Phân tích, đề xuất giải pháp quản lý tắc nghẽn của hệ thống truyền tải trong thị trường điện việt nam

Đề tài tiến hành tìm hiểu ảnh hưởng của tắc nghẽn của hệ thống truyền tải đến hoạt động của thị trường điện, giá điện tại các nút trong hệ thống truyền tải.. Ứng dụng phần mềm PowerWorld

-

NGUYỄN ANH TUẤN

PHÂN TÍCH, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP QUẢN LÝ TẮC NGHẼN CỦA HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI TRONG

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - 2018

-

NGUYỄN ANH TUẤN

PHÂN TÍCH, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP QUẢN LÝ TẮC NGHẼN CỦA HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI TRONG THỊ

TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN TẤN VINH

Đà Nẵng - Năm 2018

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả tính toán nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Nguyễn Anh Tuấn

Học viên: Nguyễn Anh Tuấn Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60 52 02 02 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Thị trường phát điện cạnh tranh sau khi vận hành đã đạt được các kết

quả tích cực Ðồng thời, việc vận hành thị truờng điện đã tăng tính minh bạch, công bằng trong việc huy động các nguồn điện Thông qua cơ chế chào giá cạnh tranh, các đơn vị phát điện đã chủ động nâng cao hiệu quả cạnh tranh và giảm chi phí phát điện của các nhà máy

Tuy nhiên, việc truyền tải công suất trong hệ thống truyền tải, xuất hiện hiện tượng nghẽn mạch đường dây truyền tải trong các chu kỳ cao điểm làm ảnh hưởng rất lớn đến kết quả vận hành thị truờng Đề tài tiến hành tìm hiểu ảnh hưởng của tắc nghẽn của hệ thống truyền tải đến hoạt động của thị trường điện, giá điện tại các nút trong hệ thống truyền tải Tính toán giá biên điểm nút (LMP), giá biên vùng Từ đó phân tích, đề xuất giải pháp quản lý tắc nghẽn của hệ thống truyền tải Ứng dụng phần mềm PowerWorld Simulator để tính toán phân bố công suất tối ưu và tính toán LMP trong lưới truyền tải điện Việt Nam và đề ra giải 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, ổn định và tiết kiệm

Summary - The competitive power market after the operation has achieved positive

results At the same time, the operation of the power market has increased transparency and equity in mobilizing electricity Through the competitive bidding mechanism, power generation units have been active in enhancing their competitiveness and reducing the cost of power generation

However, the transmission of power in the transmission system, the phenomenon of transmission line congestion in the peak cycle, affecting the results

of market operations The study investigated the effect of congestion of the transmission system on the operation of the electricity market, the price of electricity at the nodes in the transmission system Locational Marginal Pricing (LMP), regional pricing From that analysis, proposed congestion management solution of the transmission system Applying PowerWorld Simulator software to calculate the optimal power distribution and LMP in power transmission network in Vietnam and propose the solution to adjust the transmit power combined with cutting load to solve the bottlenecks will help Market operators are planning capacity to ensure safe, stable and economical operating systems

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục tiêu nghiên cứu của đề tài 2

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Đặt tên Đề tài 2

6 Bố cục luận văn 2

CHƯƠNG 1 PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA TẮC NGHẼN TRONG HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐẾN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 3

1.1 Tổng quan về thị trường Điện 3

1.1.1 Khái niệm chung về thị trường điện 3

1.1.2 Các mô hình tổ chức kinh doanh điện năng: 5

1.1.3 Tình hình phát triển của thị trường điện Việt Nam: 8

1.1.4 Sơ lược Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam: 10

1.2 Ảnh hưởng của tắc nghẽn truyền tải công suất trong thị trường điện 12

1.2.1 Giới thiệu chung về tắc ngẽn 12

1.2.2 Phân tích ảnh hưởng của tắc nghẽn truyền tải công suất trong thị trường điện 13

1.3 Tổng quan về phương pháp điều độ tối ưu 16

1.3.1 Phương pháp giải bài toán tối ưu với các điều kiện ràng buộc đẳng thức và bất đẳng thức 16

1.3.2 Công thức bài toán điều độ tối ưu 18

1.3.3 Mạng lưới có ràng buộc về giới hạn công suất truyền tải 19

1.3.4 Phương pháp dòng chảy công suất một chiều 22

1.4 Một số phương pháp quản lý tắc nghẽn 24

1.4.1 Quản lý theo độ nhạy (giải tỏa đường dây truyền tải nhạy cảm dựa trên giảm tải) 24

1.4.2 Hỗ trợ công suất phản kháng (VAR) giảm tắc nghẽn 25

1.4.3 Phương pháp quản lý tải kinh tế nhằm giảm tắc nghẽn: 25

1.5 Ứng dụng giá biên điểm nút trong quản lý tắc nghẽn 26

1.6 Kết luận 26

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN GIÁ BIÊN ĐIỂM NÚT (LMP) 28

2.1 Mở đầu 28

2.2 Giá biên điểm nút (LMP) 28

2.2.1 Lý thuyết kinh tế cơ bản về LMP 28

2.2.2 Đặc tính giá biên điểm nút (LMP) 34

36

2.3.2 Phương pháp xác định giá biên điểm nút trong hệ thống có xét tổn thất và ràng buộc 41

2.3.3.Tính toán chi phí tắc nghẽn truyền tải 43

2.3.4.Tác động của chi phí tắc nghẽn trong thị trường điện 45

2.4 Kết luận 46

CHƯƠNG 3 CÁC GIẢI PHÁP QUẢN LÝ TẮC NGHẼN 47

3.1 Mở đầu 47

3.2 Sự tắc nghẽn hệ thống truyền tải 47

3.3 Giảm tắc nghẽn hệ thống 47

3.3.1 Phương pháp ngắn hạn 48

3.3.2 Phương pháp dài hạn 49

3.3.3 Hệ thống dựa vào cạnh tranh 49

3.3.4 Phương pháp sử dụng công cụ giá để quản lý tắc nghẽn 50

3.4 Giải pháp quản lý tải kinh tế 50

3.4.1 Chỉ số nhạy cảm 51

3.4.2 Chỉ số LMP 51

3.4.3 Chỉ số cắt bớt tải khách hàng 51

3.5 Giải pháp tài chính 52

3.5.1 Quyền lực thị trường 52

3.5.2 Hợp đồng sai khác CfD 53

3.5.3 Quyền truyền tải tài chính FTR (Financial Transmission Rights) 54

3.6 Kết luận 56

CHƯƠNG 4 ỨNG DỤNG GIÁ BIÊN ĐIỂM NÚT ĐỂ QUẢN LÝ TẮC NGHẼN CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 57

4.1 Mở đầu 57

4.2 Vận hành thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam 57

4.3 Cơ sở đề xuất xây dựng giá điện theo vùng 59

4.3.1 Phân chia vùng giá điện trong thị trường điện Việt Nam 59

4.3.2 Hệ thống lưới điện Việt Nam 60

4.4 Sự tác động ràng buộc truyền tải đối với giá biên tại các nút trên hệ thống điện Việt Nam 61

4.4.1 Giới thiệu chương trình Power world 61

4.4.2 Tính toán giá biên tại các nút trong thị trường điện 7 nút không xét tổn thất 61

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 70 TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (Bản sao)

Ao : Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc Gia

AC : Điện xoay chiều (Alternating Curent)

DISCO : Công ty phân phối (Distribution Company)

EECP : Kế hoạch cắt giảm điện khẩn cấp (The Emergency Electric

Curtailment Plan) ERAV : Cục Điều tiết Điện lực (Electricity Regulatory Authority of

Vietnam) EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Electricity of Việt Nam)

FACTS : Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (Flexible AC

Transmission System) GENCO : Công ty phát điện (Generation Company)

IEEE : Hội kỹ sư điện và điện tử (Institute of Electrical and Electronics

Engineers) IPP : Nhà máy điện độc lập (Independent Power Plant)

ISO : Cơ quan điều hành hệ thống điện độc lập (The Independent

System Operator) ITC : Công ty truyền tải độc lập (The Independent Transmission Company) LMP : Giá biên điểm nút (Locational Marginal Price)

MO : Cơ quan vận hành thị trường (Market Operator)

OPF : Dòng năng lượng tối ưu (Optimal Power flow)

PJM : Liên minh Pennsylvania-New Jersey-Maryland

PTDFs : Quản lý phân phối năng lượng (Power Transfer Distribution Factors) TLR : Giải tỏa đường dây truyền tải (Transmission Line Relief)

TRANSCO : Công ty truyền tải

TCR : Kháng điện điều khiển bằng thyristor (Thyristor Controlled Reactor) TCSC : Thiết bị bù dọc điều khiển bằng thyristor (Thyristor Controlled

Series Capacitor)

Số hiệu

4.2 Giá biên tại các nút trong hệ thống khi không có ràng buộc giới

4.3 Giá biên tại các nút trong hệ thống khi quản lý tắc nghẽn 64 4.4 Giá biên tại các nút khi khuyến cáo giảm tải để giảm giá biên điểm

4.7 Giá biên tại các nút trong hệ thống đường dây 500kV khi huy động

4.8 Giá biên tại các nút trong hệ thống đường dây 500kV điều tiết

Số hiệu

1.1 Mô hình độc quyền của thị trường điện (theo Hunt và Shuttleworth

1.2 Mô hình đại lý mua điện của thị trường theo (Hunt và Shuttleworth

1966) (a) phiên bản kết hợp; (b) phiên bản không kết hợp 6 1.3 Mô hình cạnh tranh bán buôn của thị trường (theo Hunt và

1.9 Đồ thị miêu tả sự phối hợp của thị trường điện A và B trong cùng

1.10 Đồ thị miêu tả tác động nghẽn mạch trên thị trường điện 16 1.11 Một đoạn của mạng lưới thị trường địa phương 18

2.12 Trào lưu công suất do máy phát 1 phát ΔPg1 37 2.13 Trào lưu công suất do máy phát 3 phát ΔPg3 38

2.16 Sơ đồ hệ thống có xét đến tổn thất và ràng buộc 41

2.18 Công suất máy phát phát lên các nhánh 44 2.19 Công suất huy động phụ tải lên các nhánh 45 4.1 Mô hình khái quát thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam 59

về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh” Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định

số 26/2006/QÐ-TTg ngày 26 tháng 1 năm 2006 (nay đã đuợc thay thế bằng Quyết định

số 63/2013/QÐ-TTg ngày 8 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ) quy định

về lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị truờng điện lực Việt Nam Theo đó, thị trường điện lực tại Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 03 cấp độ: i) Thị trường phát điện cạnh tranh (dự kiến vận hành đến năm 2014); ii) Thị trường bán buôn cạnh tranh (từ năm 2015 đến năm 2021); và iii) Thị truờng bán lẻ điện cạnh tranh (từ năm 2021)

Thị trường phát điện cạnh tranh sau khi vận hành đã đạt được các kết quả tích cực: Hệ thống điện đã đuợc vận hành an toàn tin cậy, không có sự cố có nguyên nhân

từ việc vận hành thị trường điện, đảm bảo cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia Ðồng thời, việc vận hành thị truờng điện đã tăng tính minh bạch, công bằng trong việc huy động các nguồn điện Thông qua cơ chế chào giá cạnh tranh, các đơn vị phát điện

đã chủ động nâng cao hiệu quả cạnh tranh và giảm chi phí phát điện của các nhà máy Tuy nhiên, việc truyền tải công suất trong hệ thống truyền tải, xuất hiện hiện tượng nghẽn mạch đường dây truyền tải trong các chu kỳ cao điểm làm ảnh hưởng rất lớn đến kết quả vận hành thị truờng Ðây là những vần đề còn tồn tại, cần đặc biệt lưu tâm để giải quyết trong thời gian tới, đặc biệt khi Việt Nam đang chuyển sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Sự tắc nghẽn ở lưới truyền tải có thể được giải quyết bằng sự hợp nhất những ràng buộc khả năng tải đường dây trong việc điều độ và quá trình lập kế hoạch, bao gồm việc điều độ lại công suất phát hoặc cắt bớt phụ tải hoặc thực hiện một số biện pháp kỹ thuật khác Cho nên việc nghiên cứu, phân tích, đề xuất các giải pháp quản lý

sự tắc nghẽn của hệ thống truyền tải trong thị trường điện và nhất là ở các mô hình thị trường điện khác nhau là thật sự cần thiết, có ý nghĩa lý luận và thực tiễn cao đối với ngành điện Việt Nam hiện nay

2 Mục tiêu nghiên cứu của đề tài

Tìm hiểu quá trình phát triển của thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam, các mô hình thị trường và phương pháp tổ chức hoạt động của thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam Nghiên cứu ảnh hưởng của tắc nghẽn của hệ thống truyền tải đến hoạt động của thị trường điện Tính toán giá biên điểm nút (LMP), giá biên vùng Từ đó phân tích, đề xuất giải pháp quản lý tắc nghẽn của hệ thống truyền tải và ứng dụng vào thị trường điện Việt Nam

3 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu

3.1 Đối tượng nghiên cứu

- Mô hình thị trường điện phát điện cạnh tranh tại Việt Nam

- Ảnh hưởng của tắc nghẽn trong lưới truyền tải đến thị trường điện cạnh tranh

- Các giải pháp quản lý tắc nghẽn của hệ thống truyền tải trong thị trường điện cạnh tranh

3.2 Phạm vi nghiên cứu:

Nghiên cứu các mô hình thị trường điện khác nhau và ảnh hưởng của tắc nghẽn trong hệ thống truyền tải đến vận hành thị trường điện Phương pháp tính toán giá biên điểm nút và ứng dụng tính toán cho hệ thống điện truyền tải Việt Nam

4 Phương pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu lý thuyết kết hợp với thực tiễn

- Nghiên cứu bài toán phân bố công suất tối ưu để tính toán điều độ tối ưu lưới truyền tải trong thị trường điện

- Sử dụng phương pháp Lagrange để tính toán LMP

- Sử dụng các phần mềm PSS/E; PowerWorld Simulator để tính toán phân bố công suất tối ưu và LMP

5 Đặt tên Đề tài

Căn cứ vào mục đích và nội dung nghiên cứu, chọ tên đề tài:

“Phân tích, đề xuất giải pháp quản lý tắc nghẽn cuả hệ thống truyền tải trong thị trường điện Việt Nam”

6 Bố cục luận văn

Mở đầu

Chương 1: Phân tích ảnh hưởng của tắc nghẽn trong truyền tải điện đến thị trường điện cạnh tranh

Chương 2: Tính toán giá biên điểm nút và giá biên vùng

Chương 3: Các giải pháp quản lý tắc nghẽn

Chương 4: Ứng dụng trong thị trường điện Việt Nam

Kết luận và kiến nghị

CHƯƠNG 1 PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA TẮC NGHẼN TRONG HỆ

THỐNG TRUYỀN TẢI ĐẾN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

1.1 Tổng quan về thị trường Điện

1.1.1 Khái niệm chung về thị trường điện

Thị trường điện có thể được định nghĩa như sau: “Một thị trường điện là một hệ

thống để mua và bán điện, trong đó giá được quyết định bởi yếu tố cung cầu” Bỏ bao

cấp là quá trình khi Chính phủ bãi bỏ những hạn chế về buôn bán và động viên các cá nhân tham gia để thị trường hoạt động có hiệu quả hơn Trước đây, công nghiệp sản xuất điện được hợp nhất, có nghĩa là một cơ quan theo dõi và điều khiển tất cả các hoạt động của phát điện, truyền tải và phân phối Khoảng một thập niên trước, công nghiệp sản xuất điện đã trải qua một quá trình sắp xếp lại cơ cấu, đặc biệt là việc tách hoạt động truyền tải độc lập Bỏ bao cấp được tiến hành làm tăng sự cạnh tranh thị trường năng lượng và giảm chi phí giá thành

Điện năng đã thực sự trở thành hàng hoá và kinh doanh trên một thị trường "phi điều tiết" (deregulated market) hay thị trường điện cạnh tranh Tuy nhiên điện không phải là một loại hàng hoá đơn giản và các thị trường điện rất phức tạp so với thị trường đối với các sản phẩm khác

Việc xây dựng thị trường điện cạnh tranh sẽ tạo ra một cơ chế cạnh tranh trong các hoạt động sản xuất và kinh doanh điện, góp phần nâng cao hiệu quả hoạt động của các công ty điện lực Các công ty điện lực cần phải tìm cách giảm chi phí trong sản xuất nhằm giảm giá bán điện, tính toán kỹ lưỡng khi quyết định đầu tư để mang lại hiệu quả tối đa về kinh tế-kỹ thuật, tiết kiệm trong chi tiêu, áp dụng các tiến bộ mới của khoa học công nghệ nhằm nâng cao năng suất lao động Thị trường điện cạnh tranh sẽ hạn chế sự can thiệp và điều tiết của các cơ quan chính phủ, tăng quyền tự quyết của các doanh nghiệp ngành điện, thu hút nhiều hình thức đầu tư vào thị trường Các đặc điểm cơ bản của thị trường điện cạnh tranh là:

− Là nơi tập hợp tất cả các người mua, người bán được tự do cạnh tranh trong việc mua bán điện năng

− Các thành viên trong thị trường đều bình đẳng với nhau trong việc mua bán điện

− Có các tổ chức để dàn xếp các mâu thuẫn giữa các thành viên trong thị trường

− Có các thành viên mà hoạt động của họ là để đảm bảo tính ổn định, an toàn của

hệ thống điện

− Giá trong thị trường được thiết lập thông qua các thỏa thuận giữa các thành viên trong thị trường

Xây dựng thị trường điện là xây dựng tính cạnh tranh hệ thống phát điện, hệ thống truyền tải, hệ thống phân phối và xây dựng hệ thống thông tin phản hồi từ khách hàng để phản ánh giá điện của thị trường và nhu cầu của phụ tải, thực hiện việc tiếp thị trong thị trường Trong thị trường điện, bên cạnh các yếu tố kỹ thuật (sự ổn định về điện áp, tần số ), các yếu tố về kinh tế (các nguyên tắc trong hoạt động, các yếu tố về giá) cũng ảnh hưởng đến hoạt động của thị trường Vì vậy một thị trường điện muốn hoạt động tốt phải đảm bảo hai yếu tố:

dự báo về giá bán điện trong một khoảng thời gian hoạt động dài trong tương lai Khách hàng có thể thay đổi nhà cung cấp nếu giá điện của nhà cung cấp này vượt quá giá vận hành trên thị trường Điều kiện này buộc các nhà cung cấp khi đưa ra giá điện phải dựa vào chi phí hoạt động chứ không phải một điều kiện nào khác,

từ đó yêu cầu giá điện trong thị trường phải giống nhau đối với từng nhóm khách hàng giống nhau

Trong thị trường điện, số lượng nhà cung cấp ảnh hưởng trực tiếp đến thị trường Nếu một thị trường có nhiều nhà cung cấp và khách hàng sẽ làm giảm tính tập trung của thị trường, nâng cao tính cạnh tranh, hạn chế tầm ảnh hưởng của một số nhà máy điện Nếu một thị trường có ít nhà cung cấp sẽ dẫn đến hạn chế quá trình cạnh tranh,

dễ xảy ra tình trạng các nhà cung cấp dùng sức mạnh của mình để khống chế thị trường

Trong thị trường điện, chi phí sàn được xác định theo chi phí thật sự trong sản xuất điện năng Giá trên thị trường được đặt theo chi phí sàn là một yếu tố quan trọng không chỉ ảnh hưởng đến sự cạnh tranh trong thị trường mà còn có thể giúp các nhà quản lý kiểm soát hoạt động của thị trường và đánh giá cơ hội đầu tư trong tương lai Việc đặt giá theo chi phí sàn phải đảm bảo không phụ thuộc vào lợi ích của cá nhân nào trong thị trường

1.1.2 Các mô hình tổ chức kinh doanh điện năng:

Cùng với những tiến bộ của khoa học kỹ thuật và quản lý, kết hợp với sự phát triển của một số học thuyết kinh tế mới đã tạo điều kiện để nhiều công ty điện lực nghiên cứu xây dựng, phát triển các mô hình kinh doanh mới thay thế cho mô hình truyền thống trước đây như mô hình truyền tải hộ, mô hình thị trường phát điện cạnh tranh, mô hình TTĐ cạnh tranh bán buôn và bán lẻ, Tuy nhiên, nhìn từ góc độ cạnh tranh của thị trường có thể phân chia thành bốn loại mô hình thị trường điện cơ bản đang được áp dụng tại các nước trên thế giới hiện nay như sau:

• Mô hình Thị trường điện độc quyền:

Là mô hình chỉ có một công ty nắm giữ toàn bộ các khâu của quá trình sản xuất kinh doanh điện năng từ sản xuất, truyền tải đến phân phối cho khách hàng tiêu thụ

Mô hình này được trình bày trên Hình 1.1, tương ứng với công ty độc quyền truyền thống Mô hình phụ (a) tương ứng với trường hợp mà công ty kết hợp cả phát, truyền tải và phân phối điện Trong mô hình (b), phát và truyền tải điện được quản lý bởi một công ty, công ty này bán điện cho các công ty phân phối độc quyền địa phương Mô hình này không cản trở việc mua bán điện song phương giữa các công ty hoạt động trong các khu vực địa lý khác nhau Như minh hoạ trên Hình 1.1, các hoạt động mua bán này diễn ra ở mức thị trường bán buôn

Hình 1.1 Mô hình độc quyền của thị trường điện (theo Hunt và Shuttleworth 1966)

Trong mô hình phụ (a) công ty liên kết hoàn toàn theo hàng dọc, trong khi đó trong mô hình (b) phần phân phối được quản lý bởi một hay nhiều công ty riêng biệt

Phát điện

Bán buôn Truyền tải

Cty phân phối

Phát điện

Bán buôn Truyền tải

Cty phân phối

(a) (b)

Điện năng nội bộ công ty Điện năng mua bán

• Mô hình Thị trường điện cạnh tranh phát điện nhưng chỉ có một đại lý mua buôn:

Là cấp độ đầu tiên của thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam Trong giai đoạn này, chỉ có cạnh tranh trong khâu phát điện, chưa có cạnh tranh trong khâu bán buôn

và bán lẻ điện Khách hàng sử dụng điện chưa có cơ hội lựa chọn đơn vị bán điện cho mình Các đơn vị phát điện sẽ cạnh tranh bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất (Công ty mua bán điện trực thuộc EVN ) trên thị trường giao ngay và qua hợp đồng mua bán điện dài hạn Cục Điều tiết Điện lực quy định hàng năm tỷ lệ sản lượng điện năng mua bán qua hợp đồng và điện năng giao dịch trên thị trường giao ngay

Mô hình này được mô tả Hình 1.2 Với hình 1.2 (a) Công ty hợp nhất không còn

sở hữu tất cả khả năng phát điện nữa Các nhà sản xuất độc lập (IPP) được nối vào lưới điện và bán điện cho các công ty hoạt động như một đại lý mua điện Hình 1.2(b) là sự phát triển tiếp theo của mô hình này ở những nơi mà các công ty này không còn sở hữu bất kỳ khả năng phát điện nào nữa và tất cả điện của công ty được mua từ các IPP Các hoạt động phân phối và bán lẻ cũng không còn hợp nhất với nhau Và các công ty phân phối mua điện cho các khách hàng của mình từ các đại lý mua điện của thị trường bán buôn Giá cả thiết lập bởi các đại lý mua điện phải được điều tiết bởi vì có sức mạnh độc quyền của các công ty phân phối và sức mạnh độc quyền đối với các IPP

Hình 1.2 Mô hình đại lý mua điện của thị trường theo (Hunt và Shuttleworth 1966)

(a) phiên bản kết hợp; (b) phiên bản không kết hợp

• Mô hình Thị trường cạnh tranh bán buôn:

Trong mô hình này, được trình bày trên hình 1.3, không có một tổ chức trung tâm nào chịu trách nhiệm trong việc cung cấp điện năng Thay vào đó, các công ty phân phối mua điện cho người tiêu thụ trực tiếp trên thị trường bán buôn Các giao dịch này diển ra trong một thị trường điện bán buôn Các khách hàng lớn thường được phép mua điện trực tiếp trên thị trường bán buôn Thị trường bán buôn này có thể xem như

là một hình thức của các giao dịch chung hoặc của các giao dịch song phương Ở mức bán buôn, chỉ còn những chức năng vẫn còn chịu sự kiểm soát tập trung đó là sự vận

hành của thị trường giao ngay và sự vận hành của lưới điện truyền tải Ở mức bán lẻ,

hệ thống vẫn chịu sự kiểm soát tập trung bởi vì mỗi công ty phân phối không chỉ vận hành lưới phân phối mà còn mua điện với tư cách là khách hàng trong vùng phục vụ

Hình 1.3 Mô hình cạnh tranh bán buôn của thị trường (theo Hunt và Shuttleworth

1966)

Mô hình này tạo ra nhiều sự cạnh tranh đáng kể đối với các công ty phát điện bởi

vì giá bán buôn được quyết định bởi sự tác động qua lại của cung và cầu Mặt khác, giá bán lẻ điện năng vẫn phải điều tiết vì các khách hàng nhỏ không thể chọn lựa một nhà cung cấp cạnh tranh khi họ cảm thấy giá quá cao Điều này bỏ mặc cho các công

ty phân phối phải chịu sự gia tăng mạnh và đột ngột của giá bán buôn điện năng

• Mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh:

Sự cạnh tranh diễn ra ở cả 3 khâu: phát điện, bán buôn và bán lẻ điện Khách hàng trên cả nước được lựa chọn đơn vị bán điện cho mình (đơn vị bán lẻ điện) hoặc mua điện trực tiếp từ thị trường Các đơn vị bán lẻ điện cũng cạnh tranh mua điện từ các đơn vị bán buôn, các đơn vị phát điện hoặc từ thị trường để bán lẻ cho khách hàng

thể chọn các nhà cung cấp của họ Do phí tổn giao dịch, nên chỉ có các khách hàng lớn nhất chọn mua điện năng trực tiếp trên thị trường bán buôn Hầu hết các khách hàng nhỏ và trung bình mua điện từ các công ty bán lẻ là các người mua điện từ thị trường bán buôn Trong mô hình này, các hoạt động "kết dây" của các công ty phân phối được tách khỏi các hoạt động bán lẻ của họ bởi vì các công ty này không còn độc quyền cục

bộ nữa trong việc cung cấp điện trong khu vực bao bọc bởi lưới điện của họ Trong mô hình này chỉ có những chức năng độc quyền vẫn còn duy trì đó là sự cung cấp và vận hành lưới truyền tải và phân phối

Một khi các thị trường đủ sức cạnh tranh được thiết lập, thì giá bán lẻ không bắt buộc phải được điều tiết bởi vì các khách hàng nhỏ có thể thay đổi các công ty bán lẻ khi các công ty này đưa ra một mức giá tốt hơn Như chúng ta sẽ thấy trong chương 2, theo viễn cảnh kinh tế, mô hình này là thoả mãn nhất bởi vì giá điện được thiết lập thông qua các tác động thị trường Tuy nhiên, việc thực hiện mô hình này cần một khối lượng đáng kể về đo đạc, thông tin liên lạc và xử lý dữ liệu

Hình 1.4 Mô hình cạnh tranh bán lẻ của thị trường (theo Hunt và Shuttleworth 1966)

Chi phí cho các lưới điện truyền tải và phân phối vẫn được tính vào cho tất cả người dùng điện Điều này được thực hiện trên cơ sở điều tiết bởi vì các lưới điện này vẫn còn độc quyền

1.1.3 Tình hình phát triển của thị trường điện Việt Nam:

Với xu thế hội nhập kinh tế toàn cầu đòi hỏi nước ta phải phát triển một thị trường điện cạnh tranh công khai, bình đẳng có sự điều tiết của nhà nước để nâng cao

CT phát

Điện năng mua bán

hiệu quả hoạt động điện lực, thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia hoạt động phát

điện, buôn bán điện và tư vấn chuyên ngành điện Theo số liệu dự báo nhu cầu điện:

▪ 2020: 247-300 tỷ Kwh, Pmax ~ 41.000-50.000MW

▪ Nhu cầu vốn đầu tư giai đoạn đến 2010 và 2011-2020:

▪ Nhu cầu vốn đầu tư 2011-2020 là 39 tỷ USD

▪ Nhu cầu vốn đầu tư trung bình lên tới trên 3 tỷ USD/năm

Nhu cầu vốn đầu tư trên là một áp lực lớn cho Chính phủ, vì vậy để thu hút các nguồn vốn đầu tư thì việc tạo ra thị trường điện cạnh tranh là tất yếu, đòi hỏi nội tại của ngành điện, là lợi ích chung của quốc gia và phù hợp với xu thế thế giới Nhận thấy việc hình thành một thị trường điện cạnh tranh như các thị trường hàng hóa khác

là điều không thể tránh khỏi Chính phủ, Bộ Công nghiệp (nay là Bộ Công thương) và Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã có các bước đi đúng đắn và cụ thể hóa bằng các văn bản, nghị định sau:

− Nghị quyết Trung ương 3 và nghị quyết Trung ương 9 của Ban Chấp hành Trung ương Đảng về sắp xếp, đổi mới, phát triển, nâng cao hiệu quả của các DNNN

− Kết luận của Bộ chính trị về chiến lược phát triển ngành Điện lực Việt Nam tại văn bản số 26-KL/TW ngày 24/10/2003 đã nêu rõ về chiến lược phát triển ngành điện:

“Từng bước hình thành thị trường điện cạnh tranh trong nước, đa dạng hóa phương thức đầu tư và kinh doanh điện, khuyến khích nhiều thành phần tham gia, không biến độc quyền nhà nước thành độc quền doanh nghiệp Nhà nước chỉ nắm những khâu truyền tải điện và vận hành các nhà máy thủy điện lớn, các nhà máy điện nguyên tử.”

− Ngày 1/7/2005, Luật Điện lực bắt đầu có hiệu lực đã tạo tiền đề cho việc phát triển một thị trường điện tại Việt Nam

− Ngày 26/1/2006, Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định 26/2006/ QĐ-TTG phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam Trong đó thị trường điện lực tại Việt Nam được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ:

+ Cấp độ 1 (2005-2014): thị trường phát điện cạnh tranh

+ Cấp độ 2 (2015-2022): thị trường bán buôn điện cạnh tranh

+ Cấp độ 3 (từ sau 2022): thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

− Ngày 29/12/2006, quy định thị trường điện cạnh tranh thí điểm được Bộ Công nghiệp phê duyệt đã tạo khung pháp lý cho các hoạt động thị trường điện trong những bước đầu tiên

− Ngày 3/1/2007, theo đúng quyết định 26/2006/ QĐ-TTG của Thủ tướng Chính phủ, thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm nội bộ EVN đã đi vào hoạt động với các

công việc cơ bản của một thị trường điện như:

+ Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh giữa các nhà máy điện thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) để thí điểm cạnh tranh trong khâu phát điện theo

mô hình một đơn vị mua duy nhất

+ Các công ty phát điện độc lập (IPP) không thuộc sở hữu của EVN tiếp tục bán điện cho EVN theo các hợp đồng mua bán điện dài hạn (PAA) đã được ký kết

− Bộ Công nghiệp ban hành các quy định điều tiết các hoạt động của thị trường

và hướng dẫn thực hiện

− Ngày 5/4/2007, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ban hành Quy định lập lịch huy động và điều độ thời gian thực, trong đó công khai các trình tự, thủ tục trong việc huy động các nhà máy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm

− Quyết định số 63/2013/QÐ-TTg ngày 8 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ) quy định về lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị truờng điện lực Việt Nam Theo đó, thị trường điện lực tại Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 03 cấp độ: i) Thị trường phát điện cạnh tranh (dự kiến vận hành đến năm 2014); ii) Thị trường bán buôn cạnh tranh (từ năm 2015 đến năm 2021); và iii) Thị truờng bán lẻ điện cạnh tranh (từ năm 2021)

1.1.4 Sơ lược Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam:

1.1.4.1 Sơ lược về thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam:

Thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam (VCGM) - hiện đang áp dụng mô hình thị trường điện một người mua - là một thị trường điều độ tập trung chào giá ngày tới theo chi phí (các bảng chào giá có thể được hiệu chỉnh sau khi đóng cửa thị trường nếu

có các yêu cầu về mặt kỹ thuật)

Trong thị trường, tất cả các đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy có công suất từ 30MW trở lên nối trực tiếp vào lưới truyền tải hoặc nối vào lưới phân phối sẽ phải tham gia thị trường phát điện cạnh tranh VCGM (trừ các nhà máy điện gió, điện địa nhiệt)

Trước ngày giao dịch thị trường, các bảng chào giá cho 24 giờ tiếp theo của các

tổ máy tham gia VCGM phải được gửi đến đơn vị vận hành hệ thống và thị trường (SMO), hiện nay được giao cho Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) Dựa vào yêu cầu vận hành, A0 sẽ lập phương thức vận hành cho ngày tới Vào ngày giao dịch thị trường, A0 sẽ lập phương thức vận hành giờ tới bằng phương pháp tối ưu hóa chi phí có ràng buộc an ninh hệ thống làm cơ sở để phục vụ điều độ thời gian thực Giá điện trả cho các tổ máy tham gia thị trường gồm hai thành phần:

− Giá biên hệ thống (SMP) của điện năng trong một chu kỳ giao dịch được xác định sau khi vận hành và lấy giá bằng giá chào cao nhất trong tất cả các tổ máy được

huy động trong lịch huy động không có ràng buộc cho chu kỳ đó, bị giới hạn bởi giá trần SMP chung cho toàn thị trường

− Giá công suất (CAN) cho phần công suất trong một chu kỳ giao dịch, với giá CAN từng giờ được SMO xác định trong trình tự lập kế hoạch vận hành năm tới và lượng công suất từng giờ được xác định trong lịch huy động không ràng buộc giống như việc xác định SMP cho chu kỳ đó, cộng thêm một lượng dự phòng CAN được trả cho những giờ hệ thống cần công suất nhất

1.1.4.2 Nguyên tắc hoạt động của VCGM:

Toàn bộ điện năng của đơn vị phát điện tham gia vào thị trường điện được chào bán cho đơn vị mua duy nhất trên thị trường (SB), hiện nay được giao cho Công ty Mua bán điện và lịch huy động các tổ máy được sắp xếp dựa trên các bản chào giá theo chi phí biến đổi

Điện năng mua bán được thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay của từng chu kỳ giao dịch thông qua hợp đồng sai khác Theo lộ trình phát triển thị trường điện, tỷ lệ giữa sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và giá thị trường giao ngay vào khoảng 90-95% cho năm đầu vận hành VCGM và giảm dần cho các năm tiếp theo nhưng không thấp hơn 60%

1.1.4.3 Các thành viên tham gia thị trường:

Hình 1.5 Các nhóm thành viên của VCGM

a Thành viên giao dịch trực tiếp

- Các nhà máy điện (đơn vị phát điện) có giấy phép hoạt động trong lĩnh vực phát điện và có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia (trừ các nhà máy điện BOT, nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác định được kế hoạch bán điện dài hạn) Các đơn vị phát điện này

sẽ chào giá trực tiếp vào VCGM theo các Quy định thị trường phát điện cạnh tranh

- Đơn vị mua buôn duy nhất (SB): Công ty Mua bán điện là đơn vị mua duy nhất của thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam và tất cả các đơn vị phát điện bắt buộc phải bán điện cho Công ty Mua bán điện thông qua hợp đồng

b Thành viên giao dịch gián tiếp:

- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP): là các nhà máy thủy điện do nhà nước sở hữu, ngoài mục tiêu phát điện còn đảm nhiệm các vai trò đặc biệt khác Các nhà máy này sẽ ký kết các hợp đồng đặc biệt với Công ty mua bán điện, trong khi điện năng phát ra sẽ được Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia công

bố bằng cách sử dụng giá trị nước được tính toán từ mô hình

- Các nhà máy điện BOT: là các nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền Các nhà máy điện BOT không cần phải giao dịch trong thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam, mà Công ty Mua bán điện sẽ chào sản lượng phát cho BOT để thực hiện nghĩa vụ bao tiêu và tối ưu chi phí mua điện

- Các Công ty Điện lực (PC): Các Công ty Điện lực vận hành lưới điện phân phối

và cung cấp điện đến khách hàng, mua điện từ Công ty Mua bán điện và bán lại cho các khách hàng của mình trên cơ sở biểu giá điện quy định

- Các đơn vị nhập khẩu (Importers) và xuất khẩu điện (Exporters)

c Các đơn vị cung cấp dịch vụ: VCGM có ba nhà cung cấp dịch vụ, đó là:

- SMO - Cơ quan vận hành thị trường và hệ thống điện do Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia đảm nhận

- TNO - Cơ quan vận hành lưới điện truyền tải do Tổng Công ty truyền tải điện Quốc gia đảm nhận

- MDMSP - Đơn vị cung cấp dịch vụ quản lý và đo đếm điện năng

1.2 Ảnh hưởng của tắc nghẽn truyền tải công suất trong thị trường điện

1.2.1 Giới thiệu chung về tắc ngẽn

Tắc ngẽn là tình huống khi nhu cầu dung lượng công suất truyền tải vượt quá giới hạn cho phép của đường dây, vi phạm các giới hạn cho phép về nhiệt, ổn định điện áp, đáp ứng tiêu chí độ tin cậy N-1…,

Trong thị trường phi điều tiết, tắc nghẽn trong hệ thống truyền tải là một vấn

đề lớn và có thể dẫn đến biến động giá điện tại các nút khác nhau trong hệ thống Tắc nghẽn truyền tải xuất hiện khi đường dây không đủ khả năng truyền tải công suất đáp ứng nhu cầu tất cả các khách hàng Trong những điều kiện tắc nghẽn nặng

nề, tắc nghẽn truyền tải có thể được giảm bằng cách tiết giảm một phần những giao dịch

bị tắc nghẽn (Hình 1.7)

Sự tắc nghẽn trong hệ thống dẫn đến một sự thay đổi từ thị trường điểm cân bằng đơn đến thị trường tại nút cân bằng khác Sự tắc nghẽn làm thay đổi biểu đồ lập sẵn đối với yêu cầu cân bằng cung - cầu có thể dẫn đến cắt bớt công suất sản xuất hoặc tiêu thụ Ngoài ra, sự tắc nghẽn còn tác động làm tăng thêm chi phí kết nối chậm trễ của các nhà máy mới, làm giảm độ tin cậy của hệ thống và làm ô nhiễm môi trường từ những nhà máy cũ và ít hiệu quả mà phải vận hành chỉ vì mục đích đảm bảo độ tin cậy

1.2.2 Phân tích ảnh hưởng của tắc nghẽn truyền tải công suất trong thị trường điện

Để phân tích sự ảnh hưởng của tắc nghẽn lưới truyền tải đến thị trường điện, chúng ta xem bài toán đơn giản sau:

Giả thiết rằng hàm chi phí máy phát ở mỗi nút như sau:

Ở nút A hàm này được cho bởi

Hình 1.8 Mô hình lưới liên kết giữa hai nút

Khi thị trường điện hai nút vận hành độc lập, nguồn cung sẽ cung cấp cho tải tại chỗ thì giá lần lượt:

A =MCA=15+0,02x1400=43 [$/MWh] (1.3)

 =MCB=12+0,01x700 =19 [$/MWh] (1.4)

1.2.2.1 Truyền tải không ràng buộc

Khi thị trường điện của hai thị trường liên kết với nhau, đường dây liên kết giữa

2 vùng có khả năng truyền tải đến 2000MW, ta có phân bố công suất như sau:

PGB= 1500MW (1.13)

Công suất chạy trong lưới liên kết là:

PAB = PGB - PDB = PDA - PGA =800MW (1.15) Khi đó tổng chi phí sản xuất của hệ thống là:

C1 = Ax PGA + B x PGB =  (PGA +PGB) = 56.700 $/h (1.16)

Hình 1.9 Đồ thị miêu tả sự phối hợp của thị trường điện A và B trong cùng một thị

trường 1.2.2.2 Truyền tải có ràng buộc

Xét trường hợp đường dây có dung lượng truyền tải hạn chế ở mức 500MW thì phải giảm một lượng công suất truyền tải trên đường dây xuống là:

P = 800 - 500 = 300 MW Như vậy lúc này công suất phát của 2 máy phát A và B lần lượt là: PGA = 900MW, PGB = 1200MW

Dùng công thức (1.15) và (1.16) chúng ta tìm được:

A=MCA =15+0,02x900=33$/MWh (1.17)

B=MCB =12+0,01x1200=24$/MWh (1.18) Tổng chi phí sản xuất của hệ thống là:

C2 = B x PGB + A x PGA = 58.500 $/h (1.19) Phí tổn tắc nghẽn AB cho đường dây liên kết là:

Đồ thị cung cấp cho B

B =MC A

A =MC B

và chi phí tắc nghẽn:

CAB = 9 x 500 =4500 $/h

Hình 1.10 Đồ thị miêu tả tác động nghẽn mạch trên thị trường điện

1.3 Tổng quan về phương pháp điều độ tối ưu

Vấn đề đặt ra là vận hành công suất truyền tải giữa các thị trường sao cho vận hành hệ thống đem lại hiệu quả kinh tế cao Đây là bài toán tối ưu hoá chế độ vận hành

hệ thống sao cho cực tiểu hoá hàm chi phí tính toán cho sản xuất, chi phí truyền tải…, đồng thời đảm bảo độ tin cậy của hệ thống điện

1.3.1 Phương pháp giải bài toán tối ưu với các điều kiện ràng buộc đẳng thức

và bất đẳng thức

Trong những bài toán tối ưu, các biến số của hàm mục tiêu thường bị ràng buộc

do những điều kiện kỹ thuật khác nhau Các ràng buộc này được mô hình hoá dưới dạng các đẳng thức hay bất đẳng thức Để giải những bài toán tối ưu hoá có thể sử dụng nhiều phương pháp khác nhau như phương pháp thế, phương pháp Lagrange, phương pháp qui hoạch tuyến tính, phương pháp qui hoạch phi tuyến, phương pháp qui hoạch động … Sau đây, ta sẽ xét phương pháp Lagrange thường được dùng khi nghiên cứu bài toán tối ưu hoa phân phối công suất trong hệ thống điện

1.3.1.1 Phương pháp Lagrange

Bài toán tối ưu được phát biểu tổng quát dưới dạng toán học như sau:

Cần tìm nghiệm số X=(x1, x2, x3…) sao cho cực tiểu hàm mục tiêu:

Những ràng buộc đẳng thức được mô tả bởi phương trình gi(X), i   ( là tập hợp chỉ số của ràng buộc đẳng thức) Những ràng buộc bất đẳng thức được mô tả bởi bất đẳng thức hj(X), j  І (І là tập hợp chỉ số của các ràng buộc bất đẳng thức)





Các điều kiện từ (1.24) đến (1.27) gọi là các điều kiện Kuhn – Tucker

1.3.1.2 Hệ số nhân Lagrange trong các mô hình thị trường

Sự quan tâm đặc biệt cho một mô hình thị trường là hệ số nhân Lagrange λ đối với ràng buộc đẳng thức

f x

1.3.2 Công thức bài toán điều độ tối ưu

Ta xét một hệ thống gồm n thị trường điện địa phương như mô tả trên hình 2.1 Giả thiết rằng ở thị trường thứ i (i = 1, 2, … , n) tại thời điểm t đã biết được:

Gi P P

- Những ràng buộc về dòng công suất Pij từ thị trường i đến thị trường j

max min

Hình 1.11 Một đoạn của mạng lưới thị trường địa phương

Cân bằng công suất cho toàn bộ thị trường i là:

, 1 , 1

1

ij n

j i j ij n

i Dj n

* Hàm chi phí của máy phát:

Chi phí sản xuất một máy phát thường được xem gần đúng như hàm bậc hai của công suất phát:

2 1

Khi đó chi phí biên của máy phát là:

* Hàm lợi nhuận phụ tải:

Hàm chi phí của một phụ tải được cho bởi:

2 1

PDi là công suất phụ tải thứ i

Như vậy hàm mục tiêu của bài toán tối ưu trở thành:

Gi P P

max min

ij ij

ij P P

và cân bằng năng lượng của thị trường theo công thức (1.30)

1.3.3 Mạng lưới có ràng buộc về giới hạn công suất truyền tải

Xét trường hợp trong đó phụ tải và nguồn phát được kết nối ở các nút khác nhau trong lưới Chúng ta thấy rằng khả năng chịu nhiệt của đường dây và duy trì điều kiện

an toàn và ổn định hệ thống điện cũng tạo nên giới hạn lưu lượng công suất trên đường dây hoặc nhóm đường dây Chúng ta có sự ràng buộc về khả năng truyền tải như sau:

min max

ij ij

ij P P

1.3.3.1 Lưới không có tổn thất công suất

Xét trường hợp đường dây truyền tải có tổn thất không đáng kể, có thể bỏ qua Bài toán điều độ tối ưu được phát biểu như sau:

C t =C i( )P Gi −B j( )P Dj min

đồng thời thoả mãn các ràng buộc sau

- Cân bằng công suất tác dụng

i

G i P j P

1 1

(1.38)

- Các ràng buộc về công suất truyền tải trên đường dây truyền tải điện

max min

ij ij

ij P P

P   , j = 1, …, m

- Các ràng buộc về khả năng phát công suất của các máy phát điện

max min

Gi Gi

Gi P P

P   , i = 1, …, k;

Trong hầu hết thị trường năng lượng, nhu cầu phụ tải được giả thiết là hoàn toàn không nhạy cảm với giá và phụ tải cố định được xác định rõ tại mỗi nút Như vậy, lợi ích đổ dồn về cho hộ tiêu thụ là hằng số và không cần đưa vào xét trong sự tối ưu

Trong trường hợp này, hàm lợi nhuận xã hội trong bài toán trên trở thành tổng chi phí cung cấp điện Vấn đề ở đây là phải xác định công suất phát tối ưu cho mỗi máy sao cho đạt cực tiểu hàm chi phí

Bài toán tối ưu ở trên có thể giải được thông qua hàm Lagrange thành lập dựa vào hàm mục tiêu và các ràng buộc:

=

=

)(

Gi i n

j

n

i G D

G n

i

C

i j

Gi

ij i i i Gi

Gi i

P

P P

P C



+

=+



i(P ij − P ijmax)=0 với i ≥ 0 (1.41) Phương trình (1.41) cho thấy rằng giá điểm nút tại mỗi nút bị ảnh hưởng bởi ràng buộc trên đường dây Ảnh hưởng này phụ thuộc vào giá vô hình của ràng buộc (hệ số nhân Lagrange i ) và độ nhạy Pij /PGi

Kết hợp việc giải phương trình (1.40) và (1.32) Trung tâm vận hành hệ thống có thể đặt giá tại nút phát là Gi và điều độ số lượng công suất phát PGi như sau:

Gi

ij i i Gi

P

P



+

max max

Gi Gi

Gi i P

Trong điều kiện thị trường cạnh tranh hoàn hảo, giá trị truyền tải bị tắc nghẽn

0

được phản ánh bằng chi phí biên của truyền tải Dựa vào đó, giá biên vị trí trong phương trình (1.42) miêu tả giá trị biên của lợi nhuận thực tại nút đó Do đó điều độ công suất phát theo sự tối ưu như vậy có ý nghĩa về việc xác định khả năng truyền tải

bị giới hạn hơn là làm sinh lợi nhiều cho các nhà cung cấp

1.3.3.2 Lưới có tổn thất công suất

Trong mạng điện lớn, khoảng cách truyền tải dài và mật độ phụ tải thấp thì tổn thất truyền tải là một yếu tố quan trọng, ảnh hưởng trực tiếp đến phân bố công suất tối

ưu Thực tế tổn thất công suất truyền tải L có thể biểu diễn được dưới dạng toàn phương theo công suất phát

Dạng toàn phương đơn giản nhất:

j

i B P P L

1 1

(1.45) Công thức tổng quát để xác định công suất truyền tải L gọi là công thức tổn thất Kron có dạng:

1 0

1 1

B P B P

B P

n

i i n

i

j ij n

ij ij

ij P P

P   , j = 1, …, m

max min

Gi Gi

=

=

)(

Gi i n

j

n

i G D

G n

i

C

i j

i Gi

i

P

P P

L P

C



+





−

=+



i(P ij −P ijmax)=0 với i 0 (1.50) Kết hợp việc giải phương trình (1.48) và (1.32) Trung tâm vận hành hệ thống điều độ số lượng công suất phát PGi tương tự như công thức (1.43) với:

Gi

ij i Gi i

Gi

P

P P

L



+





Gi i

i Gi

Gi i

P

L P

P C

1.3.4 Phương pháp dòng chảy công suất một chiều

Thay vì sử dụng mô hình xoay chiều đầy đủ và chính xác, chúng ta có thể tiến hành thay thế sự tối ưu này dựa trên cơ sở mô hình tuyến tính hoá gọi là dòng chảy công suất một chiều Các phương trình dòng chảy công suất một chiều được chuyển đổi từ các phương trình dòng chảy công suất xoay chiều bằng cách thực hiện các giả thiết đơn giản như sau:

- Điện trở của mỗi nhánh là không đáng kể so với điện kháng

- Độ lớn điện áp tại mỗi nút bằng giá trị điện áp danh định

- Độ lệch góc điện áp qua mỗi nhánh đủ nhỏ cho phép xấp xỉ như sau:

cos(i - j)  1 sin(i - j)  i - j

Trong các giả thiết này, dòng chảy công suất phản kháng trong hệ thống không đáng kể và công suất tác dụng bơm vào liên quan đến góc điện áp điểm nút Dòng chảy công suất tác dụng giữa các nút i và j được cho bởi:

Chúng ta không phải đưa vào xem xét một ràng buộc đẳng thức giống như

phương trình (1.47) Tuy nhiên, chúng ta đã giới thiệu một biến mới δi mà ảnh hưởng ngang bằng với biến mới của phương trình (1.54) Các ràng buộc về dòng chảy trên nhánh được cho bởi:

bij (δi - δj)  Pijmax, i,j = 1, …,n (1.55) Hàm Lagrange của bài toán tối ưu này là:

ij j i ij ij j

i ij i

i i

bằng giá điểm nút Chúng ta hãy xác định Cmin là giá trị chi phí tại điểm tối ưu Chi phí này phụ thuộc vào giới hạn dòng chảy công suất trên nhánh ij Sử dụng phương trình (1.56), chúng ta được:

ij ij

Trên thực tế việc vận hành hệ thống điện đòi hỏi nhiều chỗ giới hạn cố định dòng chảy công suất tác dụng trên một vài đường dây như chúng ta làm trong công thức tuyến tính này Phương pháp xấp xỉ dòng chảy công suất một chiều là thuận tiện và tính toán hiệu quả, nhưng nó không cung cấp một cơ sở đúng đắn để vận hành thực tế một hệ thống điện Các hoạt động của nhà vận hành có thể được thể hiện bởi việc xác định giới hạn công suất đường dây và điều độ công suất tác dụng phát ra của nhà máy

để thoả mãn ràng buộc này

Chúng ta có thể sử dụng phương trình (1.57) để xác định giá điện năng tại các

nút nơi các tổ máy được kết nối

1.4 Một số phương pháp quản lý tắc nghẽn

Trào lưu công suất P ij trên đường dây truyền tải i-j quan hệ với trở kháng đường

dây X ij , độ lớn điện áp V i , V j và góc lệch pha giữa các điện áp vào và ra δ i – δ j biểu diễn qua phương trình:

ij

j i ij X

V V

Từ (1.63) thì công suất trên đường dây có thể bị ảnh hưởng sự thay đổi độ lớn

điện áp, điện kháng của đường dây truyền tải hoặc góc điện áp δ i – δ j Độ lớn điện áp

có thể được điều khiển bằng việc bù công suất phản kháng (VAR) Vì vậy, điểm thay đổi công suất truyền tải có thể sử dụng các biện pháp thay đổi các thông số nói trên Trong phần này, độ lớn điện áp và góc điện áp có thể được xem để quản lý tắc nghẽn Có ba phương pháp quản lý tắc nghẽn:

- Quản lý theo độ nhạy (giải tỏa đường dây truyền tải nhạy cảm dựa trên giảm tải)

- Hỗ trợ công suất phản kháng

- Quản lý tải kinh tế cho giải tỏa tắc nghẽn

1.4.1 Quản lý theo độ nhạy (giải tỏa đường dây truyền tải nhạy cảm dựa trên giảm tải)

Cắt bớt tải nhạy cảm (giải tỏa đường dây truyền tải Transmission Line Relief TLR) được xem là ngược với quản lý phân phối năng lượng (Power Transfer Distribution Factors - PTDFs) Độ nhạy cảm TLR đánh giá tính nhạy cảm của một thành phần được theo dõi đến nhiều giao dịch năng lượng khác nhau

-Những giá trị nhạy cảm TLR trên tất cả các tải được cho là quá tải nhất được cân nhắc và sử dụng để tính toán các tải cần cắt, nhằm giải tỏa tắc nghẽn Độ nhạy TLR

tại nút k của một đường dây bị tắc nghẽn i-j là S k

ij, được tính toán bởi công thức :

k

ij k ij P

P S

P ij : Công suất thực tế qua đường dây i-j

ij

P : Giới hạn trào lưu công suất qua đường dây i-j

Công suất tải cắt bớt tại nút k là P k

Phụ tải mới P new

S P S

(1.66)

Trong đó :

P new

k : Công suất tải sau khi giảm tại nút k

P k : Công suất tải trước khi giảm tại nút k

S l

ij : Độ nhạy của dòng công suất trên đường dây i-j do sự thay đổi tải tại nút k

N : Tổng số nút tải

Trên cơ sở các giá trị độ nhạy TLR của các tải được cắt theo số lượng yêu cầu tại

các nút để giải tỏa tắc nghẽn đường dây i-j Phương pháp này được thực hiện cho

những nơi mà việc cắt bớt tải là cần thiết để giữ an toàn hệ thống

1.4.2 Hỗ trợ công suất phản kháng (VAR) giảm tắc nghẽn

Số lượng các giao dịch điện năng ngày càng tăng nhanh chóng vì sự phát triển các thiết bị dùng điện, nếu các giao dịch này không được kiểm soát, lưới truyền tải dễ

bị tắc nghẽn Với việc sử dụng điện tăng, lưới truyền tải cần được bù công suất phản kháng Vai trò hỗ trợ VAR sẽ giúp đỡ đắc lực trong việc quản lý tắc nghẽn

Việc sử dụng tốt hơn hệ thống năng lượng sẵn có để phát triển khả năng truyền tải bẳng cách thiếp lập hỗ trợ VAR bằng hệ thống truyền tải linh hoạt (FACTS) là việc bắt buộc Tăng khả năng truyền tải công suất trên đường dây bằng cách lắp đặt thiết bị

hổ trợ VAR chẳng hạn tụ bù dọc, tụ bù VAR tĩnh, tụ nối tiếp điều khiển bằng Thyristor (TCSC), bộ điều khiển trào lưu công suất (UPFC) là một số ví dụ của thiết bị FACTS được dùng cho hổ trợ VAR

Thuận lợi chính của thiết bị FACTS là khả năng lắp đặt trong thời gian ngắn so với kế hoạch và xây dựng đường dây truyền tải mới Thiết bị FACTS không chỉ cải thiện công suất truyền tải mà còn giảm tổn thất Tuy nhiên, thiết bị FACTS có chi phí cao Chi phí đầu tư thiết bị FACTS mô tả như sau:

lợi ích về kinh tế do được khuyến khích giá điện thấp

1.5 Ứng dụng giá biên điểm nút trong quản lý tắc nghẽn

Ứng dụng phương pháp điều tiết tối ưu để thực hiện giảm tắc nghẽn đó là giảm thiểu nhu cầu sử dụng điện, để đảm bảo được các giới hạn của hệ thống truyền tải Đây là một giải pháp về kinh tế để giải quyết ràng buộc truyền tải đối với hệ thống Với chi phí truyền tải hợp lý, đem lại lợi ích kinh tế được phản ánh rõ ràng trong thành phần cấu thành giá điện Lý do chính cho sự phân biệt theo vùng của giá năng lượng là do tổn thất đường dây truyền tải và nghẽn mạch Giá tại một thời điểm của những vùng khác nhau được gọi là giá trị cận biên của vùng (LMP) LMP là giá để tính một MW trên tải tiếp theo tại vùng được xác định, khi sử dụng chi phí sản xuất thấp nhất của tất cả các máy phát trong khi theo dõi giới hạn của lưới truyền tải

Thị trường sử dụng LMP để tham chiếu giá trị năng lượng tại những vị trí và thời điểm mà nó cung cấp Nếu điện có giá thấp nhất có thể đạt được trên tất cả các điểm, giá giống nhau trên toàn lưới Khi đó hệ thống bị quá tải, năng lượng không thể đi đến mọi điểm Trong trường hợp như vậy, điện có giá thành cao hơn được ưu tiên cung cấp cho người sử dụng Kết quả là giá trị cận biên tại một vùng cao hơn giá tại vùng đó LMP được xác định dựa vào:

− Nguồn năng lượng tự nhiên

− Điều kiện khai thác hệ thống tự nhiên

LMP = Giá biên phát điện + Chi phí tắc nghẽn+ Chi phí tổn thất

Có thể diễn giải sự khác nhau trong các giá vùng giữa các khu vực được liên kết thông qua một liên kết tắc nghẽn như các chi phí tắc nghẽn tăng thêm mà có thể được tính vào chi phí cho thành phần tham gia vào thị trường giao dịch gây tắc nghẽn Điều này có thể là một khuyến khích cho các nhà phân phối giảm tắc nghẽn Với phương pháp này, các giới hạn truyền tải trong một hệ thống cụ thể không cần phải xác định trước, mà được xác định do sự khác biệt về giá giữa các nút khác nhau Mỗi trạm phát được thanh toán giá biên tại thanh cái trong khi đó khách hàng lại phải thanh toán giá điện tại nơi tải tiêu thụ được nối vào hệ thống

Như vậy, phương pháp giá biên điểm nút (LMP) được dựa trên trào lưu công suất

và sự vận hành hệ thống thực tế Nó xác định mức giá tại các nút cụ thể trên cơ sở các chi phí phát điện chi phí tổn thất truyền tải và chi phí tăng thêm do nghẽn mạch LMP

là một mô hình xác định việc điều tiết phát điện tối ưu và giá tắc nghẽn truyền tải tại các vị trí khác nhau Vì lý do trên, LMP thường được gọi là “Giá biên điểm nút”

1.6 Kết luận

Trong chương này trình bày về hai vấn đề: Các phương pháp quản lý tắc nghẽn

và các mô hình thị trường điện

Trong các phương pháp quản lý tắc nghẽn, tác giả đưa ra phương pháp định giá

dựa vào thị trường được thúc đẩy bởi quá trình chào giá cạnh tranh gây ra các mức giá chịu ảnh hưởng bởi nhu cầu của các dịch vụ Chi phí cung cấp dịch vụ có rất ít tác dụng đối với giá cả Phương pháp định giá dựa vào thị trường là phương pháp giá biên điểm nút (LMP), đây cũng là phương pháp nhằm giải quyết vấn đề tắc nghẽn Lợi thế của phương pháp này dựa trên nguyên tắc, các giới hạn truyền tải trong hệ thống điện

cụ thể không cần phải xác định trước, mà được xác định bởi sự khác nhau về giá giữa các nút khác nhau

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN GIÁ BIÊN ĐIỂM NÚT (LMP)

2.1 Mở đầu

Chương này nghiên cứu tính toán giá biên điểm nút (LMP) Phương pháp LMP dựa trên trào lưu công suất và sự vận hành hệ thống thực tế LMP là một mô hình xác định việc quản lý tải kinh tế cùng với giá tắc nghẽn truyền tải tại các vị trí khác nhau Trong môi trường cạnh tranh hiện nay, mô hình phổ biến nhất cho giá điện là giá tại các điểm được tham chiếu tới các điểm đặc biệt trong hệ thống điện Việc bỏ giá thầu được đề xuất trên cơ sở khả năng cung và cầu Giá tại thời điểm được xác định trên nguyên tắc giá của một đơn vị năng lượng của từng điểm trên hệ thống

Lý do chính cho sự phân biệt theo vùng của giá điện là do tổn thất lưới truyền tải và tắc nghẽn

Thị trường sử dụng LMP để tham chiếu giá trị năng lượng tại những vị trí và thời điểm mà nó cung cấp Nếu điện năng giá thấp nhất có thể đạt được trên tất cả các điểm, giá điện sẽ giống nhau trên toàn lưới Khi hệ thống bị quá tải, năng lượng không thể đi đến mọi điểm Trong trường hợp như vậy, điện có giá thành cao hơn được ưu tiên cung cấp cho người sử dụng

Thị trường điện bao gồm thị trường hôm trước và thời điểm hiện tại Thị trường hôm trước là một thị trường trước thời điểm hiện tại, trong đó LMP được tính toán hàng giờ để phục vụ cho ngày hôm sau của việc phát điện, bỏ giá thầu, và kế hoạch giao dịch hai bên

Thị trường thời gian thực là một thị trường tự do, trong đó LMP được tính toán 5 phút một lần dựa vào điều kiện điều hành thực tế lưới

2.2 Giá biên điểm nút (LMP)

Mục đích của LMP là nhằm xác định giá điện giao tại một vị trí cụ thể bằng cách tính toán các giá điện và tắc nghẽn truyền tải có liên quan Nhìn chung, LMP xác định giá điện cho từng điểm nút trên toàn lưới điện cũng như tính toán giá tắc nghẽn truyền tải để phục vụ tại điểm nút đó

Vì lý do trên, LMP thường được gọi là “Định giá biên điểm nút” Giá biên điểm nút tại một điểm cụ thể là tổng chi phí để phát 1MW tiếp theo nhằm cung cấp cho tiêu thụ tại một nơi cụ thể (dựa trên chi phí phát điện biên, chi phí tắc nghẽn truyền tải, và chi phí hao tổn)

2.2.1 Lý thuyết kinh tế cơ bản về LMP

Đặc tính chào giá cung cấp điện

Hình 2.1 Đặc tính chào giá cung cấp điện

Đặc tính này thể hiện giá biên cung cấp điện P(Q*) biểu diễn chi phí thấp nhất trên một đơn vị của nguồn sẽ phải trả cho bên cầu phần tăng công suất Q tại điểm Q* Vùng bên dưới đặc tính đến điểm Q* biểu diển giá tổng ($/h) nhằm để phát phần công suất Q* , và luôn luôn tăng đều theo

P(Q1) ≥ P(Q2), Q2 > Q1 Với P(Q*) là chi phí thanh toán biên

Đặc tính đường cầu thị trường

Hình 2.2 Đặc tính đường cầu thị trường

Đặc tính này thể hiện phần lợi tức biên bên cầu P(Q*) biểu diễn chi phí lớn nhất trên một đơn vị của phụ tải tiêu thụ sẽ phải trả cho nguồn phát một phần tăng công suất