81 9.71 -27.03 -15.32 0.779 1.56 -Total: 19.579 36.63 runopf(case 30%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.14 seconds Objective Function Value = 10181.61 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.4 203.7 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.41 37.14 Transformers Branch Charging (inj) 73.5 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.954 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.59 deg @ bus 1.46 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.20 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.40 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.05 $/MWh @ bus 32.38 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 2.48 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 66.37 42.63 - 28.319 1.004 -1.386 70.00 40.00 29.304 0.923 1.050 1.463 140.99 49.92 - 27.049 0.995 -1.201 70.00 40.00 28.632 0.841 1.050 0.663 242.05 111.12 - 27.102 0.000 0.988 -1.850 70.00 40.00 30.144 1.284 0.954 -3.589 - 120.00 60.00 32.380 2.479 0.982 -1.614 - 100.00 60.00 28.981 1.091 -Total: 449.41 203.67 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 28.56 17.78 -27.77 -21.79 0.790 1.58 37.81 24.85 -36.41 -27.56 1.397 2.79 3 -42.85 -13.54 44.21 10.67 1.358 2.72 27.55 10.77 -26.69 -15.57 0.858 1.72 44.45 16.59 -42.95 -19.14 1.496 2.99 52.33 22.66 -50.18 -23.83 2.155 4.31 -34.78 -23.64 35.95 20.42 1.167 2.33 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 62.49 19.58 -59.69 -21.17 2.801 3.92 10 71.98 34.92 -67.78 -31.85 4.198 8.40 11 43.92 26.39 -42.15 -28.33 1.770 3.54 12 26.11 8.73 -25.53 -12.57 0.580 1.16 13 27.71 9.81 -26.93 -15.43 0.777 1.55 -Total: 19.411 37,14 ================================================================================ | Branch Flow Constraints | ================================================================================ Brnch From "From" End Limit "To" End To # Bus |Sf| mu |Sf| |Smax| |St| |St| mu Bus - - - - 10 3.901 80.00 80.00 74.89 runopf(case 20%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.14 seconds Objective Function Value = 10190.30 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.3 204.1 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.25 37.55 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.954 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.98 deg @ bus 1.14 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.20 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.40 MVAr @ line 5-7 Lambda P 26.68 $/MWh @ bus 35.77 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 4.23 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 74.27 39.79 - 28.713 1.004 -1.650 70.00 40.00 30.036 1.342 1.050 1.141 141.41 49.83 - 27.070 0.995 -1.570 70.00 40.00 28.419 0.833 1.050 0.246 233.58 114.49 - 26.679 0.000 0.987 -2.304 70.00 40.00 31.166 1.870 0.954 -3.979 - 120.00 60.00 35.772 4.228 0.982 -1.983 - 100.00 60.00 28.766 1.081 -Total: 449.25 204.10 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 31.41 42.86 3 -42.29 28.55 44.96 52.84 -34.30 8 7.74 56.44 10 71.80 11 43.42 12 25.30 13 26.47 -16.54 23.26 -13.94 10.47 16.37 22.45 -23.91 2.78 21.48 35.28 26.62 8.70 10.44 30.54 -20.39 0.867 1.73 -41.26 -25.56 1.602 3.20 43.62 11.01 1.331 2.66 -27.65 -15.19 0.901 1.80 -43.44 -18.88 1.519 3.04 -50.66 -23.57 2.181 4.36 35.45 20.66 1.151 2.30 -7.67 -7.84 0.063 0.13 -54.04 -23.15 2.401 3.84 -67.60 -32.22 4.200 8.40 -41.67 -28.60 1.751 3.50 -24.75 -12.60 0.551 1.10 -25.73 -16.14 0.736 1.47 -Total: 19.254 37.55 runopf(case 10%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10207.32 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.2 204.6 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.21 38.01 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.953 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -4.34 deg @ bus 0.83 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.20 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.40 MVAr @ line 5-7 Lambda P 26.29 $/MWh @ bus 38.95 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 5.95 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 81.65 37.46 - 29.083 1.003 -1.902 70.00 40.00 30.721 1.751 1.050 0.832 141.80 49.77 - 27.090 0.995 -1.925 70.00 40.00 28.223 0.825 1.050 -0.154 225.76 117.37 - 26.288 0.000 0.986 -2.714 70.00 40.00 32.220 2.540 0.953 -4.343 - 120.00 60.00 38.952 5.946 0.982 -2.338 - 100.00 60.00 28.567 1.072 -Total: 449.21 204.60 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 34.13 15.38 -33.18 -19.07 0.952 1.90 47.52 22.08 -45.69 -23.91 1.831 3.66 3 -41.73 -14.35 43.04 11.37 1.306 2.61 29.48 10.26 -28.53 -14.89 0.944 1.89 45.44 16.16 -43.90 -18.62 1.542 3.08 53.32 22.25 -51.11 -23.31 2.207 4.41 -33.84 -24.16 34.97 20.89 1.136 2.27 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 51.01 22.82 -48.93 -24.59 2.073 3.73 10 71.57 35.75 -67.36 -32.68 4.202 8.40 11 42.95 26.84 -41.22 -28.85 1.734 3.47 12 24.63 8.50 -24.10 -12.43 0.525 1.05 13 25.27 11.08 -24.57 -16.85 0.701 1.40 -Total: 19.215 38.01 PHU LỤC 9.2: TÍNH THƠNG SỐ BÙ KHI ĐẶT TCSC TẠI ĐƯỜNG DÂY 2-7 runopf(case 60%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.14 seconds Objective Function Value = 10184.89 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.7 204.0 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.68 37.47 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.957 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -2.30 deg @ bus 2.09 deg @ bus P Losses (I^2*R) 3.98 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 7.96 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.04 $/MWh @ bus 30.74 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 1.65 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 62.41 47.81 - 28.120 1.001 -1.215 70.00 40.00 28.875 0.712 1.050 2.085 140.71 51.89 - 27.035 0.995 -0.304 70.00 40.00 28.744 0.845 1.050 1.833 246.56 104.35 - 27.328 0.986 -1.524 70.00 40.00 29.675 1.067 0.957 -2.299 - 120.00 60.00 30.743 1.649 0.982 -0.717 - 100.00 60.00 29.094 1.095 -Total: 449.68 204.05 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 27.46 20.17 -26.65 -24.12 0.818 1.64 34.95 27.63 -33.58 -30.40 1.368 2.74 3 -48.06 -12.33 49.74 10.11 1.679 3.36 40.09 8.53 -38.51 -13.79 1.571 1.26 41.53 17.87 -40.16 -20.68 1.369 2.74 49.44 23.91 -47.43 -25.37 2.009 4.02 -37.58 -22.10 38.84 19.08 1.265 2.53 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 54.26 18.98 -52.09 -20.13 2.174 4.35 10 70.10 33.89 -66.12 -31.28 3.980 7.96 11 46.78 25.09 -44.90 -26.79 1.888 3.78 12 15.67 10.53 -15.37 -14.93 0.300 0.60 13 36.57 7.30 -35.38 -12.08 1.192 2.38 -Total: 19.676 37.47 runopf(case 50%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10182.58 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.6 204.4 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.59 37.76 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.956 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -2.47 deg @ bus 2.10 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.10 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.19 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.04 $/MWh @ bus 30.70 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 1.64 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 62.41 47.80 - 28.121 1.001 -1.143 70.00 40.00 28.897 0.719 1.050 2.100 140.75 51.71 - 27.038 0.995 -0.324 70.00 40.00 28.741 0.845 1.050 1.780 246.43 104.84 - 27.321 0.986 -1.597 70.00 40.00 29.657 1.063 0.956 -2.475 - 120.00 60.00 30.698 1.635 0.982 -0.736 - 100.00 60.00 29.092 1.095 -Total: 449.59 204.35 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 26.64 20.41 -25.85 -24.39 0.796 1.59 35.77 27.40 -34.38 -30.10 1.396 2.79 3 -47.43 -12.55 49.07 10.25 1.639 3.28 37.62 9.49 -36.20 -14.59 1.420 1.42 41.89 17.71 -40.50 -20.49 1.384 2.77 49.80 23.75 -47.77 -25.18 2.026 4.05 -37.23 -22.29 38.48 19.25 1.252 2.50 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 54.53 19.01 -52.34 -20.12 2.194 4.39 10 71.50 33.67 -67.40 -30.82 4.096 8.19 11 46.43 25.25 -44.56 -26.98 1.872 3.74 12 16.71 10.23 -16.40 -14.59 0.319 0.64 13 35.48 7.66 -34.35 -12.55 1.134 2.27 -Total: 19.592 37.76 runopf(case 40%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10181.14 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.5 204.6 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Shunts Branches Transformers Inter-ties Areas Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunt (inj) -0.0 0.0 13 Losses (I^2 * Z) 19.51 37.98 Branch Charging (inj) 73.4 Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.956 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -2.69 deg @ bus 2.05 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.19 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.39 MVAr @ line 5-7 Lambda P 27.04 $/MWh @ bus 31.05 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 1.79 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 63.44 47.28 - 28.172 1.002 -1.129 70.00 40.00 29.011 0.791 1.050 2.048 140.81 51.46 - 27.040 0.995 -0.415 70.00 40.00 28.712 0.844 1.050 1.649 245.26 105.84 - 27.263 0.986 -1.711 70.00 40.00 29.770 1.123 0.956 -2.693 - 120.00 60.00 31.052 1.792 0.982 -0.828 - 100.00 60.00 29.062 1.094 -Total: 449.51 204.58 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 26.41 20.29 -25.62 -24.30 0.785 1.57 37.03 26.99 -35.59 -29.61 1.439 2.88 3 -46.69 -12.76 48.28 10.36 1.592 3.18 35.46 10.11 -34.17 -15.08 1.292 1.55 42.31 17.52 -40.91 -20.27 1.402 2.80 50.22 23.57 -48.17 -24.96 2.047 4.09 -36.83 -22.51 38.06 19.44 1.237 2.47 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 54.41 19.24 -52.22 -20.36 2.191 4.38 10 72.56 33.69 -68.37 -30.64 4.194 8.39 11 46.01 25.43 -44.16 -27.20 1.855 3.71 12 17.81 9.97 -17.47 -14.28 0.342 0.68 13 34.21 8.04 -33.14 -13.06 1.069 2.14 -Total: 19.507 37.98 runopf(case 30%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.14 seconds Objective Function Value = 10184.45 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.3 204.5 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.33 37.93 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.955 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.22 deg @ bus 1.65 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.20 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.39 MVAr @ line 5-7 Lambda P 26.91 $/MWh @ bus 33.60 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 2.97 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 70.00 44.11 - 28.500 1.002 -1.393 70.00 40.00 29.651 1.198 1.050 1.647 141.08 51.03 - 27.054 0.995 -0.904 70.00 40.00 28.534 0.838 1.050 1.072 238.24 109.40 - 26.912 0.000 0.986 -2.075 70.00 40.00 30.594 1.560 0.955 -3.224 - 120.00 60.00 33.595 2.968 0.982 -1.316 - 100.00 60.00 28.882 1.087 -Total: 449.33 204.53 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 29.08 18.71 -28.25 -22.63 0.834 1.67 40.92 25.39 -39.35 -27.75 1.572 3.14 3 -45.19 -13.32 46.69 10.74 1.503 3.01 34.01 10.22 -32.81 -15.05 1.203 1.68 43.25 17.11 -41.80 -19.77 1.442 2.88 51.14 23.17 -49.05 -24.47 2.093 4.19 -35.93 -23.01 37.14 19.87 1.205 2.41 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 52.23 20.37 -50.15 -21.71 2.076 4.15 10 72.27 34.31 -68.07 -31.26 4.196 8.39 11 45.10 25.85 -43.28 -27.70 1.817 3.63 12 19.50 9.46 -19.12 -13.69 0.378 0.76 13 31.51 9.00 -30.57 -14.27 0.943 1.89 -Total: 19.327 37.93 runopf(case 20%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.16 seconds Objective Function Value = 10194.22 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.2 204.6 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.23 38.02 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.954 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -3.73 deg @ bus 1.26 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.20 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.40 MVAr @ line 5-7 Lambda P 26.57 $/MWh @ bus 36.25 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 4.34 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 76.37 41.10 - 28.818 1.002 -1.649 70.00 40.00 30.254 1.554 1.050 1.263 141.41 50.59 - 27.070 0.995 -1.374 70.00 40.00 28.363 0.832 1.050 0.517 231.46 112.93 - 26.573 0.000 0.985 -2.424 70.00 40.00 31.455 2.065 0.954 -3.732 - 120.00 60.00 36.252 4.340 0.982 -1.786 - 100.00 60.00 28.709 1.079 -Total: 449.23 204.62 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 31.69 17.19 -30.80 -20.99 0.895 1.79 44.67 23.91 -42.95 -25.95 1.724 3.45 3 -43.78 -13.84 45.20 11.10 1.422 2.84 32.68 10.24 -31.55 -14.96 1.123 1.80 44.16 16.71 -42.68 -19.29 1.483 2.97 52.05 22.79 -49.91 -23.99 2.139 4.28 -35.06 -23.49 36.24 20.29 1.176 2.35 8 7.74 2.78 -7.67 -7.84 0.063 0.13 50.13 21.49 -48.15 -23.04 1.974 3.95 10 71.96 34.96 -67.76 -31.90 4.199 8.40 11 44.20 26.26 -42.42 -28.18 1.781 3.56 12 13 21.11 28.94 9.00 9.93 -20.69 -13.15 0.418 0.84 -28.10 -15.42 0.836 1.67 -Total: 19.233 38.02 runopf(case 10%) MATPOWER Version 4.0, 07-Feb-2011 AC Optimal Power Flow MATLAB Interior Point Solver MIPS, Version 1.0, 07-Feb-2011 Converged! Converged in 0.14 seconds Objective Function Value = 10209.78 $/hr ================================================================================ | System Summary | ================================================================================ How many? How much? P (MW) Q (MVAr) - - - Buses Total Gen Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Generators On-line Capacity 800.0 -300.0 to 600.0 Committed Gens Generation (actual) 449.2 204.8 Loads Load 430.0 240.0 Fixed Fixed 430.0 240.0 Dispatchable Dispatchable -0.0 of -0.0 -0.0 Shunts Shunt (inj) -0.0 0.0 Branches 13 Losses (I^2 * Z) 19.21 38.22 Transformers Branch Charging (inj) 73.4 Inter-ties Total Inter-tie Flow 0.0 0.0 Areas Minimum Maximum - -Voltage Magnitude 0.953 p.u @ bus 1.050 p.u @ bus Voltage Angle -4.22 deg @ bus 0.89 deg @ bus P Losses (I^2*R) 4.20 MW @ line 5-7 Q Losses (I^2*X) 8.40 MVAr @ line 5-7 Lambda P 26.25 $/MWh @ bus 39.03 $/MWh @ bus Lambda Q -0.00 $/MWh @ bus 5.90 $/MWh @ bus ================================================================================ | Bus Data | ================================================================================ Bus Voltage Generation Load Lambda($/MVA-hr) # Mag(pu) Ang(deg) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P Q - - - 1.050 0.000 82.53 38.25 - 29.127 1.003 -1.898 70.00 40.00 30.822 1.868 1.050 0.893 141.77 50.17 - 27.088 0.995 -1.826 70.00 40.00 28.199 0.825 1.050 -0.018 224.92 116.41 - 26.246 0.000 0.985 -2.760 70.00 40.00 32.352 2.634 0.953 -4.217 - 120.00 60.00 39.025 5.896 0.982 -2.239 - 100.00 60.00 28.543 1.071 -Total: 449.21 204.83 430.00 240.00 ================================================================================ | Branch Data | ================================================================================ Brnch From To From Bus Injection To Bus Injection Loss (I^2 * Z) # Bus Bus P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) - - - -1 34.23 15.73 -33.27 -19.38 0.965 1.93 48.30 22.52 -46.40 -24.23 1.892 3.78 3 -42.45 -14.31 43.80 11.42 1.349 2.70 31.45 10.20 -30.40 -14.82 1.051 1.89 10 11 12 13 3 4 5 8 45.04 52.92 -34.22 7.74 48.11 71.63 43.34 22.63 26.48 16.33 22.41 -23.95 2.78 22.61 35.62 26.66 8.57 10.83 -43.52 -18.83 1.524 3.05 -50.74 -23.52 2.186 4.37 35.36 20.70 1.148 2.30 -7.67 -7.84 0.063 0.13 -46.22 -24.33 1.883 3.77 -67.43 -32.55 4.201 8.40 -41.59 -28.64 1.748 3.50 -22.17 -12.63 0.459 0.92 -25.73 -16.50 0.746 1.49 -Total: 19.215 38.22 ... đây: - Nghiên cứu tổng quan thị trường điện vấn đề truyền tải điện thị trường điện, bao gồm: nghiên cứu cấu trúc thị trường điện; lưới truyền tải điện thị trường điện; thành phần phí truyền tải; ... bán điện 1.1.3.5 Thị trường điện nước giới 1.2 Những vấn đề truyền tải điện thị trường điện 1.2.1 Vận hành hệ thống điện 1.2.2 Lưới điện thị trường điện 1.2.2.1 Nhiệm vụ lưới truyền tải điện. .. vực nghiên cứu thị trường điện rộng lớn đối tượng phạm vi hệ thống điện kinh tế học Bởi vậy, quản lý lưới điện truyền tải thị trường điện Việt Nam đối tượng nghiên cứu luận án với phạm vi nghiên