Nghiên cứu vị trí tối ưu hóa của TCSC chống nghẽn mạch trên thị trường điện và nâng cao ổn định hệ thống điện

Có nhiều phương pháp để giải quyết bƠi toán quá tải như: Điều ch nh công suất phát của nhƠ máy, xơy dựng các đường dơy song song sử dụng các thiết bị bù công suất phản kháng t i chỗ… Hiệ

MỤC LỤC

Quyết định giao đề tƠi

Lý lịch cá nhơn - i

Lời cam đoan - iii

Lời c m ơn - iv

Tóm tắt - v

Mục lục - vi

Danh sách các chữ viết tắt - x

Danh sách các hình - xi

Danh sách các b ng - xiv

C HƯƠNG 1: GIỚI THIỆU LUẬN VĂN 1.2 Đặt vấn đề - 1

1.2 Mục tiêu vƠ nhiệm vụ - 3

1.3 Phương pháp nghiên c u - 3

1.4 Giới h n đề tƠi - 3

1.5 Điểm mới của luận văn - 3

1.6 Ph m vi ng dụng - 3

1.7 Bố cục của luận văn - 4

C HƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN, NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI VÀ FACTS 2.1 Giới thiệu - 5

2.2 Các mô hình thị trường điện - 5

2.2.1 Mô hình thị trường điện thế giới - 5

2.2.2 Mô hình thị trường điện Việt Nam - 7

2.3 Những vấn đề về truyền t i điện trong thị trường điện - 8

2.4 Nghẽn m ch truyền t i trong thị trường điện - 10

2.4.1 Đặt vấn đề - 10

2.4.2 Xác định nghẽn m ch - 10

2.4.3 nh hưởng của nghẽn m ch - 11

2.5 Các phương pháp chống nghẽn m ch - 11

2.5.1 Điều độ kế ho ch nguồn phát điện - 11

2.5.2 Điều độ t i - 14

2.5.3 Mở rộng đường dơy truyền t i - 14

2.5.4 Sự hỗ trợ VAR để gi m nghẽn m ch - 15

2.6 Các lo i thiết bị Facts - 15

2.6.1 SVC (Static Var Compensator) - 15

2.6.2 STATCOM (Static Synchronous Compensator) - 17

2.6.3 UPFC (Unified Power Flow Controlled) - 18

2.6.4 TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) - 19

2.7 Nhận xét vƠ đề xuất sử dụng mặt cắt tối thiểu - 21

2.7.1 Các nghiên c u khoa học có liên quan - 21

2.7.2 Nhận xét - 23

2.7.3 Đề xuất sử dụng mặt cắt tối thiểu - 25

2.7.3.1 Giới thiệu - 25

C HƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP TIẾP CẬN 3.1 Lý thuyết về mặt cắt tối thiểu dòng công suất cực đ i - 27

3.1.1 Giới thiệu - 27

3.1.2 ng dụng trong hệ thống điện - 28

3.2 Mô hình Tĩnh của TCSC - 32

3.3 HƠm mục tiêu - 33

3.4 Xác định nhánh đặt TCSC - 35

3.5 Xác định dung lượng TCSC - 37

3.6 Phát biểu luật đặt TCSC - 37

3.7 Lưu đồ xác định vị trí vƠ dung lượng TCSC - 38

C HƯƠNG 4: KHẢO SÁT TRÊN HỆ THỐNG ĐIỆN MẪU 4.1 Hệ thống IEEE 5 nút - 41

4.2 Hệ thống điện 500 KV Việt Nam - 44

4.2.1 Kh o sát nh hưởng của TCSC trong việc chống nghẽn m ch - 47 4.2.2 Kh o sát ổn định tĩnh hệ thống - 51

5.1 Kết luận - 54 5.2 Hướng phát triển đề tƠi - 55

TÀI LIỆU THAM KHẢO

DANH SÁCH CHỮ VIẾT TẮT

DANH SÁCH CÁC HÌNH

Hình 2.1: Các cấp độ phát triển thị trường điện Việt Nam - 8

Hình 2.2: Mô hình công ty điện lực độc quyền liên kết dọc truyền thống 9

Hình 2.3: Hình cấu trúc thị trường điện - 10

Hình 2.4: Hệ thống 2 nút không rƠng buộc - 12

Hình 2.5: Hệ thống 2 nút bị rƠng buộc - 13

Hình 2.6 a: Ví dụ 2 nút bị nghẽn m ch - 14

Hình 2.6 b: Ví dụ 2 nút sau khi được lo i bỏ nghẽn m ch - 14

Hình 2.7: Nguyên tắc điều khiển SVC trong ổn định hệ thống điện - 16

Hình 2.8: Dao động công suất trong trường hợp không có SVC vƠ có SVC - 16 Hình 2.9: Cấu hình cơ b n nhất của SVC - 17

Hình 2.10: Cấu hình nơng cao của SVC lƠ TCR + TSC + FC - 17

Hình 2.11: Sơ đồ m ch điều khiển sử dụng STATCOM - 18

Hình 2.12: Nguyên tắc điều khiển trƠo lưu công suất của STATCOM - 18

Hình 2.13: Sơ đồ nguyên lý điều khiển của UPFC - 19

Hình 2.14: Sơ đồ cấu t o của TCSC - 20

Hình 2.15: Chi phí đầu tư vận hƠnh theo công suất bù - 24

Hình 2.16: Mối quan hệ giữa nguồn vƠ t i - 25

Hình 3.1: Sơ đồ m ng với nguồn phát (s), t i thu (t) vƠ hai nút trung gian Min-cut - 27

Hình 3.2: Mô hình hóa với một số lát cắt tiêu biểu - 28

Hình 3.3: Mô hình hệ thống điện đơn gi n - 28

Hình 3.4: Mô hình hoá sơ đồ m ng điện truyền t i 2 nút - 29

Hình 3.5: Vị trí vƠ thông lượng các lát cắt trên sơ đồ mô hình hóa - 29

Hình 3.6: Vị trí của lát cắt cực tiểu trên m ng mô hình hoá - 30

Hình 3.7: Mô hình hóa đường dơy truyền t i có TCSC - 32

Hình 3.8: Tập hợp nhánh xung yếu theo chương trình max-flow - 34

Hình 3.9: Mô hình lưới 3 nút - 36

Hình 3.10: Lưu đồ xác định vị trí, dung lượng TCSC - 39

Hình 4.1: Hệ thống điện IEEE 5 nút - 41

Hình 4.2: Sơ đồ lưới điện 500KV - 44

Hình 4.3: Phơn bố công suất bằng tối ưu bằng Powerworld - 47

Hình 4.4: Phơn bố công suất bằng tối ưu có TCSC t i nhánh S N LA – NHO QUAN bằng Powerworld - 50

Hình 4.5: Đồ thị biểu diễn tốc độ quay roto máy phát trước khi lắp TCSC 51

Hình 4.6: Đồ thị biểu diễn tốc độ quay roto máy phát khi lắp TCSC vào nhánh PITTONG-QU NG NINH - 51

Hình 4.7: Đồ thị biểu diễn tốc độ quay roto máy phát khi lắp TCSC vƠo nhánh S N LA-NHO QUAN - 52

Hình 4.8: Đồ thị biểu diễn góc quay máy phát khi chưa lắp TCSC - 52

Hình 4.9: Đồ thị biểu diễn góc quay máy phát khi lắp TCSC vƠo nhánh S N LA-NHO QUAN - 52

DANH SÁCH CÁC BẢNG

Bảng 2.1: Chi phí đầu tư trên 1KVAr của các thiết bị FACTS - 23

Bảng 3.1: Vị trí vƠ thông lượng của các lát cắt - 30

Bảng 3.2: Các trường hợp xảy ra vị trí lát cắt - 31

Bảng 4.1: Thông số đường dây hệ thống IEEE 5 nút - 41

Bảng 4.2: Thông số máy phát - 42

Bảng 4.3: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống 5-nút - 42

Bảng 4.4: Dòng công suất nhánh (%) của hệ thống 5-nút trong trường hợp có TCSC và không có TCSC - 42

Bảng 4.5: Mặt cắt tối thiểu của hệ thống 5-nút - 43

Bảng 4.6: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống 5-nút khi có TCSC - 43

Bảng 4.7: Sơ đồ nút của hệ thống điện 500KV - 45

Bảng 4.8: Thông số đường dây hệ thống điện 500KV - 45

Bảng 4.9: Thông số tải hệ thống điện 500KV - 46

Bảng 4.10: Thông số máy phát hệ thống điện 500KV - 46

Bảng 4.11: Kết quả tối ưu hóa của hệ thống 500KV - 48

Bảng 4.12: Mặt cắt tối thiểu của hệ thống điện 500KV - 48

CH NGă1: GI IăTHI UăLU NăVĔN

bị yếu đi Vì v y, an ninh hệ thống đư tr thƠnh một trong những vấn đề quan tr ng trong v n hƠnh thị trường điện Trong những thị trường điện, an ninh được đo lường thông qua m c độ nghẽn m ch Nghẽn m ch ảnh đến ổn định vƠ độ tin c y hệ thống Hơn nữa, nghẽn m ch còn ảnh hư ng trực tiếp đến các hợp đồng giao dịch

vƠ giá điện đồng thời dẫn đến việc khai thác hệ thống không còn hiệu quả, giá cả t i một số vùng tăng lên trong khi các vùng khác giảm Do đó nghẽn m ch đư lƠm méo

d ng thị trường

Quản lý nghẽn m ch (quá tải) đường dơy lƠ ch c năng quan tr ng của bất kỳ ISO (International Organization for Standardization ) vƠ lƠ quá trình đảm bảo hệ thống truyền tải không bị vi ph m các gi i h n v n hƠnh Bất kể khi nƠo, rƠng buộc

v t lý hoặc rƠng buộc v n hƠnh trong lư i truyền tải bị vi ph m thì hệ thống được coi lƠ đang tr ng thái quá tải Các gi i h n trong vấn đề quá tải đường dơy lƠ gi i

h n nhiệt, m c cảnh báo của máy biến áp, gi i h n điện áp nút, ổn định quá độ (ổn định động vƠ ổn định tƿnh) Các gi i h n nƠy rƠng buộc lượng công suất mƠ có thể truyền tải giữa hai vị trí thông qua lư i truyền tải Công suất truyền tải không được phép tăng lên đến m c mƠ khi có xảy ra sự cố sẽ lƠm tan rư lư i điện vì không ổn định điện áp

Có rất nhiều công trình nghiên c u về v n hƠnh tối ưu hệ thống điện Một trong các bƠi toán đặt ra lƠ phơn bố luồng công suất tối ưu còn được biết đến như phương pháp điều khiển dòng công suất trên lư i điện truyền tải nhằm: H n chế quá tải trên đường dơy thời điểm hiện t i cũng như khi m rộng phụ tải trong tương lai Đơy lƠ nguyên nhơn chính gơy nên giá sản xuất điện năng tăng cao Có nhiều phương pháp để giải quyết bƠi toán quá tải như: Điều ch nh công suất phát của nhƠ máy, xơy dựng các đường dơy song song sử dụng các thiết bị bù công suất phản kháng t i chỗ…

Hiện nay Các thiết bị FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System) được sử dụng để điều khiển điện áp truyền tải, phơn bố công suất, giảm tổn thất phản kháng, vƠ lƠm giảm dao động công suất hệ thống cho các m c truyền tải công suất cao, đặc biệt lƠ tăng khả năng truyền tải công suất Vì v y, lắp đặt các bộ điều khiển FACTS nhằm điều khiển tốt hơn trong hệ thống điện cần phải được xem xét, trong đó việc lắp đặt thích hợp các thiết bị FACTS tr thƠnh quan tr ng Nếu lắp đặt không thích hợp các bộ điều khiển FACTS lƠm giảm đặc tính tối ưu thu được vƠ có thể lƠm mất đi tính hữu ích

Từ những khó khăn trong quản lý, v n hƠnh hệ thống điện vƠ tính năng của FACTS thì việc sử dụng thiết bị FACTS trên đường dơy truyền tải lƠ rất cần thiết, trong đó việc xác định vị trí tối ưu để đấu nối thiết bị FACTS nhằm đảm bảo khả năng nh n công suất, khả năng phát công suất vƠ khả năng truyền tải công suất trên đường dơy lƠ l n nhất đóng vai trò rất quan tr ng trong hệ thống điện hiện nay

Ngoài ra việc sử dụng các thiết bị FACTS điều khiển dòng công suất trên đường dơy còn được biết đến như biện pháp chống nghẽn m ch, giảm rủi ro về mất điện, tăng độ tin c y cung cấp điện cho khách hƠng, đảm bảo lợi ích kinh tế, đồng thời tránh được tình tr ng đầu cơ tăng giá điện khi có sự cố nghẽn m ch Một số công trình nghiên c u cũng cho thấy rằng, việc sử dụng các thiết bị FACTS để điều khiển dòng công suất sẽ h n chế được quá tải trên đường dơy từ đó lƠm giảm chi phí sản xuất điện năng, tăng giá trị phúc lợi xư hội

Trên cơ s những kết quả của các công trình nghiên c u trư c đơy đư đ t

được, đề tƠi đề xuất tên ắNghiên cứu vị trí tối ưu TCSC chống nghẽn mạch trong

thị trường điện và nâng cao ổn định hệ thống điện” nhằm xơy dựng giải thu t tìm

kiếm vị trí tối ưu của thiết bị TCSC (Thyristor Controller Series Capacitor) v i mục đích xơy dựng giải thu t xác định vị trí tối ưu của TCSC bằng phương pháp mặt cắt tối thiểu để nơng cao khả năng truyền tải từ đó giảm được chi phí sản xuất điện năng vƠ h n chế nhược điểm của các công trình nghiên c u trư c đơy

1.2 Mục tiêu và nhi m vụ

- Tìm hiểu các giải pháp chống nghẽn m ch trong thị trường điện

- Trình bƠy nguyên lý ho t động của thiết bị TCSC

- Áp dụng bƠi toán OPF để quản lý nghẽn m ch trong thị trường điện sử dụng TCSC (vị trí đặt vƠ dung lượng)

 Giảm thiểu không gian tìm kiếm vị trí đặt TCSC bằng phương pháp mặt cắt tối thiểu

 Xác định dung lượng TCSC phù hợp để nơng cao khả năng tải chống nghẽn m ch hệ thống điện

- ng dụng cho các mô hình hay lư i điện bất kỳ

- ng dụng cho các lư i điện IEEE mẫu

- Làm tƠi liệu tham khảo khi v n hƠnh lư i điện v i thiết bị FACTS

- LƠm tƠi liệu tham khảo cho bƠi giảng môn h c cung cấp điện

1.7 B cục c a lu năvĕn

Chương 1: Gi i thiệu lu n văn

Chương 2: Tổng quan về thị trường điện, nghẽn m ch truyền tải vƠ FACTS Chương 3: Phương pháp tiếp c n

Chương 4:Khảo sát trên hệ thống điện mẫu

Chương 5: Kết lu n

CH NGă2:ăT NGăQUANăV ăTH ăTR NGăĐI N,ăNGH Nă

M CHăTRUY NăT IăVÀ FACTS

2.1 Gi i thi u

Khái niệm về thị trường điện: Cũng như các giao dịch thương m i khác, các giao dịch điện năng cũng cần có các thiết chế như: Người mua, người bán, các hợp đồng, các cơ chế quản lý thị trường, cơ cấu giá thƠnh, người v n hƠnh thị trường vƠ người v n hƠnh hệ thống

Đối v i các quốc gia đang phát triển thì đang gặp phải vấn đề lƠ phụ tải tăng nhanh kết hợp v i việc quản lý hệ thống không hiệu quả, hợp lý đư lƠm ảnh hư ng đến khả năng nguồn tƠi chính để hổ trợ đầu tư trong việc cải t o nơng cấp công suất phát điện vƠ khả năng truyền tải Do đó nhiều quốc gia buộc phải xắp xếp l i ngƠnh điện của h để nơng cao hiệu quả kinh tế trong v n hƠnh hệ thống điện

Mặt khác, các quốc gia phát triển, vấn đề đặt ra lƠ phải cung cấp điện năng

v i giá thấp hơn vƠ t o điều kiện cho nhƠ tiêu thụ có nhiều lựa ch n hơn trong việc mua điện năng giá rẻ

Mục tiêu của việc thay đổi cách th c v n hƠnh, nghƿa lƠ điều tiết l i để nơng cao tính c nh tranh vƠ mang đến cho người tiêu thụ những ch n lựa m i vƠ lợi ích kinh tế Dư i môi trường điều tiết, cơ cấu tổ ch c ngƠnh d c mƠ điều hƠnh tất cả các ch c năng bao gồm phát điện, truyền tải, phơn phối vƠ bán lẻ bị tách ra thƠnh các công ty riêng biệt phục vụ cho mỗi ch c năng

2.2 Các mô hình th tr ngăđi n

2.2.1 Mô hình th tr ngăđi n th gi i

các nư c Tơy Âu, M vƠ các nư c khác, v i nền kinh tế thị trường, không thể tránh kh i việc tổ ch c thị trường trong ngƠnh điện VƠo cuối thế k XX, thị trường điện được phơn chia thƠnh 4 mô hình cơ bản vƠ được các nư c sử dụng dư i

d ng nƠy hoặc d ng khác: Mô hình 1, độc quyền điều tiết tự nhiên (không có c nh tranh); Mô hình 2, hưng mua điện độc quyền; Mô hình 3, c nh tranh trên thị trường bán buôn vƠ Mô hình 4, thị trường c nh tranh cả bán buôn vƠ bán lẻ

Đối với mô hình 1, Độc quyền điều tiết (không có c nh tranh): những công ty

độc quyền tự nhiên phơn cấp theo ngƠnh d c, chiếm lƿnh toƠn bộ lƿnh vực sản xuất, truyền tải, phơn phối vƠ tiêu thụ điện năng NhƠ nư c điều khiển những công ty nƠy

để h không lợi dụng được thế độc quyền của mình Sự phát triển của hệ thống điện (HTĐ) được đảm bảo nhờ việc đưa thƠnh phần vốn đầu tư vƠo giá đối v i hộ tiêu thụ Giá điện được xác l p theo m c chi phí sản xuất điện trung bình của HTĐ cộng

v i một thƠnh phần vốn đầu tư m i trong giá thƠnh Mô hình nƠy được áp dụng

nư c ta cho đến cuối th p niên đầu của thế k nƠy

Trong mô hình 2, Hưng mua điện độc quyền: các nhƠ sản xuất điện độc l p

về tƠi chính c nh tranh v i nhau trong việc cung cấp điện năng cho một hưng mua duy nhất Các lƿnh vực còn l i của HTĐ được giữ nguyên cơ cấu phơn ngƠnh theo chiều d c vƠ đối v i người tiêu thụ nó được giữ độc quyền như trư c Ho t động của Hưng mua điện (kể cả việc quyết định giá điện mua của nhƠ sản xuất vƠ bán cho

hộ tiêu thụ) được điều tiết b i NhƠ nư c Mô hình nƠy sẽ hiện thực hóa hiệu quả

c nh tranh giữa các nhƠ sản xuất điện năng Khi có sự điều tiết đúng của nhƠ nư c, giá điện cho các hộ tiêu dùng sẽ thấp hơn so v i điều tiết độc quyền Đơy chính lƠ

ưu thế cơ bản của mô hình nƠy so v i mô hình trên

mô hình 3, C nh tranh trên thị trường bán buôn: lƿnh vực phơn phối vƠ tiêu

thụ điện năng được chia theo vùng v i sự thƠnh l p một số công ty phơn phối - tiêu thụ điện, độc quyền cung cấp điện cho tất cả các hộ tiêu dùng trong lưnh thổ của mình

Thị trường bán buôn điện được tổ ch c v i một NhƠ điều hƠnh hệ thống thương m i, trong đó, các nhƠ sản xuất vƠ nhƠ phơn phối - tiêu thụ điện c nh tranh

v i nhau, vƠ như v y sẽ chấm d t tình tr ng điều tiết giá bán buôn Đồng thời, cũng thƠnh l p NhƠ điều độ hệ thống độc l p thực thi nhiệm vụ điều độ v n hƠnh HTĐ

Mô hình nƠy v n hƠnh khá ph c t p do có hai nhƠ điều hƠnh hệ thống điện, một nhƠ điều hƠnh thương m i vƠ một nhƠ điều độ k thu t hệ thống điện Trong quá trình

ho t động dễ gặp rủi ro gơy mất ổn định vƠ độ tin c y cung cấp điện Hơn nữa việc thêm 1 nhƠ điều hƠnh hệ thống thương m i sẽ có thể lƠm tăng thêm giá bán điện

Mô hình 4, Thị trường c nh tranh cả bán buôn vƠ bán lẻ: lƿnh vực phơn phối

vƠ tiêu thụ điện năng được chia tách thêm v i sự hình thƠnh những công ty điều tiết

lư i phơn phối (theo vùng lưnh thổ) vƠ nhiều công ty bán lẻ điện Thị trường bán lẻ điện được tổ ch c, trong đó các công ty bán lẻ điện (mua điện trên thị trường bán buôn) c nh tranh v i nhau, chấm d t việc điều tiết giá bán lẻ

2.2.2 Mô hình th tr ngăđi n Vi t Nam

Năm 1994, chính phủ từng bư c cải thiện ngƠnh điện bằng cách tách rời

ch c năng quản lý nhƠ nư c vƠ ch c năng quản lý doanh nghiệp Năm 1995, chính phủ quyết định thƠnh l p EVN như; lƠ một doanh nghiệp nhƠ nư c quản lý khối nguồn, khối truyền tải, khối phơn phối vƠ các dịch vụ phụ trợ Lu t điện lực có hiệu lực thi ngƠnh từ ngƠy 01 tháng 7 năm 2005 Cục điều tiết điện lực được thƠnh l p theo quyết định số 258/2005/qđ-ttg ngƠy 19/10/2005 Thủ tư ng chính phủ vừa phê duyệt lộ trình các điều kiện hình thƠnh vƠ phát triển các cấp độ thị trường điện lực

t i việt nam theo quyết định số 26/2006/qđ-ttg ngƠy 26/01/2006 Lộ trình cải tổ ngƠnh điện nư c ta theo ba bư c sau:

Bư c 1 (2001-2005): chuẩn bị hình thƠnh thị trường điện c nh tranh

Evn lƠ chủ s hữu nhƠ nư c chịu trách nhiệm v i toƠn bộ dơy chuyền sản xuất của hệ thống điện: sản xuất ậ truyền tải ậ phơn phối Khối sản xuất theo cơ chế

h ch toán độc l p nhằm chủ động trong chi phí sản xuất vƠ h thấp tổn thất, thi hƠnh

cơ chế h ch toán trê cơ s lợi nhu n, huy động vốn thu n lợi, đa d ng hóa quyền s hữu vốn đầu tư Khối truyền tải lƠ thƠnh viên thường trực của việc quản lý đối v i các dự án n rộng lư i truyền tải điện Khối phơn phối mua điện từ evn, bán điện cho khách hƠng tiêu thụ vƠ chịu trách nhiệm đối v i vốn đầu tư trong m ng lư i phơn phối NgoƠi các công ty phơn phối của evn, sự hình thƠnh các công ty phơn phối độc l p theo thể th c cổ phần, tư nhơn hoặc liên doanh cũng được khuyến khích

Bư c 2 (2006-2014): thị trường phát triển điện c nh tranh, lƠ giai đo n đầu tiên đưa c nh tranh vƠo khơu phát điện Các công ty phát điện sẽ phải c nh tranh v i nhau để bán điện cho EVN Để tăng m c độ canh tranh, t o sự lựa ch n cho các công ty phát điện, EVN dự kiến sẽ cho phép các công ty phát điện ngoƠi EVN được bán điện trực tiếp đến một cụm các khách hƠng tiêu thụ điện trên một khu vực địa lí hƠnh chính, trên cơ s EVN sẽ cho các công ty nƠy thuê lư i truyền tải, phơn phối

vƠ ch phải trả EVN chi phí quản lý, đầu tư lư i truyền tải, phơn phối

Bư c 3 (sau 2014): sau giai đo n đầu tiên, thị trường điện Việt Nam tiếp tục triển khai giai đo n 2 vƠ giai đo n 3

Giai đo n 2 (2015-2022): thị trường bán buôn điện c nh tranh, t o sự c nh tranh trong khơu phát vƠ bán buôn điện: các công ty kinh doanh phơn phối bán lẻ được quyền lựa ch n mua điện từ bất c công ty phát điện nƠo: t o động lực đề các công ty phát điện nơng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh: cho phép các công ty phơn phối quyển được kết nối lư i truyền tải vƠ lựa ch n nhƠ sản xuất

Giai đo n 3 (sau 2022): thị trường bán lẻ điện c nh tranh, cho phép c nh tranh trong tất cả các khơu phát, bán buôn vƠ bán lẻ điện: quyền tự do; kết nối lư i điện được m rộng từ lư i truyền tải quốc gia đến lư i điện phơn phối: tất cả các khách hƠng mua điện đều được quyền lựa ch n người bán lƠ các công ty bán lẻ, các công ty bán lẻ l i được quyền lựa ch n mua điện từ các nhƠ máy điện trong hệ thống điện thông qua thị trường bán buôn điện

Hình 2.1 Các cấp độ phát triển thị trường điện Việt Nam

2.3 Những vấnăđ v truy n t iăđi n trong th tr ngăđi n

- V n hƠnh hệ thống điện lƠ điều khiển ho t động của hệ thống điện sao cho điện năng được truyền từ các nguồn điện đến các phụ tải đúng như yêu cầu của h

v i các chất lượng phục vụ đ t yêu cầu vƠ v i chi phí sản xuất vƠ truyền tải nh nhất trong điều kiện hiện có của lư i điện vƠ hệ thống điện Hệ thống điện thông qua hệ thống điều độ giải quyết liên tục các vấn đề sau: Công suất tác dụng nguồn điện phát ra phải l n hơn công suất yêu cầu của phụ tải; điều ch nh liên tục công suất tác dụng phát ra của các nguồn điện để cơn bằng sự biên thiên liên tục của phụ

tải; phải điều ch nh liên tục điện áp; phải dự phòng công suất tác dụng vƠ phản kháng đủ đáp ng cáctrường hợp sự cố nguồn điện; khi sự cố, nguồn điện kể cả dự phòng không đủ đáp ng phụ tải thì phải sa thải phụ tải để giữ vững hệ thống điện

vƠ khi xảy ra nghẽn m ch cần phải điều ch nh chế độ phát của các nhƠ máy điện hoặc sa thải phụ tải nếu cần để giữ vững hệ thống điện

- Lư i điện trong thị trường điện: Trong HTĐ độc quyền lư i điện cùng v i nhƠ máy điện vƠ các đơn vị phơn phối điện lƠ một tổng thể duy nhất được điều khiển theo mục tiêu chung của toƠn hệ thống

Hình 2.2 Mô hình công ty điện lực độc quyền liên kết d c truyền thống

Lư i điện trong thị trường điện lƠ lư i điện m cho m i khách hƠng Người

v n hƠnh (SO) điều khiển v n hƠnh lư i điện có các nhiệm vụ sau: Đảm bảo an toƠn cho hệ thống điện; cung cấp các dịch vụ truyền tải điện; tính vƠ công bố chi phí sử dụng lư i điện, phí v n hƠnh; bảo đảm cơ hội sử dụng lư i điện một cách công bằng cho m i khách hƠng, không có sự phơn biệt đối xử nƠo; m thị trường th cấp đấu thầu quyền truyền tải chắc chắn vƠ thực hiện các biện pháp nơng cao khả năng tải Bên c nh đó, lư i truyền tải điện lƠm các dịch vụ cho người sử dụng bao gồm: Dịch

vụ chính lƠ tải điện từ điểm nƠy đến điểm khác của lư i điện theo yêu cầu của người bán vƠ người mua

Hình 2.3 Hình c ấu trúc thị trư ng điện

2.4 Ngh n m ch truy n t i trong th tr ngăđi n

t p trung Việc phát hiện được huy động công suất nhằm mục tiêu v n hƠnh chi phí tối thiểu hệ thống Trong hệ thống nƠy, quản lý nghẽn m ch thường được quan tơm bằng cách xác định giải pháp điều độ tối ưu, sử dụng OPF hoặc vấn đề điều

độ kinh tế v i rƠng buộc an toƠn Mô hình phát điện được xác định như v y không lƠm quá tải đường dơy

Việc nƠy không đơn giản trong thị trường điện Giả sử trong thị trường điện, mỗi nhƠ tiêu thụ phía Nam muốn mua điện giá rẻ từ nhƠ máy thủy điện phía Bắc, các nhƠ cung cấp phía Bắc cũng muốn bán điện cho các nhƠ tiêu thụ phía Nam Nếu có nhiều kiểu mua bán như v y sẽ dẫn đến qúa tải đường dơy

2.4.2 Xácăđ nh ngh n m ch

Bất kể khi nƠo, rƠng buộc v t lý hoặc rƠng buộc v n hƠnh trong lư i truyền tải bị vi ph m thị hệ thống được coi lƠ đang tr ng thái nghẽn m ch Các gi i h n

Kinh doanh

trong vấn đề nghẽn m ch lƠ gi i h n nhiệt của đường dơy, m c cảnh báo của máy biến áp, gi i h n điện áp nút, ổn định quá độ hoặc ổn định giao động Các gi i h n nƠy rƠng buộc lượng công suất ma có thể truyền tải giữa hai vị trí thông qqua lư i truyền tải Công suất truyền tải không được tăng lên đến m c mƠ khi có xảy ra sự

cố sẽ lƠm tan rư lư i điện vì không ổn định điện áp Trong cấu trúc thị trường điện, những người tham gia thị trường( nhƠ cung cấp vƠ nhƠ tiêu thụ điện năng) tự

do cam kết trong việc giao dịch vƠ hƠnh xử thông qua ảnh hư ng của thị trường, nhưng theo cách không được báo trư c tình tr ng v n hƠnh của hệ thống điện Vì

v y, không quan tơm đến cấu trúc thị trường, quản lý nghẽn m ch tr thƠnh ho t động quan tr ng của các đơn vị điều hƠnh hệ thống điện Nói chung, hai mục tiêu phối hợp quản lý nghẽn m ch lƠ giảm tối thiểu sự can thiệp vƠo lư i truyền tải trong thị trường điện, đồng thời v n hƠnh an toƠn hệ thống điện

2.4.3 nhăh ởng c a ngh n m ch

Lu t kirchoff kết hợp v i độ l n vƠ vị trí của nguồn phát vƠ phụ tải, tr kháng đường dơy vƠ hình d ng lư i điện xác định nên dòng công suất trên mỗi đường dơy Do đó, các rƠng buộc an toƠn hệ thống điện cần phải có một sự thay đổi kế ho ch phát điện từ việc huy đông công suất hiệu quả nhất Trong môi trường liên kết d c truyền thống, mô hình phát điện có sựn ổn định rõ rƠng vƠ việc

m rộng m ng lư i truyền tải có thể được ho ch định cùng v i việc xơ dựng m i các nhƠ máy điện Trường hợp nƠy, nghẽn m ch hiếm khi xảy ra và mô hình phân

bố công suất có thể dự báo trư c Tuy nhiên trong cấu trúc thị trường điện, v i việc các công ty phát điện (GenCos) c nh tranh trong môi trường tự do kết nối vƠo

lư i truyền tải, việc phát điện hay phơn bố công suất có thể thay đổi rất nhiều trong một thời gian ngắn v i tác động của thị trường Trong tình huống đó, cần thiết phải phối hợp quản lý nghẽn m ch nhăm đảm bảo hệ thống v n hƠnh an toƠn

2.5.1 Đi uăđ k ho ch ngu năphátăđi n

Phơn bố công suất tối ưu (OPF) lƠ k thu t quan tr ng nhất để đ t được các

mô hình phát điện chi phí nh nhất trong một hệ thống điện v i các điều kiện rƠng buộc truyền tải vƠ v n hƠnh có s n Vai trò của trung tơm v n hƠnh hệ thống độc l p

(ISO) trong thị trường c nh tranh lƠ điều độ điện năng đáp ng hợp đồng giữa các bên tham gia thị trường

Trong môi trường nhiều nhƠ cung cấp/nhiều nhƠ tiêu thụ, đơn vị điều hƠnh phải xử lý thêm các vấn đề về nghẽn m ch Một trong số chúng có thể lƠ cưỡng b c thay đổi kế ho ch phát điện, do v y vƠi công ty phát điện sẽ tăng công suất phát điện vƠ các công ty phát điện khác sẽ giảm công suất phát điện cho đến khi nghẽn

m ch bị lo i trừ

Đơn vị điều hƠnh đền bù cho những nhƠ cung cấp đư chấp nh n lệnh huy động để phát thêm công suất, thanh toán lượng công suất phát thêm của h vƠ bồi thường việc đánh mất cơ hội cho những nhƠ cung cấp mƠ bị huy động cắt giảm công suất phát

Việc tăng phí truyền tải trong thời gian nghẽn m ch bằng việc thu th p phí nghẽn m ch để bồi thường cho công ty phát điện bị ảnh hư ng trong quá trình thực hiện lệnh huy động

Ví d ụ minh họa:

Tr ngăhợpă1: Xét hệ thống 2 nút đơn giản như hình 2.4 Giả thuyết hệ thống có

tổng thất công suất không đáng kể V i điều kiện giao dịch được xác định v i thị trường không bị gi i h n khả năng truyền tải

Hình 2.4 Hệ thống 2 nút không ràng buộc

Hệ thống có nhƠ cung cấp gồm 2 nút vƠ 2 máy phát: G1 t i nút 1 vƠ nhƠ G2 t i nút

2 Khách hƠng L2 t i nút 2 dự kiến mua 100MW G1 đưa ra bản chƠo giá cung cấp 100MW v i giá bán điện 10$/MWh t i nút 1 G2 đưa ra bản chƠo giá lƠ 15$/MWh,

vì v y G2 sẽ không được huy động công suất G1sẽ bán 100MW cho khách hƠng L2 t i nút 2 Do đó tổng chi phí mỗi giờ lƠ 1000$/MWh

Tr ngăăhợpă2: tương tự như trường hợp 1 nhưng có xét đến gi i h n khả năng

truyền tải trên đường dơy giữa nút 1vƠ nút 2

Hình 2.5 Hệ thống 2 nút bị ràng buộc Giả sử ta huy động công suất tối ưu nhằm cực tiểu tổng chi phí như trường hợp 1: nhƠ cung cấp G1 t i nút 1 được huy động 100MW bán cho khách hàng D2

t i nút 2 vƠ G2 t i nút 2 không được huy động công suất Trong trường hợp nƠy, việc giao dịch 100MW giữa G1 t i nút 1 vƠ L2 t i nút 2 không thể thực hiện được vì

sẽ xảy ra quá tải do khả năng tải của đường dơy lƠ 80 MW

Để lo i trừ hiện tượng quá tải nƠy, G1 ch được huy động 80 MW vƠ huy động thêm công suất của G2 v i m c giá cao hơn V i việc huy động nƠy, tổng chi phí sẽ lƠ 1100$/h RƠng buộc gi i h n truyền tải của đường dơy lƠm tăng thêm tổng chi phí của hệ thống lƠ 1.1%

Về cơ bản ta cò thể xử lý nghẽn m ch bằng hai phương pháp Một mặt, ta phơn bố l i công suất trên đường dơy truyền tải vƠ khả năng truyền tải thực tế trên đường dơy không vi ph m bất kỳ rang buộc nƠo Mặt khác, ta có thể xác định chi phí nghẽn m ch như lƠ sự chênh lệch giữa chi phí đảm bảo cung cấp cho phụ tải hệ thống không xét đến bất kỳ điều kiện rƠng buộc nƠo vƠ chi phí cung cấp cho phụ tải không vi ph m các gi i h n hiện t i

2.5.2 Đi uăđ t i

Trong các hệ thống phi điều tiết, nghẽn m ch trong hệ thống truyền tải lƠ một bƠi toán chủ yếu vƠ có thể dẫn t i các đột biến giá Nghẽn m ch truyền tải xuất hiện khi thiếu khả năng truyền tải để đáp ng các yêu cầu của tất cả các khách hƠng

Trong các tr ng thái bị nghẽn m ch nặng, nghẽn m ch truyền tải có thể được giảm

b t bằng cách cắt giảm một phần các giao dịch không ổn định

Hình 2.6a: Ví dụ 2 nút bị nghẽn m ch

Hình 2.6b: Ví dụ 2 nút sau khi được lo i b nghẽn m ch Một ví dụ của một hệ thống 2 nút trình bày trong Hình 2.6a giải thích sự nghẽn m ch truyền tải Trong Hình 2.6a, đầu ra công suất tác dụng cực đ i của máy phát lƠ 50MW, gi i h n công suất đường dơy truyền tải lƠ 45MVA vƠ công suất tác dụng tải lƠ 48MW Có một sự quá tải truyền tải trong đường dơy truyền tải để đáp

ng tải Nghẽn m ch có thể được giảm b t bằng cách cắt giảm phần tải nƠo đó Trong Hình 2.6b, tải được cắt giảm từ 48MW t i 45MW vƠ nghẽn m ch được lo i

b

2.5.3 Mở r ngăđ ng dây truy n t i

M rộng đường dơy truyền tải giải quyết bƠi toán m rộng vƠ củng cố sự phát điện vƠ m ng truyền tải hiện t i để phục vụ tối ưu sự phát triển thị trường điện trong khi đáp ng một t p các điều kiện rƠng buộc về kinh tế vƠ k thu t Các k thu t khác nhau như phơn tích Bender, tìm kiếm Tabu, thu t toán Gen… đư được sử

dụng để nghiên c u bƠi toán nƠy

Mặc dù các chi phí nghẽn m ch có thể được cực tiểu hóa nhờ vƠo các phương pháp quản lý nghẽn m ch hiệu quả, nhưng một mối quan tơm bao quát lƠ chi phí biên của nghẽn m ch nƠy sẽ không cao hơn chi phí biên của giảm nghẽn

m ch thông qua sự đầu tư về m rộng khả năng truyền tải Mặt khác, các chi phí nghẽn m ch cao sẽ lƠ một tín hiệu để m rộng khả năng truyền tải Sự đầu tư về truyền tải sẽ luôn luôn hư ng t i tăng độ tin c y vƠ giảm các chi phí nghẽn m ch

Tuy nhiên, phương pháp m rộng đường dơy truyền tải nƠy có rất nhiều h n chế như: Tốn nhiều thời gian, chi phí m rộng đường dơy truyền tải l n, phụ thuộc vƠo các rƠng buộc pháp lý, các quy định đền bù giải t a…

2.5.4 Sự hỗ trợ VARăđể gi m ngh n m ch

Trong kịch bản thời đ i ngƠy nay, các giao dịch điện ngoƠi dự tính đang tăng lên nhanh chóng do sự c nh tranh giữa các công ty để đáp ng nhu cầu đang gia tăng vƠ nếu các giao dịch không được điều khiển một cách đúng đắn thì các đường dơy truyền tải thường bị v n hƠnh vƠ bị ép buộc t i m c gi i h n Sử dụng sự truyền tải s n có tăng lên một phần nhờ sự bù công suất phản kháng Vai trò của sự

hỗ trợ VAR trong thị trường điện m lƠ để trợ giúp quản lý nghẽn m ch

Sử dụng tốt hơn hệ thống điện s n có để tăng khả năng truyền công suất bằng cách lắp đặt hỗ trợ VAR ch ng h n như các bộ tụ điện vƠ các thiết bị FACTS (hệ thống truyền tải AC linh ho t) tr nên cấp bách Các bộ tụ điện, bộ bù VAR tƿnh (SVC), bộ tụ mắc nối tiếp được điều khiển bằng Thyristor (TCSC), điều khiển dòng công suất tối ưu (UPFC) lƠ vƠi ví dụ của các thiết bị FACTS được sử dụng cho hỗ trợ VAR

u điểm chính của các thiết bị FACTS lƠ khả năng lắp đặt của chúng trong một thời gian ngắn so v i kế ho ch vƠ sự xơy dựng của các đường dơy truyền tải

m i FACTS không ch cải thiện khả năng truyền tải mƠ còn giảm các tổn thất Tuy nhiên, các thiết bị FACTS lƠ đắt tiền Vì v y, ta cần tính toán trong từng trường hợp

cụ thể

2.6 Các lo i thi t b Facts

2.6.1 SVC (Static Var Compensator)

SVC g i lƠ máy bù tƿnh gồm bộ tụ điện vƠ bộ kháng điện nối song song v i nhau, một trong hai bộ nƠy được điều trơn Công suất phản kháng Q được điều khiển từ dung tính đến cảm tính thông qua việc điều khiển các van Thyristor Bộ SVC mắc song song v i đường dơy hay phụ tải cho phép điều ch nh vƠ giữ vững điện áp t i nút đó, h n chế được dao động điện áp nơng cao khả năng ổn định hệ thống điện

Bộ bù công suất phản kháng tƿnh SVC lƠ một thiết bị điện tử công suất nơng cao dùng để cung cấp nhanh vƠ liên tục phát công suất phản kháng tính dung và tính cảm đến hệ thống điện

Hình 2.7: Nguyên tắc điều khiển SVC trong ổn định hệ thống điện

Hình 2.8: Dao động công suất trong trường hợp không có SVC vƠ có SVC Phơn lo i theo cấu hình lƠ phơn lo i SVC bao gồm một cuộn kháng được điều khiển bằng Thyristor TCR (Thyristor Controlled Reactor), một bộ tụ được đóng ngắt bằng Thyristor TSC (Thyristor Switched Capacitor) vƠ dưy tụ cố định FC (Fixed Capacitor) l c sóng hƠi được đấu nối như trong Hình 2.8

TCR bao gồm cuộn kháng vƠ van Thyristor TCR điều khiển liên tục công suất phản kháng bằng cách thay đổi biên độ dòng điện ch y qua cuộn kháng

TSC bao gồm tụ điện, cuộn kháng vƠ van Thyristor TSC đóng vƠ ngắt tụ điện Bộ l c FC cung cấp công suất phản kháng cố định vƠ hấp thụ dòng điện sóng hƠi được phát ra từ bộ TCR

Hình 2.9: Cấu hình cơ bản nhất của SVC

Hình 2.10: Cấu hình nơng cao của SVC lƠ TCR + TSC + FC

Ch c năng của Bộ bù tƿnh (STATCOM) lƠ giống như máy bù đồng bộ Nói chung, nó cung cấp công suất phản kháng bù để giải quyết sự biến đổi điện áp của

hệ thống điện vƠ điện công nghiệp trong các điều kiện dao động vƠ ổn định Một hệ thống STATCOM đầy đủ bao gồm một nguồn điện áp DC, bộ biến đổi tự chuyển sử dụng Thyristor, vƠ một máy biến áp tăng áp

Hình 2.11: Sơ đồ m ch điều khiển sử dụng STATCOM

Hình 2.12: Nguyên tắc điều khiển trƠo lưu công suất của STATCOM

2.6.3. UPFC (Unified Power Flow Controlled)

UPFC (Unified Power Flow Controlled): lƠ bộ tích hợp điều khiển luồn công suất, nó cho phép điều khiển được điện áp, tổng tr vƠ góc pha Việc lắp UPFC nhằm điều khiển linh ho t hệ thống điện như sau:

Hình 2.13: Sơ đồ nguyên lý điều khiển của UPFC

- Tăng khả năng truyền tải của đường dơy

- Giảm tổn thất: A, P, Q, U

- Giảm sự dao động của hệ thống điện

- Nơng cao vƠ ổn định điện áp

- Điều khiển dòng công suất phản kháng vƠ tác dụng theo hai hư ng

2.6.4 TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor)

Các bộ bù nối tiếp được điều khiển bằng Thyristor (TCSC): lƠ một phần tử

cơ bản của hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh ho t (FACTS) Nó được m rộng từ các tụ nối tiếp truyền thống thông qua việc bổ sung một bộ phản ng được điều khiển bằng thyristor Bộ phản ng nƠy mắc song song v i một tụ nối tiếp cho phép t o ra một hệ thống bù d c điện kháng thay đổi liên tục vƠ nhanh chóng Những lợi điểm chủ yếu của TCSC lƠ:

- Tăng công suất truyền tải

- Giảm các dao động công suất

- Giảm các cộng hư ng đồng bộ

- Điều khiển dòng công suất đường dơy

TCSC bao gồm ba phần tử chính: Tụ bù C, cuộn kháng bù nối vƠo m ch thyristor vƠ hai thyristor điều khiển SCR1 vƠ SCR2 (hình 2.14)

Hình 2.14: Sơ đồ cấu t o của TCSC

Các góc m của thyristor được điều khiển để điều ch nh điện kháng TCSC phù hợp v i hệ thống Khi các thyristor được kích thích, TCSC có thể được mô tả

dư i d ng toán h c như sau:

Trong đó: iL và iC: lƠ giá trị dòng điện t c thời qua tụ điện vƠ cuộn cảm

iS: lƠ dòng điện t c thời của đường dơy truyền tải được điều khiển v: lƠ điện áp t c thời qua TCSC

Tổng tr tương đương của m ch LC:

11

vƠ tránh lƠm việc tr ng thái cộng hư ng (C =1/L)

- Dòng điện đi qua cuộn cảm được xác định theo công th c:

2 2

X

X C L

XC lƠ điện kháng định m c của tụ cố định C

- Điện áp tụ tr ng thái v n hƠnh bình thường t i thời điểm t = - là:

1 2 1(sin kcostank)

k

X I

( 1 )

k k t k

X I t

cos ) (

4 2

sin 2 ) (

)

2 2

X X

X

X X

I

V X

L C C L

C

C C

m

CF TCSC

tan( / 2) tan( / 2) 4

V i  = 2(-) lƠ góc dẫn của bộ điều khiển TCSC

2.7 Nh năxétăvƠăđ xuất sử dụng mặt cắt t i thiểu

2.7.1 Các nghiên c u khoa học có liên quan

Những công trình nghiên c u trư c đơy về ng dụng của FACTS trong v n hƠnh vƠ điều khiển hệ thống điện nhằm đ t được những mục tiêu đề ra đa số t p trung vƠo các thiết bị như: TCSC, TCVR, TCPST, SVC vƠ UPFC [20,35,36] Tuy

có những xuất phát điểm vƠ cách tiếp c n khác nhau trong việc ng dụng tính hiệu quả của thiết bị FACTS vƠo điều khiển hệ thống điện Nhưng nhìn chung, các công trình nghiên c u đều có chung hư ng nghiên c u vƠ phương pháp như sau:

Sử dụng giải thu t Gen để tìm kiếm giải pháp tối ưu Nghƿa lƠ; v i sự hỗ trợ của phần mềm máy tính, thông số của thiết bị FACTS sẽ được mư hoá cùng các thông số của m ng điện Các toán tử đột biến, lai chéo được sử dụng để giải bƠi toán phơn bố công suất đưa kết quả vƠo không gian tìm kiếm Thông số ban đầu sẽ được tự động lưu trữ vƠ c p nh t để gia tăng tính đa d ng của ph m vi tìm kiếm giải pháp đúng như tên của giải thu t

Một phương pháp truyền thống nữa hay được sử dụng lƠ liệt kê thử nghiệm; một bảng danh sách các đường dơy trong m ng được liệt kê Thông thường v i phương pháp nƠy ch n lựa XTCSC=75% Xline cố định Giá trị bù nƠy lần lượt được thử trên tất cả các nhánh của m ng điện để tìm vị trí nƠo tối ưu nhất theo hƠm mục tiêu ban đầu đề ra Có nhiều công trình nghiên c u đặt mục tiêu vị trí tối ưu của TCSC lƠ gia tăng tổng khả năng truyền tải của hệ thống (maximal total transfer capability) [32,33] Hoặc vị trí tối ưu của TCSC lƠ vị trí có thể gia tăng tối đa phúc lợi xư hội mƠ nó mang l i [27,34]

Công trình nghiên c u của M.A.Khaburi vƠ M.R.Haghifam (2009) sử dụng phương pháp phơn vùng để gi i h n ph m vi tìm kiếm giải pháp [18] Nghƿa lƠ chia

m ng điện thƠnh hai vùng theo chủ quan Vùng có nhiều máy phát t p trung g i lƠ vùng nguồn (source area) vƠ vùng có nhiều phụ tải t p trung hơn g i lƠ vùng tải (sink area) Hai vùng nƠy được nối v i nhau bằng các đường dơy liên l c Thiết bị

bù ch lắp đặt trên các nhánh liên l c nƠy để kiểm tra tìm kiếm giải pháp tối ưu theo mục tiêu đề ra Phương pháp nƠy có ưu điểm lƠ gi i h n được không gian ph m vi tìm kiếm giải pháp nhưng kết quả tuỳ thuộc vƠo sự phơn vùng ban đầu của người

v n hƠnh Nói chung nó ch chính xác hơn trong trường hợp có sự quy ho ch mua

vƠ bán điện giữa hai vùng được cung cấp từ hai nguồn khác nhau hoƠn toƠn Lúc đó

ch quan tơm đến những đường dơy liên l c trao đổi điện năng giữa hai vùng nƠy

Theo tác giả Nguyễn HoƠng Sơn trong công trình nghiên c u ng dụng của UPFC điều khiển hệ thống điện cũng có hư ng giải quyết tương tự [1]: giải bƠi toán phơn bố công suất bằng powerworld, đưa ra các tình huống sự cố giả định để tìm nhánh nghẽn m ch Sau đó lần lượt thử đặt thiết bị UPFC vƠo từng nhánh của hệ thống cho phơn bố l i công suất để tìm ra vị trí vƠ dung lượng thích hợp cho thiết bị

FACTS trong hệ thống điện Phương pháp nƠy còn được biết đến v i tên g i ắphương pháp thử sai”, (trial and error method) [27] để tìm vị trí tối ưu của thiết bị FACTS trong m ng điện

2.7.2 Nh n xét

Để phơn bố l i luồng công suất trong m ng điện nhằm tránh sự cố nghẽn

m ch bằng cách sử dụng các thiết bị FACTS thay thế cho các giải pháp như thay đổi công suất phát của các tổ máy, xơy dựng đường dơy song song lƠ rất hiệu quả Tuy nhiên việc lắp đặt thiết bị FACTS đơu m i lƠ vấn đề cần quan tơm Do đó v i những dao động phụ tải bất kỳ, sự thay đổi nguồn vƠ gia tăng phụ tải thường xuyên trong tương lai dẫn t i điểm nghẽn m ch trong m ng cũng sẽ bị thay đổi nên không thể lắp đặt thiết bị bù trên tất cả các nhánh của lư i điện để đảm bảo chống nghẽn

m ch khi có những thay đổi như trên Vì v y cần thiết phải xác định được t p hợp những nhánh có nhiều khả năng gơy quá tải thường xuyên cho hệ thống Đơy lƠ t p hợp những điểm xung yếu nhất còn được g i lƠ điểm nút thắt cổ chai (bottle-neck) Việc lắp đặt thiết bị FACTS t i những vòng có ch a t p hợp những nhánh xung yếu nƠy sẽ khắc phục được quá tải đáng kể cho hệ thống

Bảng 2.1: Chi phí đầu tư trên 1KVAr của các thiết bị FACTS

NgoƠi ra; theo tƠi liệu [4,19], cũng đư so sánh hƠm chi phí đầu tư trên một đơn vị công suất bù giữa các thiết bị FACTS còn phụ thuộc vƠo vị trí vƠ ph m vi

mƠ thiết bị lắp đặt được thể hiện trong hình 2.12 như sau:

Như v y, xét về tính kinh tế thì giá thƠnh đầu tư cho thiết bị bù TCSC ch cao hơn so v i các lo i tụ bù truyền thống, ít tốn kém hơn so v i chi phí đầu tư lắp đặt các thiết bị khác như STATCOM hay UPFC Giả sử nhu cầu bù vƠo hệ thống điện một lượng lƠ 50MVAr nhưng nếu sử dụng thiết bị bù UPFC thì cần đầu tư một lượng lƠ (tính bằng USD/kVAr)

Hình 2.15: Chi phí đầu tư v n hƠnh theo công suất bù

2 UPFC 0.0003 0.2691 188.22

2 UPFC 0.0003*50 0.2691*50 188.22 175.5

Trong đó: S lƠ ph m vi bù của thiết bị FACTS tính bằng MVAr

Mặt khác, khi đư xác định được vị trí vƠ thiết bị bù cần thiết rồi thì vấn

đề lƠ: dung lượng bù bao nhiêu để đảm bảo phát huy hiệu quả tối đa trong việc chống nghẽn m ch hệ thống trong tất cả các trường hợp thay đổi phụ tải vƠ nguồn Việc cƠi đặt giá trị bù cũng phải đảm bảo vừa chống được sự cố trên nhánh có bù, đồng thời không lƠm quá tải các nhánh còn l i trong hệ thống Do

đó, việc xác định t p hợp nhánh nghẽn m ch, xác định vị trí vƠ dung lượng bù của thiết bị TCSC trên hệ thống nhằm điều khiển tối ưu dòng công suất để giảm sản xuất điện năng dẫn đến cực tiểu chi phí Đó chính lƠ những vấn đề cần giải quyết trong nội dung nghiên c u nƠy

2.7.3 Đ ăxuấtăsửădụngămặtăcắtăt iăthiểu

2.7.3.1 Gi i thi u

Thông thường, nhƠ quản lý, nhƠ v n hƠnh hay nhƠ quy ho ch đều xác định được hệ thống điện quá tải vị trí nƠo trong truyền tải từ nguồn phát đến nơi tiêu thụ Đơy cũng lƠ thông tin rất quan tr ng trong việc truyền tải để đưa ra quyết định tiếp tục v n hƠnh hay quy ho ch l i hệ thống điện

Hình 2.16: Mối quan hệ giữa nguồn vƠ tải

Hệ thống điện thông thường m rộng ra theo thời gian như sự gia tăng thêm phụ tải vƠ nơng cấp máy phát hay tăng thêm máy phát điện vƠo lư i điện Do đó, việc truyền tải của đường dơy thì không được nơng cấp phù hợp v i nguồn vƠ tải trong hệ thống điện cho nên quá tải tr ng thái tƿnh vƠ các vấn đề ổn định quá độ, như gi i h n ổn định không cao Từ đó, các gi i h n tr ng thái tƿnh vƠ tr ng thái động ta có như:

Phơn phối (Tiêu thụ)

Sự nghẽn m ch thường xảy ra

Những gi i h n ổn định trên được định nghƿa lƠ công suất điện l n nhất để được truyền tải trên lư i điện mƠ không gơy ra nguy hiểm cho các đường dơy truyền tải Do đó, trong hệ thống điện có công suất gi i h n nên không thể có được dòng công suất vô h n truyền từ nhƠ máy điện đến nơi tiêu thụ điện mƠ ch có giá trị cực

đ i nƠo đó Để xác định dòng công suất cực đ i nƠy, công cụ sử dụng lƠ lý thuyết về

mặt cắt tối thiểu vƠ dòng công suất cực đ i ( Maxium flow – minimum cut set)