CHƯƠNG 4. SỬ DỤNG FTR TRONG THỊ TRƯỜNG MUA BÁN TẬP
4.1.7. Mô phỏng trường hợp lưới truyền tải vận hành trong tình trạng một ĐZ
a. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng:
Hình 4.2 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng cắt ra để bảo dưỡng (sự cố).
Hình 4.2. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Vũng Áng- Đà Nẵng
DUT.LRCC
b. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng:
Hình 4.3 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng cắt ra để bảo dưỡng (sự cố)
Hình 4.3. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng
DUT.LRCC
c. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Đà Nẵng – Dốc Sỏi:
Hình 4.4 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Đà Nẵng – Dốc Sỏi cắt ra để bảo dưỡng (sự cố), ở đây ta lấy giới hạn dòng định mức của các bộ tụ 500kV vận hành trên ĐZ 500kV để làm giới hạn dung lượng truyền tải của ĐZ. Phân bố công suất và giá biên điểm nút tại các nút trong lưới liên kết truyền tải theo các bảng dữ liệu kèm theo sau.
Hình 4.4. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Đà Nẵng – Dốc Sỏi
DUT.LRCC
d. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Dốc Sỏi - Pleiku:
Hình 4.5 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Dốc Sỏi - Pleiku cắt ra để bảo dưỡng (sự cố). Phân bố công suất và giá biên điểm nút tại các nút trong lưới liên kết truyền tải theo các bảng dữ liệu kèm theo sau.
Hình 4.5. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Dốc Sỏi - Pleiku
DUT.LRCC
e. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ:
Hình 4.6 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ cắt ra để bảo dưỡng (sự cố). Phân bố công suất và giá biên điểm nút tại các nút trong lưới liên kết truyền tải theo các bảng dữ liệu kèm theo sau.
Hình 4.6. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ
DUT.LRCC
f. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Thạnh Mỹ - Pleiku2:
Hình 4.7 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Thạnh Mỹ - Pleiku2 cắt ra để bảo dưỡng (sự cố). Phân bố công suất và giá biên điểm nút tại các nút trong lưới liên kết truyền tải theo các bảng dữ liệu kèm theo sau.
Hình 4.7. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Thạnh Mỹ - Pleiku 2
DUT.LRCC
g. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Vũng Áng:
Hình 4.8 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Vũng Áng cắt ra để bảo dưỡng (sự cố).
Hình 4.8. Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Vũng Áng
DUT.LRCC
h. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Pleiku – Pleiku2:
Hình 4.9 chạy mô phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ tắc nghẽn khi một ĐZ 500kV Pleiku – Pleiku2 cắt ra để bảo dưỡng (sự cố).
Hình 4.9 Sơ đồ mô phỏng lưới truyền tải trạng thái cắt ĐZ 500kV Pleiku – Pleiku 2
DUT.LRCC
Bảng liệt kê chi tiết phân bố công suất, giá LMP và phụ tải các nút trong từng trường hợp được kê theo các bảng sau:
Bảng 4.5. Giá điện LMP tại các nút phụ tải Load Records
Name MW
Cắt ĐZ VA-ĐN
Cắt ĐZ HT- ĐN
Cắt ĐZ ĐN- DS
Cắt ĐZ DS- PLK
Cắt ĐZ ĐN- TM
Cắt ĐZ TM- PLK2
Cắt ĐZ HT- VA
Cắt ĐZ PLK-
PLK2 MW Marg. Cost of Bus
PTĐN1 450 25,89 25,89 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 PTĐN2 450 25,89 25,89 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 PTDS 450 25,89 25,89 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 PTPLK2 1400 25,89 25,89 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 PTPLK 1600 25,89 25,89 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
DUT.LRCC
Bảng 4.6. Các thành phần của LMP tại các nút:
Các trường hợp Các loại chi phí 500 Da Nang
500 Ha Tinh
500 Vung Ang
500 Doc Soi
500 Thanh My
500 Pleiku 2
500 Pleiku
Cắt ĐZ VA-ĐN
MW Marginal cost 25,89 22,67 22,67 25,89 25,89 25,89 25,89
Energy $/MWh 22,67 22,67 22,67 22,67 22,67 22,67 22,67
Congestion $/MWh 3,22 0 0 3,22 3,22 3,22 3,22
ĐZ HT-ĐN
MW Marginal cost 25,89 22,67 22,67 25,89 25,89 25,89 25,89
Energy $/MWh 22,67 22,67 22,67 22,67 22,67 22,67 22,67
Congestion $/MWh 3,22 0 0 3,22 3,22 3,22 3,22
Cắt ĐZ ĐN-DS
MW Marginal cost 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Energy $/MWh 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Congestion $/MWh 0 0 0 0 0 0 0
Cắt ĐZ DS-PLK
MW Marginal cost 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Energy $/MWh 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Congestion $/MWh 0 0 0 0 0 0 0
Cắt ĐZ ĐN-TM
MW Marginal cost 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Energy $/MWh 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Congestion $/MWh 0 0 0 0 0 0 0
Cắt ĐZ TM- PLK2
MW Marginal cost 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Energy $/MWh 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Congestion $/MWh 0 0 0 0 0 0 0
Cắt ĐZ HT-VA
MW Marginal cost 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Energy $/MWh 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Congestion $/MWh 0 0 0 0 0 0 0
DUT.LRCC
Các trường hợp Các loại chi phí 500 Da Nang
500 Ha Tinh
500 Vung Ang
500 Doc Soi
500 Thanh My
500 Pleiku 2
500 Pleiku
Cắt ĐZ PLK- PLK2
MW Marginal cost 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Energy $/MWh 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Congestion $/MWh 0 0 0 0 0 0 0
DUT.LRCC
Bảng 4.7. Liệt kê công suất phát và LMP của các nút phát
Gen Records
Name
Cắt ĐZ VA-ĐN
Cắt ĐZ HT-ĐN
Cắt ĐZ ĐN-DS
Cắt ĐZ DS-PLK
Cắt ĐZ ĐN-TM
Cắt ĐZ TM-PLK2
Cắt ĐZ HT-VA
Cắt ĐZ PLK-PLK2
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus
Gen MW
MW Marg.
Cost of Bus NMĐHT 870 22,67 870 22,67 930 23,73 930 23,73 930 23,73 930 23,73 930 23,73 930 23,73 NMĐVA 862,1 22,67 862,1 22,67 918 23,73 918 23,73 918 23,73 918 23,73 918 23,73 918 23,73 NMĐTM1 300 25,89 300 25,89 300 23,73 300 23,73 300 23,73 300 23,73 300 23,73 300 23,73 NMĐTM2 300 25,89 300 25,89 300 23,73 300 23,73 300 23,73 300 23,73 300 23,73 300 23,73 NMĐPLK2-1 274,5 25,89 274,5 25,89 216 23,73 216 23,73 216 23,73 216 23,73 216 23,73 216 23,73 NMĐPLK2-2 274,3 25,89 274,1 25,89 217,3 23,73 217,2 23,73 217,3 23,73 217,2 23,73 217,3 23,73 217,3 23,73 NMĐPLK-Yaly1 360 25,89 360 25,89 360 23,73 360 23,73 360 23,73 360 23,73 360 23,73 360 23,73 NMĐPLK-Yaly1 360 25,89 360 25,89 360 23,73 360 23,73 360 23,73 360 23,73 360 23,73 360 23,73 NMĐPLK1 250 25,89 250 25,89 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 NMĐPLK2 250 25,89 250 25,89 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 NMĐPLK3 250 25,89 250 25,89 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73 250 23,73
DUT.LRCC
Xem xét bảng 4.6 liệt kê các loại chi phí tại các nút của lưới truyền tải trong trường hợp cắt một ĐZ 500kV, nhận thấy có hai trường hợp có xuất hiện chi phí tắc nghẽn giữa các nút là trường hợp cắt ĐZ 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng, Hà Tĩnh – Đà Nẵng. Sáu trường hợp còn lại không có chi phí tắc nghẽn giữa các nút. Do hai trường hợp tắc nghẽn có công suất phát và giá biên LMP trên các nút giống nhau nên chọn một trường hợp cắt ĐZ 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng để phân tích, tính toán FTR.
Lập bảng kê dữ liệu các trường hợp tắc nghẽn và không tắc nghẽn:
Các trường hợp
Công suất phát của các NMĐ trong các trường hợp (MW) Giá biên LMP tại các vùng ($/MWh)
NMĐHT NMĐVA NMĐTM1 NMĐTM2 NMĐPLK2-1 NMĐPLK2-2 NMĐPLK-Yaly1 NMĐPLK-Yaly1 NMĐPLK1 NMĐPLK2 NMĐPLK3
500 Da Nang
500 Ha Tinh
500 Vung
Ang 500 Doc Soi
500 Thanh
My
500 Pleiku
2
500 Pleiku
Không tắc nghẽn
Vận hành bình thường
930 918 300 300 216 217,3 360 360 250 250 250 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73 23,73
Tắc nghẽn
Cắt ĐZ VA-ĐN
870 862,1 300 300 274,5 274,3 DUT.LRCC360 360 250 250 250 25,89 22,67 22,67 25,89 25,89 25,89 25,89