b. Thu phí sử dụng l-ới điện truyền tải:
2.5.3. Chi phí tổn thất truyền tải:
Trong thực tế chi phí này th-ờng đ-ợc xử lý riêng vì các chi phí này phụ thuộc trực tiếp đến các hành động của ng-ời vận hành hệ thống (SO), mô hình thị tr-ờng và mô hình tổ chức ngành điện của một đất n-ớc cụ thể.
Tổn thất truyền tải đ-ợc đo bằng chênh lệch năng l-ợng đ-ợc đo ở đầu vào và đầu ra của hệ thống trong một khoảng thời gian nào đó.
Evào = Era + Ebán + Etổn thất
Trong đó:
Evào: Năng l-ợng đầu vào ở cấp điện áp cao
Era: Năng l-ợng đầu ra ở cấp điện áp thấp hơn tiếp theo Ebán: Năng l-ợng bán cho khách hàng
Etổn thất: tổn thất năng l-ợng, bao gồm tổn thất l-ới điện và tổn thất qua Máy biến áp
Chi phí tổng của tổn thất truyền tải đ-ợc tính bằng tổng l-ợng tổn thất nhân với giá của năng l-ợng.
Tổn thất truyền tải khác nhau trên các phần khác nhau của l-ới điện và tổn thất thay đổi theo mức độ tải của l-ới điện và thay đổi từng giờ. Để có thể phân biệt đ-ợc giá trị tổn thất theo thời gian cần thiết phải có các giá trị tổn thất t-ơng ứng với các giá trị phụ tải từng giờ của hệ thống. Do tổn thất truyền tải là hàm bình ph-ơng của công suất truyền tải trong đó tổn thất biên hệ thống khác với tổn thất truyền tải trung bình. Các hệ số tổn thất truyền tải thể hiện sự thay đổi tổn thất truyền tải khi chi phí năng l-ợng tăng một l-ợng nhỏ.
Sau đây là một số cách thu chi phí tổn thất trong dịch vụ truyền tải:
-Thu ng-ời sử dụng một phí tổn thất thực tế, tức thời do việc sử dụng của họ gây nên (còn gọi là ph-ơng pháp hệ số tổn thất truyền tải biên động) (New Zealand)
-Thu ng-ời sử dụng một phí cố định theo kWh truyền tải (Anh, Canada)
-Thu tr-ớc trong một số chế độ cơ bản nào đó (còn gọi là ph-ơng pháp hệ số tổn thất truyền tải biên tĩnh) (Australia, Na Uy, Thuỵ Điển, Chilê, Hàn Quốc)
Phí tổn thất tức thời là ph-ơng pháp tốt nhất khuyến khích sử dụng có hiệu quả hệ thống điện, nh-ng rất khó thực hiện. Phí cố định đôi khi không phản ánh chính xác chi phí tổn thất thực tế do khó có thể dự đoán đ-ợc biểu đồ của trào l-u công suất trên l-ới trong phần lớn thời gian. Giải pháp ở đây là đ-a ra các mức phí khác nhau theo các nhóm điều kiện nào đấy, chẳng hạn theo mùa, theo thời gian trong ngày. Khi đó, các mức phí có thể cung cấp các tín hiệu t-ơng đối chính xác để khuyến khích sử dụng hiệu quả hệ thống.
Hệ số tổn thất biên tĩnh là ph-ơng pháp đ-ợc sử dụng ngày càng rộng rãi trên thế giới. Lý thuyết cơ bản về hệ số tổn thất biên (HSTTB) nh- sau:
Về mặt toán học, tổn thất biên đ-ợc xác định nh- là đạo hàm bậc nhất của hàm tổn thất toàn l-ới điện ở một cấp điện áp nào đấy. Theo định nghĩa này, HSTTB đ-ợc tính trên cơ sở một sự gia tăng tổn thất l-ới điện khi có một sự gia tăng nhỏ của phụ tải đ-ợc đ-a vào l-ới điện tại một nút nhà máy hay nút phụ tải.
Hệ số tổn thất truyền tải đ-ợc tính bằng cách mô phỏng một sự gia tăng phụ tải nhỏ lần l-ợt tại từng nút nhà máy hay phụ tải, và xác định sự gia tăng phát điện để đáp ứng sự gia tăng của phụ tải với giả thiết rằng sự gia tăng phát điện đ-ợc cung cấp từ nhà máy điện.
HSTTB = (thay đổi tổn thất + thay đổi phụ tải)/(thay đổi phụ tải) = 1+tổn thất/tăng phụ tải
+ tổn thất: Thay đổi tổn thất trong l-ới điện + tăng phụ tải: Gia tăng phụ tải tại nút đấu nối
•Kết luận:
- Trong Ch-ơng II của luận văn đã giới thiệu một số mô hình khảo sát hành vi của các đối thủ cạnh tranh, các ph-ơng pháp định giá điện trên thị tr-ờng cạnh tranh, cơ cấu biểu giá điện và việc xây dựng giá điện hiện nay của EVN. Qua đó phân tích và đánh giá -u, nh-ợc điểm của các ph-ơng pháp định giá và những bất cập trong chính sách giá điện hiện nay của Việt Nam. Mặt khác cũng nghiên cứu về lý luận và thực tiễn tính toán giá truyền tải điện theo ph-ơng pháp tính giá truyền tải lý t-ởng và ph-ơng pháp tính giá truyền tải theo thực tế, đồng thời phân tích -u nh-ợc điểm và khả năng áp dụng của từng loại theo các mô hình tổ chức ngành điện để từ đó áp dụng đúng vào điều kiện của n-ớc ta hiện nay.
4.1.Ví dụ minh hoạ ph-ơng pháp MW-mile:
Ph-ơng pháp MW-mile có thể đ-ợc minh hoạ qua ví dụ hệ thống đơn giản gồm 3 nút (hình 4.1). Hệ thống gồm 3 máy phát có công suất t-ơng ứng là 100MW, 150MW và 150MW, với 3 phụ tải có mức công suất t-ơng ứng là 100MW, 200MW và 100MW. Với các thông số đ-ờng dây cho trong bảng 4.2, sử dụng phần mềm phân tích trào l-u công suất của Trung tâm Điều độ Quốc gia, ta có đ-ợc trào l-u công suất cơ bản thể hiện trên hình 4.1. Khả năng tải của mỗi một đ-ờng dây đ-ợc giả thiết là 200MW. Bus 2 Bus 1 17MW 100 MW 200 MW 150 MW 33 MW 17 MW 100 MW Bus 3 150 MW 100 MW Hình 4.1. Ph-ơng án cơ bản ~ ~ ~
nhà máy còn lại, sau đó phân tích trào l-u công suất cho chế độ mới này với phụ tải giảm theo tỷ lệ giảm của công suất phát. Trào l-u công suất do từng nhà máy gây ra cho một đ-ờng dây cụ thể nào đó đ-ợc tính bằng chênh lệch giữa trào l-u công suất chế độ ban đầu và trào l-u công suất trong chế độ mới. Trong ví dụ này, chúng ta sẽ có 3 kết quả trào l-u công suất mới.
+ Máy phát tại nút 1 phát 100 MW và 0 MW tại nút 2, 3 (hình 4.2) + Máy phát tại nút 2 phát 150 MW và 0 MW tại nút 1, 3 (hình 4.3) + Máy phát tại nút 3 phát 150 MW và 0 MW tại nút 1, 2 (hình 4.4)
Bus 2 Bus 1 43MW 100 MW 50 MW 0 MW 8 MW 33 MW 24 MW Bus 3 0 MW 25 MW Hình 4.2. Tr-ờng hợp máy phát tại nút 1 phát 100MW. Bus 2 Bus 1 38MW ~ ~ ~
75 MW 150 MW 37MW 37 MW Bus 3 0 MW 37 MW Hình 4.3. Tr-ờng hợp máy phát tại nút 2 phát 150MW. Bus 2 Bus 1 12 MW
75 MW 0 MW 63 MW 50 MW 38 MW Bus 3 150 MW 37 MW Hình 4.4. Tr-ờng hợp máy phát tại nút 3 phát 150MW.
Bảng 4.1. Tổng hợp kết quả trào l-u công suất
Đ-ờng dây Tr-ờng hợp cơ bản Tr-ờng hợp có máy phát tại nút 1 Tr-ờng hợp có máy phát tại nút 2 Tr-ờng hợp có máy phát tại nút 3 1-2 17 43 -38 12 1-3 -17 33 0 -50 2-3 -33 -8 37 -63
các chi phí nh- trong bảng 4.2.
Bảng 4.2. Chi phí cố định hàng năm cho các mạch đ-ờng dây.
Đ-ờng dây Chiều dài (mile)
Chi phí cố định (103$/mile) Tổng chi phí (Ck) (103$) 1-2 40 400 16.000 1-3 60 400 24.000 2-3 60 400 24.000 Tổng 64.000 4.1.2. Phân bổ chi phí:
Giả thiết rằng khả năng tải của mỗi đ-ờng dây là 200MW, các kết quả nhận đ-ợc trong quá trình tính toán theo các biến thể khác nhau đ-ợc thể hiện trong các bảng d-ới đây: