CHƯƠNG 4. ỨNG DỤNG GIÁ BIÊN ĐIỂM NÚT ĐỂ QUẢN LÝ TẮC NGHẼN
4.4. Sự tác động ràng buộc truyền tải đối với giá biên tại các nút trên hệ thống điện Việt Nam
4.4.2. Tính toán giá biên tại các nút trong thị trường điện 7 nút không xét tổn thất
Xét hệ thống gồm 7 nút như hình 4.2 bỏ qua tổn thất. Các tham số của máy phát điện và phụ tải cho ở bảng 4.1
1 3
2
6
5 4
7
~
~ ~
~
Bước đầu tiên của mô phỏng bao gồm việc tính toán mỗi nút được minh họa bởi sự chào giá của nhà cung cấp và nhà tiêu thụ có tính đến sự phụ thuộc lẫn nhau trong lưới điện. Bài toán OPF sẽ giải quyết vấn đề giá biên điểm nút trong hệ thống khi không xét ràng buộc truyền tải và sự thay đổi giá biên điểm nút trong trường hợp có tắc nghẽn xảy ra.
Hình 4.2 Hệ thống 7 nút
Bảng 4.1. Các tham số của máy phát điện và phụ tải
Số nút Phụ tải Công suất phát MW Điện áp
điểm đặt
MW MVAr Min Max
1 - - - 600 1.0
2 100 20 150 500 -
3 250 40 50 400 -
4 100 30 - - -
5 150 40 - - -
6 200 10 150 600 -
7 200 10 - 600 1.0
Công suất phát của các nhà máy điện bơm công suất trực tiếp lên hệ thống điện trong trường hợp này là:
- Nút 1 : 87 MW - Nút 2 : 165 MW - Nút 4 : 300 MW - Nút 6 : 250 MW - Nút 7 : 200 MW
Hình 4.3. Chương trình chạy PW không ràng buộc giới hạn tải trên đường dây Bảng 4.2. Giá biên tại các nút trong hệ thống khi không có ràng buộc giới hạn truyền
tải trên các nhánh
Nút Giá biên theo MW
Giá theo vùng
Chi phí tắc nghẽn
1 13 13 0
2 13 13 0
3 13 13 0
4 13 13 0
5 13 13 0
6 17.6 17.6 0
7 21.8 21.8 0
Hình 4.4. Chương trình chạy PW ràng buộc giới hạn tải trên đường dây
Xét hệ thống trong trường hợp xuất hiện quản lý tắc tắc nghẽn bằng cách ràng buộc khả năng truyền tải trên các nhánh. Giá biên tại các nút và các chi phí tắc nghẽn theo bảng 4.4.
Bảng 4.3. Giá biên tại các nút trong hệ thống khi quản lý tắc nghẽn
Nút Giá biên theo MW
Giá theo vùng
Chi phí tắc nghẽn
1 13 14.93 -1.93
2 15 14.93 0.07
3 14.49 14.93 -0.44
4 14.6 14.93 -0.33
5 14.9 14.93 -0.03
6 17.6 17.55 0.05
7 21.8 21.8 0
Các kết quả tính toán trong hai trường hợp trên, cho thấy ảnh hưởng của tắc nghẽn truyền tải đến giá biên tại các nút trong hệ thống rất rõ ràng.
➢ Giải pháp quản lý tăc nghẽn trong trường hợp này:
Ứng dụng giải pháp tìm những khách hàng tình nguyện hạ thấp tiêu thụ của họ khi sự tắc nghẽn truyền tải xuất hiện bằng việc hạ thấp tiêu thụ xuống, tắc nghẽn sẽ
“biến mất” theo chỉ số LMP như sau:
min max
min
LMP LMP
LMP LMPk
Ck −
= −
Tại nút nào mà Ckcàng tiến về 1 càng khuyến cáo khách hàng giảm tải. Theo bảng 4.4 Giá biên tại các nút số 2 và số 5 cao nhất trong các nút còn lại nên khuyến cáo khách hàng giảm tải tiêu thụ trong trường hợp tắc nghẽn xãy ra.
Theo số liệu ban đầu:
- Phụ tải tại nút số 5 là 100MW - Phụ tải tại nút số 2 là 150MW
Khuyến cáo tiết giảm phụ tải tại nút các nút:
- Số 5 còn 50MW - Số 2 còn 100MW
Dẫn đến giá biên tại các nút thay đổi như sau:
Bảng 4.4. Giá biên tại các nút khi khuyến cáo giảm tải để giảm giá biên điểm nút
Nút Giá biên theo MW
Giá theo vùng
Chi phí tắc nghẽn
1 13 14.21 -1.21
2 14.25 14.21 0.04
3 13.93 14.21 -0.28
4 14 14.21 -0.21
5 14.19 14.21 -0.03
6 17.6 17.57 0.03
7 21.8 21.8 0
Kết luận: Việc giảm tải tại các nút mà ở đó khi xãy ra tắc nghẽn chỉ số LMP cao nhất được khuyến cáo có kết quả rõ ràng khi giá biên tại các nút này giảm đáng kể và kéo theo giá vùng giảm rõ rệt.
4.4.3. Tính toán giá biên tại các nút trên hệ thống điện 500KV theo điều kiện ràng buộc truyền tải
Khi hệ thống vận hành không an toàn và có những xâm phạm trong hệ thống (hay còn gọi là những ràng buộc truyền tải), mục tiêu của Trung tâm Điều độ là điều khiển loại trừ sự ràng buộc hệ thống bằng việc đưa ra hoạch định nhằm hiệu chỉnh loại trừ các ràng buộc đó càng nhanh càng tốt.
Việc áp dụng giá biên tại các nút trên hệ thống cũng là một trong những biện pháp giảm tắc nghẽn, nhờ biện pháp khuyến khích khách hàng giảm lượng tiêu thụ điện năng của mình (bằng chính sách giá mềm dẻo) cũng như huy động đúng mức khả
năng của các nhà máy thuỷ điện hoặc nhiệt điện có giá thành thấp.
Trong giai đoạn đầu xây dựng, đường dây truyền tải 500kV chủ yếu truyền tải điện năng từ hệ thống điện miền Bắc vào miền Nam và một phần cho miền Trung.
Những năm trở lại đây, việc phân bố các nhà máy lớn chủ yếu tua bin khí được đặt phía Nam. Do vậy xu hướng truyền tải trên đường dây 500kV đã thay đổi theo hướng ngược lại: chủ yếu truyền tải điện năng từ hệ thống điện miền Nam ra miền Bắc.
Hệ thống điện miền Bắc trong mọi trường hợp không thể tự cân đối được cung - cầu mà phải nhận về từ đường dây 500kV ở tất cả các thời điểm trong năm với lượng công suất tối đa lên tới trên 25% nhu cầu phụ tải của Miền. Trong một số ngày nhu cầu sử dụng điện vào giờ cao điểm tăng cao có khả năng phải điều tiết nhu cầu sử dụng điện do quá tải đoạn đường dây 500kV Pleiku – Đà Nẵng, đoạn đường dây Đà Nẵng – Hà Tĩnh hoặc quá tải máy biến áp AT2 Nho Quan.
Theo đó, việc đảm bảo an toàn cung cấp điện vào các tháng mùa khô từ tháng 4 đến tháng 6 bằng việc giữ mực nước hồ cao hơn ở mức hợp lý vào thời gian này. Bên cạnh đó sẽ phát huy cao nguồn nhiệt điện than, tua bin khí hỗn hợp, nhiệt điện dầu vào các tháng mùa khô.
Sơ đồ hệ thống như hình 4.5 dữ liệu của hệ thống và đường dây đã cho trong bảng 4.5 và 4.6
Hình 4.5. Sơ đồ hệ thống điện 500kV Việt Nam rút gọn
9 8 2
1
3
6
4 7
10 ~
~
~
~ 5
13 11
12
Bảng 4.5. Dữ liệu nút cho hình 4.4
Số nút Tên nút Phụ tải Công suất phát MW Điện áp
điểm đặt
MW MVAr Min Max
1 Hoà Bình - - 100 2000 1.0
2 Nho Quan 810 237 - - -
3 Hà Tĩnh 400 46,9 - - -
4 Đà Nẵng 426 206 - - -
5 Pleiku 405 142 100 720 1.0
6 Quảng Ngãi 280 160 - - -
7 Phú Lâm 1200 470 100 600 1.0
8 Ô môn - - - - -
9 Nhà Bè 656 279 - - -
10 Di Linh 400 150 - -
11 Tân Định 1200 500 - - -
12 Sông Mây 420 200 - - -
13 Phú Mỹ - - - 4000 1.0
Bảng 4.6. Dữ liệu đường dây cho hình 4.4
Từ nút Đến nút Mạch R X B Giới hạn
(MVA)
Nho Quan Hoà Bình 1 0,001 0,0101 0,9401 2000
Hà Tĩnh Nho Quan 1 0,0031 0,0321 3,0521 2000
Hà Tĩnh Nho Quan 2 0,0028 0,0289 2,7319 2000
Đà Nẵng Hà Tĩnh 1 0,0041 0,0427 4,1325 2000
Đà Nẵng Hà Tĩnh 2 0,0041 0,0427 4,1325 2000
Pleiku Đà Nẵng 1 0,0028 0,0288 2,7212 2000
Dốc Sỏi Đà Nẵng 1 0,0011 0,0048 1,0438 2000
Pleiku Dốc Sỏi 1 0,0050 0,0533 5,3056 2000
Phú Lâm Pleiku 1 0,0055 0,0227 5,177 2000
Tân Định Pleiku 1 0,0035 0,0121 3,34 2000
Nhà Bè Phú Lâm 1 0,0018 0,0182 1,6900 2000
Trong luận văn, tác giả xây dựng sơ đồ hệ thống điện đường dây 500kV Việt Nam với 13 nút bằng chương trình PowerWorld như sơ đồ hình 4.4 (phụ lục 4). Chạy chương trình trên Powerworld Simulator, tính toán OPF cho kết quả giá biên tại các nút trên đường dây 500kV.
Xét trường hợp thường xảy ra trên lưới điện 500kV Việt Nam: Công suất được huy động từ hai miền Bắc và miền Nam cho miền Trung, nhà máy ở Pleicu phát ở mức 400MW buộc lúc này Thuỷ điện Hoà Bình phát ở công suất định mức 1970MW làm cho đường dây Hoà Bình-Nho Quan tắc nghẽn:
Trong trường hợp này, đường dây Hoà Bình – Nho Quan bị ràng buộc truyền tải nhưng do các phụ tải tại Hoà Bình không chịu ảnh hưởng chi phí tổn thất nên giá nút miền Bắc thấp. Bảng 4.10 cho kết quả giá biên tại các nút.
Bảng 4.7. Giá biên tại các nút trong hệ thống đường dây 500kV khi huy động công suất từ hai miền Bắc và miền Nam
Số
TT Nút Giá biên
theo MW
Giá theo vùng($/MWh)
Chi phí tắc nghẽn
Chi phí tổn thất
Điện áp (KV)
1 Hoà Bình 45 60 -14.34 -0.66 500
2 Nho Quan 61.84 60 -0.1 1.93 480.62
3 Hà Tĩnh 63.49 60 0.35 3.13 484.57
4 Đà Nẵng 63.93 60 0.44 3.49 496.85
5 Pleiku 62.96 60 0.2 2.77 531.53
6 Dốc Sỏi 64.04 60 0.45 3.59 496.97
7 Phú Lâm 60.76 60 0.00 0.76 500
8 Ô môn 60.63 60 0.00 0.63 506.96
9 Nhà Bè 60.5 60 0.00 0.5 499.22
10 Di linh 62.44 60 0.11 2.33 514.85
11 Tân Định 61.27 60 0.02 1.26 494.03
12 Sông Mây 60.88 60 0.01 0.87 494.69
13 Phú Mỹ 60 60 0.00 0.00 500
➢ Giải pháp: tiết giảm phụ tải tại các nút Dốc Sõi, Đà Nẵng và Hà Tĩnh:
Dựa vào giá biên tại các nút theo bảng 4.10, giá biên các nút Dốc Sõi, Đà Nẵng và Hà Tĩnh cao nhất nên được khuyến cáo việc điều chỉnh tải nhằm giảm tắc nghẽn làm cho chi phí tại các nút ổn định theo như sau:
Tại Dốc Sõi: Phụ tải giảm xuống 150MW Tại Đà Nẵng: Phụ tải giảm xuống 200MW
Tại Hà Tĩnh: Phụ tải giảm xuống 300MW Khi đó Hệ thống hết tắc nghẽn theo bảng sau
Bảng 4.8. Giá biên tại các nút trong hệ thống đường dây 500kV điều tiết giảm tải ở miền Trung
Số
TT Nút Giá biên
theo MW
Giá theo vùng($/MWh)
Chi phí tắc nghẽn
Chi phí tổn thất
Điện áp (KV)
1 Hoà Bình 45.52 48 0 -2.28 500
2 Nho Quan 47.53 48 0 -0.47 482.23
3 Hà Tĩnh 48.47 48 0 0.47 489.11
4 Đà Nẵng 49.01 48 0 1.01 504.86
5 Pleiku 49 48 0 1 538.43
6 Dốc Sỏi 49.12 48 0 1.12 505.3
7 Phú Lâm 48.48 48 0 0.48 500
8 Ô môn 48.40 48 0 0.4 507.02
9 Nhà Bè 48.32 48 0 0.32 499.31
10 Di linh 49.27 48 0 1.27 515.54
11 Tân Định 48.82 48 0 0.82 495.04
12 Sông Mây 48.59 48 0 0.59 495.47
13 Phú Mỹ 48 48 0 0.00 500
Nhận xét: Việc điều tiết giảm tải tại các nút tại khu vực miền Trung dẫn đến huy động công suất cực đại ở Nhà máy Hoà Bình, điều tiết lại công suất phát ở Nhà máy Phú Lâm (giảm huy động Nhà máy có chi phí biên cao) nên giá điện trên toàn hệ thống điện Việt Nam giảm rõ rệt, từ đó ta thấy ảnh hưởng rất rõ đến giá điện khi tắc nghẽn xãy ra.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Vấn đề nghiên cứu, sử dụng các mô hình thị trường điện cạnh tranh ở các thời điểm khác nhau khi xây dựng và vận hành thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam là một bài toán tương đối khó khăn mà hiện nay EVN đang thực hiện. Với từng thời điểm cụ thể, tùy thuộc vào tình hình thực tế mà có các chiến lược phát triển khác nhau nhằm tạo được một thị trường điện hoàn toàn cạnh tranh sau 2022. Đề tài này cũng đã tìm hiểu và phân tích các mô hình thị trường đó.
2. Qua phân tích sự giải quyết tắc nghẽn trong thị trường điện tập trung, cho thấy hiệu quả của việc quản lý tắc nghẽn truyền tải trong quá trình cải tổ ngành điện và phát triển thị trường điện Việt Nam như: duy trì điều kiện vận hành an toàn ổn định hệ thống; phân bố công suất tối ưu trong hệ thống hiện hữu với những điều kiện ràng buộc về vận hành và truyền tải; xác định chi phí tắc nghẽn và cơ chế hình thành giá điện, cho nên nghiên cứu phương pháp quan lý tắc nghẽn truyền tải là nhiệm vụ quan trọng và phức tạp. Đề tài “Phân tích, đề xuất giải pháp quản lý tắc nghẽn cuả hệ thống truyền tải trong thị trường điện Việt Nam.” đã phân tích và giải quyết vẩn đề như vậy.
3. Từ các phương pháp quản lý tắc nghẽn và số liệu tính toán tham khảo từ hệ thống điện 500kV Việt Nam, chúng ta có thể xem xét ứng dụng mở rộng đối với hệ thống truyền tải đầy đủ bằng phần mềm Powerworld Simulator bản quyền. Ứng dụng quản lý tắc nghẽn để giải quyết bài toán tính toán chi phí biên, chi phí tắc nghẽn và lập biểu đồ thị trường của nhà vận hành thị trường của hệ thống điện Việt Nam.
4. Về vấn đề thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh trong giai đoạn này, vẫn còn một số ý kiến băn khoăn về tính khả thi và minh bạch của thị trường. Sở dĩ như vậy bởi như chúng ta đều biết, hiện nay EVN đang chiếm hơn 50% về công suất nguồn, sở hữu hệ thống truyền tải và phân phối cùng với đơn vị quản lý A0, công ty mua bán điện duy nhất. Điều này làm cho các bên tham gia trong thị trường khó tìm thấy sự minh bạch và cạnh tranh. Cùng với đó, để có một thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh thì ít nhất cũng phải có từ 20-30% công suất dự trữ mà điều này hiện nay chúng ta đang thiếu nguồn nên phai huy động mọi nguồn có thể. Vì thế muốn có một thị trường rõ ràng, minh bạch và mang tính cạnh tranh cao điều quan trọng phải có môi trường điều tiết ổn định, cơ sở hạ tầng hoàn thiện, có cơ sở điều tiết độc lập và phi lợi nhuận để cận bằng lợi ích giữa nhà sản xuất và người tiêu dùng. Hiện nay cơ chế ngành dọc không mang lại hiệu quả trong môi trường cạnh tranh và không thúc đẩy tạo điều kiện mạnh mẽ cho các nhà đầu tư vào hệ thống nguồn.
Đối với hoạt đồng điều phối công suất trung tâm vận hành hệ thống điện phải điều độ đầy đủ công suất đã được ký hợp đồng giữa những người tham gia thị trường
đề kinh doanh thị trường điện thì khả năng tắc nghẽn là điều không thể tránh khỏi. Để giải quyết bài toán loại trừ tắc nghẽn, nhà điều hành hệ thống có thể sử dụng nhiều phương pháp như điều độ lại công suất, cắt giảm phụ tải, hoặc dùng các thiết bị FACTS để điều khiển dòng công suất trong hệ thống. Trong điều kiện cơ sở hạ tầng thực tế hiện nay của hệ thống điện Việt Nam phương pháp điều độ lại công suất phát kết hợp với cắt phụ tải để giải quyết tắc nghẽn sẽ giúp nhà vận hành thị trường hoạch định công suất đảm bảo hệ thống vận hành an toàn và ổn định.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt
[1] TS. Trần Tấn Vinh, Bài giảng Thị trường điện, Trường ĐHBK ĐN -Lưu hành nội bộ
[2] PGS.TS. Đinh Thành Việt (2003), Phân tích và tối ưu hoá các chế độ của hệ thống điện
[3] Bộ Công Thương, Thiết kế tổng thể Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, 2014.
[4] Tập đoàn Điện lực Điện lực Việt Nam (2016), Tổng sơ đồ phát triển điện lực giai đoạn 2010-2020 có định hướng đến 2025 (Tổng sơ đồ VII ), Hà Nội.
Tiếng Anh
[5] Steven Stoft, Power System Economics: Desingning Markets for electricity, IEEE Press, John Wiley & Son, 2002.
[6] Juan Rosellon, Tajei Kristiansen, Financial Transmission Rights, Springer, 2013 [7] Mohammad Shahidehpour, Market Operations In Electric Power Systems, IEEE
Press, John Wiley & Son, 2002.
[8] Califonia ISO (2005), Locational Marginal Pricing (LMP) Basics of Nodal Price Calculation, CAISO market Operations
[9] Christian Schaffner (2004), Valuation of Controllable Devices in Liberalized Electricity Markets, Zurich
[10] Daniel S.Kirschen and Goran Strbac (2004), Fundamentals of Power System Economics, John Wiley and Sons. INC. Publication
[11] Silpa Parnandi (2007), Power Market Analysis Tool for Congestion Management, West Virginia.
[12] Sam Zhou (2003), Comparison of Market Design, Public Utility Commission of Texas
[13] Yen Ting wee (2003), Electricity market transmission system pricing: Financial flow technique
nroirroth -Niro di6u
-Urn:Phan DKii.
Iran Minh Dire TRIBYNG
TRISONG
LA A\
BiCHUDA
Sa in/QD-DHBK-DT Nifng, nsity 01 thing 03 M17/12018 QUYKT DINH
Ve•vic giao d tai va trach villein cart ngue hying dgnIuan van (hoc sy HKKU TRLTUNC• INIT616101331 HQC BACH 1CHOA
.Can ccxNgbj fella s6 32/CP ngay 04 Nang 4 nain 1994 caa Chinh phir ve viec let lap Dal hoc Da Nang;
, Can cir Thema tu se, 08/2019ITT-BODDT nghy 20 'hang 3 nam 2014 can 80 truemg BN Ciao doe vit Dao too ve viec ban bath guy che te chirc v hog dEng oila di h9c 9an8 va 069 coth Sul dyc dai hoc thanh vien; QIN& 4mb st 6950/QD-DHDN new 01 Nang )2 nam 2014 cue Gintfl dac DO hoc Da Nang vE viEc ban hash Quy djnh nhiem vu, clean han caa Di h9c Da Nang, the co sa girth clue dai hoc then vien va eith dun v trvc Caren;
Can cd Thong ur se 15/201411T-BGD&DT :Nay 15 thang 5 ne 2014 dm B6 twang BE Ciao dc va Deto tao ve viac ban hart Quy che Bao No trinh d6 Than syr, Quyet did s8 598/QD-F)HBK agay 27/12/2016 eth Hien tteng teng Di hoc Bach khan ve vie° ban he Quy dinh dim lac, Nei dOthac sy;
Can it Quyet dinhs 1164/DHBK-DT ngAy 25/08/2016 dm Hieu nuerng tnreg laN Nth Bach Khort ve viec °Eng nhan INN vien can hoc tang tuyen;
CAI cir In thrill .56 08/KB oda Una Dien ye viec ra Quyet dinh gian de tai vit ngvai Meg clan luEn van Iliac ay cho hoc vie cao hoc c.huyen nganh K thuat en;
Xet de nghi the Truerng leng Dao No,
QUYET DIN!!
- Dieu I. Gino cho hoe vien can hoc Nguyen Anh Tutor, lap 1C34.KTD.QNg, chuyen ngeh KY thuit dean, thijc hien de Lii Juan van "Thin Itch da. auk giJiphdp Ivan tAc nghtn cita he thing Irwin tdi frong thirrufmg then Via: Ham.", dei thr huang dan crla Y. Trin Tin VinkTivrang Dgi hpc Bitch Khca hac Dit Yang.
Dieu 2. INN viEn cao hoc va ngei Inning can c6 ten 6 Dieu 1 dupe huithg cac quyen igi vi tec hien nhiEm vz then thing quy the ciao No than sy hien hanh ea& BE Gino dye va Bao No, quy elinh dad tao thac sy cart Temg Doi hoc Bach Idea.
Dieu 3. Cfic cing/ba Tnr6ng PhOng Dao to Treng phong IC& hoach — Tai chintz fluting than Dien, nguth huerng dan he van va hoc vien c6 ten 6 Dieu 1 ce cec Quyet dmflh thi hanh./.
NH3N XET LUAN VAN TOT NGHICP
(Danh cho ngueti piton bifn) 119 v 'a Len ngvoi nIlili xet: DINH THANR Val
Hue ham: PGS Hoc vi: TS
Chuyen nganh: Kg thuctt cliGn CO quart cone tem Hai hpc Da Nang
Ho va ton km vien cap Eye: NGUYEN ANH TUAN Khan: K34 Chuyen nganh: K thuat than
Ts a tai luan van: PHAN 'utcli DE XUAT cAi PHAP QUAN Lt TAC NGHEN COA HS THONG TRUYEN TAI TRONG THI TITTraNG DIEN VI ET NAM.
ICTEN NHAN XET (Rh& let chung (ndu có))
Ve It do glum de tat:
Dam ban van hanh an loan luth din Unveil WI trong dieu kien thj truerng then.
Vt phunng pith]) nglnen dm do tin cat can cie so Iien:
Nghien thu R- they& ket hop vat sir dung pit mem chuyen dung PowerWorld. Cie s lieu trong de tai mang tinh rninh boa cho nghien dm.
VO ket qua khan hug eita t1 Oh
Trong luan van, lac gia da Onrc hian phan tich v van do tic nghen Gong suit trong N thong truyen tai hen khi van hanh liii Inning din, each tinh loan gifi bien net LMP, Unh toan iien nen Olen mem PmeerWorld cho h thiSng gia thnh 7 nut, tinh loan IA a gat OM phap giam tk
nghen ding swit trong h lining 'men tai dien co 13 nut vth ten g9i Ay tir the nUt 500kV eau he thong dian Viet Nam.
Ve nglda !dna hug, (rug dung thkre ti&i va hireing ma' Ong caa a tit
Luan van c6 the dung a them khan trong cong tee van hanh thi trunng then.