Tài liệu Nghiên cứu sử dụng ftr để quản lý nghẽn mạch của lưới điện truyền tải trong thị trường điện cạnh tranh (tt)

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TRẦN HOÀNG SƠN NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG FTR ĐỂ QUẢN LÝ NGHẼN MẠCH CỦA LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH C C R UT.L D Chuyên ngành Mã số : Kỹ thuật điện : 8520201 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Đà Nẵng - Năm 2020 Công trình được hoàn thành tại TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS. Trần Tấn Vinh Phản biện 1: PGS.TS. Đinh Thành Việt C C R UT.L Phản biện 2: TS. Lê Kỷ D Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sỹ ngành Kỹ thuật Điện họp tại Trường Đại học bách khoa vào ngày 25 tháng 05 năm 2020. Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa. - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN. 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Tại điều 4 Luật Điện lực đề cập: “Xây dựng và phát triển thị trường điện lực theo nguyên tắc công khai, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, có sự điều tiết của Nhà nước để nâng cao hiệu quả trong hoạt động điện lực; bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp của các đơn vị điện lực và khách hàng sử dụng điện; thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia hoạt động phát điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện và tư vấn chuyên ngành điện lực. 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. Ngoài những thuận lợi các Đơn vị tham gia thị trường điện đạt được thì cũng tồn tại nhiều khó khăn, hạn chế gây tổn thất cho các Đơn vị. Cụ thể mục tiêu nghiên cứu của đề tài tại đây là rủi ro các Đơn vị gặp phải khi xảy ra tình trạng tắc nghẽn lưới điện truyền tải dẫn đến giá biên điểm nút tại các nút khác nhau gây tổn thất về doanh thu cho các Đơn vị tham gia thị trường, và tạo ra thặng dư tắc nghẽn. Do đó, đề tài “Nghiên cứu sử dụng FTR để quản lý nghẽn C C R UT.L D mạch của lưới điện truyền tải trong thị trường điện cạnh tranh” sẽ phần nào giải quyết được các vấn đề trên. 2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài - Nghiên cứu mô hình và cơ chế vận hành thị trường điện bán buôn Việt Nam 2 - Nghiên cứu ảnh hưởng của tắc nghẽn lưới điện truyền tải đến thị trường điện - Các phương pháp tính toán giá biên điểm nút LMP - Nghiên cứu phân tích các rủi ro của các đơn vị bán/mua trong thị trường điện khi xuất hiện nghẽn mạch - Nghiên cứu khả năng sử dụng công cụ FTR để hạn chế rủi ro trong TTĐ 3. Đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu 3.1. Đối tượng nghiên cứu: - Mô hình thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam. - Ảnh hưởng của tắc nghẽn trong lưới truyền tải đến thị trường điện cạnh tranh. - Quyền truyền tải tài chính FTR trong quản lý tắc nghẽn. C C R UT.L 3.2. Phạm vi nghiên cứu: - Thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam. - Phân tích việc sử dụng và hiệu quả của FTR để quản lý nghẽn mạch trong lưới truyền tải thông qua một số ví dụ lưới điện đơn giản. - Áp dụng vào lưới điện truyền tải 500kV do Công ty Truyền tải điện 2 quản lý. D 4. Phương pháp nghiên cứu Phương pháp nghiên cứu được sử dụng là kết hợp nghiên cứu lý thuyết với thực nghiệm. - Nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo….liên quan đến các nội dung Thị trường điện, tắc nghẽn trong hệ thống điện Truyền tải, các phương pháp tính toán LMP, vận hành tối ưu hệ thống điện và các giải pháp quản lý tắc nghẽn. - Nghiên cứu thực nghiệm: + Thu thập dữ liệu sơ đồ hệ thống điện Truyền tải của Công 3 ty truyền tải điện 2 + Nghiên cứu sử dụng phần mềm tính toán Power Word tính toán phân bố công suất tối ưu và LMP trong lưới Truyền tải. + Tính toán hiệu quả của việc sử dụng FTR trong hệ thống điện. 5. Đặt tên Đề tài Căn cứ vào mục đích và nội dung nghiên cứu, chọn tên đề tài: “Nghiên cứu sử dụng FTR để quản lý nghẽn mạch của lưới điện truyền tải trong thị trường điện cạnh tranh” 6. Bố cục luận văn Chương 1: Phân tích ảnh hưởng của tắc nghẽn trong lưới điện truyền tải đến thị trường điện cạnh tranh. Chương 2: Tính toán giá biên điểm nút và giá biên vùng Chương 3: Sử dụng quyền truyền tải tài chính FTR để quản lý nghẽn mạch Chương 4: Sử dụng FTR trong thị trường mua bán tập trung trên lưới điện Công ty Truyền tải điện 2. C C R UT.L D CHƯƠNG 1 PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA TẮC NGHẼN TRONG LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI ĐẾN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 1.1. Tổng quan về thị trường Điện cạnh tranh tại Việt Nam 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”. 1.1.2. Các mô hình tổ chức kinh doanh điện năng 4 Mô hình Thị trường điện độc quyền Mô hình Thị trường điện cạnh tranh phát điện nhưng chỉ có một đại lý mua buôn Mô hình Thị trường cạnh tranh bán buôn Mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh 1.1.3. Tình hình phát triển của thị trường điện Việt Nam 1.1.4. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam i. Sơ lược về thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam ii. Cơ chế hoạt động của thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam: iii. Các thành viên tham gia thị trường: 1.2. Ảnh hưởng của hệ thống truyền tải và sự tắc nghẽn hệ thống truyền tải 1.2.1. Giới thiệu chung 1.2.2. Mua bán không tập trung qua lưới truyền tải 1.2.3. Quyền truyền tải công suất tự nhiên 1.2.4. Các vấn đề liên quan đến quyền truyền tải công suất tự nhiên 1.2.5. Đường dây song song 1.3. Mua bán tập trung qua lưới truyền tải 1.3.1. Truyền tải không bị ràng buộc 1.3.2. Khi thị trường điện hai vùng này vận hành riêng rẽ, thì với nhu cầu phụ tải như trên thì giá điện ở hai vùng lần lượt bằng 1.3.3. Khi hai vùng này vận hành trong thị trường chung 1.3.4. Sự tắc nghẽn hệ thống truyền tải 1.4. Một số phương pháp quản lý tắc nghẽn 1.4.1. Quản lý theo độ nhạy (giải tỏa đường dây truyền tải nhạy cảm dựa trên giảm tải) D C C R UT.L 5 1.4.2. Hỗ trợ công suất phản kháng (VAR) giảm tắc nghẽn 1.4.3. Phương pháp quản lý tải kinh tế nhằm giảm tắc nghẽn 1.4.4. Quyền lực thị trường 1.4.5. Ứng dụng giá biên điểm nút trong quản lý tắc nghẽn 1.4.6. Quyền truyền tải tài chính FTR 1.5. Kết luận Trong các phương pháp quản lý tắc nghẽn đã trình bày ở phần trên ta thấy rằng có 02 phương pháp chính để quản lý tắc nghẽn là quản lý bằng phương pháp kỹ thuật hoặc quản lý bằng phương pháp tài chính. Đề tài này sẽ đi sâu vào phần quản lý tắc nghẽn bằng biện pháp tài chính như đã trình bày ở phần 1.3.4 bằng cách sử dụng công cụ tài chính để quản lý tắc nghẽn là hợp đồng FTR. Công cụ này được xem như là một công cụ bảo hiểm, là rào chắn bảo vệ các nhà sản xuất và tiêu thụ trước rủi ro do nghẽn mạch xảy ra trên lưới. FTR liên quan đến công suất truyền tải và giá biên tại các điểm nút, gọi là LMP. Vì vậy, cần thiết phải thực hiện tính toán LMP tại các nút trên lưới khi có tắc nghẽn xảy ra. Vấn đề này sẽ được trình bày trong chương 2. C C R UT.L D CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN GIÁ BIÊN ĐIỂM NÚT VÀ GIÁ BIÊN VÙNG 2.1. Mở đầu Như chương 1 đã tìm hiểu, LMP là một căn cứ để đánh giá giá điện khi tắc nghẽn xảy ra trong lưới điện Truyền tải vì vậy trong chương này sẽ tìm hiểu kỹ hơn về giá LMP tại các vùng khi tắc nghẽn xảy ra. 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 6 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. 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) C C R UT.L 2.3. Phương pháp xác định giá biên điểm nút LMP là giá biên nguồn cung khi gia tăng tiếp lượng năng lượng tại điểm nút xác định, nó bao gồm chi phí biên toàn hệ thống và những khía cạnh vật lý hệ thống truyền tải. LMP bao gồm: LMP = chi phí biên tổng thể + chi phí tắc nghẽn + chi phí tổn thất. D 2.3.1. Phương pháp xác định giá biên điểm nút trong bài toán không xét tổn thất 2.4. Tính toán LMP bằng phần mềm Power World 2.4.1. Giới thiệu phần mềm Power World 2.4.2. Cách sử dụng các chức năng của PowerWorld 2.4.4. Ví dụ minh họa * Xét một hệ thống 2 nút như ví dụ tại hình 1.3 trong chương 1 đã lấy, ta mô phỏng hệ thống 02 nút vào chương trình Power World và chạy thuật toán LP để tính toán giá biên điểm nút trong trường hợp không xét đến tắc nghẽn và xét đến tắc nghẽn. Trường hợp 1: Không xét đến tắc nghẽn. 7 Hình 2.24. Sơ đồ hệ thống 2 nút Trường hợp 2: Xét đến tắc nghẽn khi ĐZ truyền tải giữa 02 vùng bị giới hạn P = 800MW. C C R UT.L D Hình 2.25. Sơ đồ hệ thống 2 nút xảy ra tắc nghẽn * Xét một hệ thống 3 nút như hình 2.4, ta mô phỏng hệ thống 03 nút vào chương trình Power World và chạy thuật toán LP để tính toán giá biên điểm nút trong trường hợp không xét đến tắc nghẽn và xét đến tắc nghẽn. Hình 2.26. Sơ đồ hệ thống 3 nút 8 Trường hợp 1: Không xét đến tắc nghẽn. Hình 2.27. Sơ đồ hệ thống 3 nút tắc nghẽn tại ĐZ 1-3 Trường hợp 2-2: Xét đến tắc nghẽn xảy ra tại ĐZ 1-2 khi giới hạn truyền tải giảm xuống tại ĐZ 1-2 = 100MW. C C R UT.L D Hình 2.28. Sơ đồ hệ thống 3 nút tắc nghẽn tại ĐZ 1-2 Trường hợp 2-3: Xét đến tắc nghẽn xảy ra tại ĐZ 2-3 khi giới hạn truyền tải giảm xuống tại ĐZ 2-3 = 80MW. 9 Hình 2.29. Sơ đồ hệ thống 3 nút tắc nghẽn tại ĐZ 1-2 và 2-3. 2.5. Kết luận Chương này trình bày các phương pháp tính toán giá biên điểm nút. Ảnh hưởng của tắc nghẽn hệ thống đến giá điện. Giá điện được tạo ra từ ba thành phần, đó là: chi phí biên của công suất phát tại nút cân bằng, chi phí biên của tổn thất, và chi phí tắc nghẽn. Vì vậy, với việc điều độ lại công suất để giải tỏa tắc nghẽn nhằm đảm bảo hệ thống vận hành ổn định sẽ làm thay đổi giá điện tại mỗi nút. Việc sử dụng phần mềm Power World có thể tính toán được giá LMP trong hệ thống truyền tải, có tổn thất, tắc nghẽn và không tắc nghẽn. Các kết quả LMP sẽ làm cơ sở cho việc tính toán FTR trong chương 3 tiếp sau. C C R UT.L D CHƯƠNG 3 SỬ DỤNG QUYỀN TRUYỀN TẢI TÀI CHÍNH FTR ĐỂ QUẢN LÝ NGHẼN MẠCH 3.1. Các rủi ro về giá điện trong thị trường điện Trong thị trường điện, các nhà máy điện và khách hàng mua 10 điện có thể thực hiện các giao dịch mua bán theo dạng tập trung hoặc mua bán song phương. Do yêu cầu nghiêm ngặt về cân bằng công suất nên thị trường điện năng gồm cả thị trường ngày tới và thị trường thời gian thực. Kỳ vọng của các nhà sản xuất cũng như khách hàng mua điện năng là làm sao để kiếm được lợi nhuận lớn nhất. Trong thị trường mua bán điện tập trung trên hệ thống điện góp chung, cơ quan vận hành thị trường và hệ thống điện (SMO) tính toán phương án huy động công suất các nhà máy sao cho hiệu quả nhất về mặt chi phí phát điện, đồng thời đảm bảo các yêu cầu về chất lượng điện năng cũng như ràng buộc công suất phát cũng như công suất truyền tải. Vì vậy, việc phân bố huy động công suất các nhà máy trong hệ thống được căn cứ vào kết quả của bài toán phân bố tối ưu công suất kinh tế (ED – economical dispatch) và bài toán trào lưu OPF (Optimal Power Flow). Giá điện SMP chính là chi phí biên của nhà máy biên trong vận hành. Nếu hệ thống điện có khả năng truyền tải không hạn chế và giả thiết bỏ qua tổn thất thì giá điện tại mội nút đều bằng nhau, khi đó thị trường điện hiệu quả nhất; sô tiền thanh toán của nhà máy hoàn toàn bằng đúng với khoản tiền các khách hàng mua điện phải trả, nghĩa là không có thặng dư mua bán và chi phí vận hành hệ thống sẽ bé nhất. Các nhà máy điện được huy động theo một trật tự xứng đáng, các nhà máy hiệu quả kinh tế (có chi phí vận hành bé) sẽ được huy động trước, các nhà máy kém hiệu quả sẽ phải được huy động sau. Tuy nhiên, thực tế cho thấy giá điện tại các nút thường xuyên biến động do nhiều nguyên nhân khác nhau, được chia làm hai loại: - Biến động theo thời gian. - Biến động do vị trí. Những biến động giá cả diễn ra ngẫu nhiên không lường D C C R UT.L 11 trước được, vì vậy các nhà máy điện cũng như khách hàng phải đối mặt với những rủi ro này và tìm cách hạn chế những thiệt hại cho mình. Đồng thời thị trường điện phải xây dựng cơ chế vận hành để giúp cho các nhà máy điện cũng như khách hàng có cơ hội hạn chế những rủi ro có thể gặp phải. 3.2. Hợp đồng dạng sai khác CfD - Contracts for Differences 3.3. Quyền truyền tải tài chính FTR 3.3.1. Sử dụng CfD và FTR trong thị trường tập trung trên sơ đồ lưới điện 2 nút Xét lại ví dụ hình 3 ở chương 1, sơ đồ gồm 2 nút, 2 nhà máy điện NMĐ và hai phụ tải PT1 và PT2 mua bán tập trung trên hệ thống điện góp chung. Như đã phân tích, nếu lưới điện không bị ràng buộc về khả năng truyền tải và bỏ qua tổn thất thì giá điện LMP tại các nút là hoàn toàn bằng nhau, bằng 48 $/MWh. Nhưng khi đường dây liên lạc giữa nút 1 và nút 2 có giới hạn truyền tải bằng 800 MW, thì giá LMP tại hai nút khác nhau: LMP(1) = 46 $/MWh và LMP(2) = 51 $/MWh, và tồn tại thặng dư tắt nghẽn bằng 4000$. Giả sử nhà máy điện NMĐ1 ký kết hợp đồng song phương dạng CfD với khách hàng là phụ tải PT2 ở nút 2 với lượng điện năng là 800 MWh (trong 1 giờ giao dịch) và giá hợp đồng là 50 $/MWh. Ta sẽ phân tích tình hình thực hiện hợp đồng song phương hình thức CfD của nhà máy NMĐ1 và khách hàng PT2 sẽ như thế nào khi lưới điện có và không có tắc nghẽn truyền tải. C C R UT.L D 3.4. Trường hợp chỉ sử dụng hợp đồng song phương dạng sai khác CfD Tình hình thanh toán hợp đồng song phương như sau: 12 + Đối với nhà máy điện 1: Thu được khoản tiền bán điện từ SMO: + 46 $/MWh × 800MWh = +36.800 $ Theo CfD vì giá điện thấp hơn giá hợp đồng nên nhà máy sẽ chờ khách hàng thanh toán khoản chênh lệch bằng: + (50 - 46) $/MWh × 800 MWh = + 3.200 $ Nhưng cũng theo CfD giá điện tại nút phụ tải bằng 51 $/MWh cao hơn giá hợp đồng nên nhà máy phải thanh toán cho khách hàng khoản chênh lệch bằng: - (51 - 50) $/MWh × 800 MWh = - 800 $ Tổng doanh thu của nhà máy: R = + 36.800 + 3.200 - 800 = 39.200 $ + Đối với phụ tải PT2: Thanh toán cho SMO khoản tiền mua điện: - 51 $/MWh × 800MWh = - 40.800 $ Theo CfD vì giá điện cao hơn giá hợp đồng nên khách hàng chờ nhà máy NMĐ1 thanh toán khoản chênh lệch bằng: + (51 - 50) $/MWh × 800 MWh = + 800 $ Cũng theo CfD khách hàng phải thanh toán cho người bán khoản chênh lệch: - (50 - 46) $/MWh × 800 MWh = - 3.200 $ Cuối cùng, tổng số tiền của nhà máy phải thanh toán là: E = - 40.800 + 800 – 3.200 = - 44.800 $ C C R UT.L D Nhận xét: Bên bán là nhà máy NMĐ1 có doanh thu thấp hơn giá trị hợp đồng CfD (bằng 40.000 $), còn bên mua là PT2 phải trả số tiền cao hơn giá trị hợp đồng CfD; nghĩa là trong trường hợp có tắc nghẽn như thế này nếu chỉ sử dụng hợp đồng song phương CfD thì hai bên không thể mua bán hiệu quả lượng điện năng 800 MWh đúng 13 với giá hợp đồng 50 $/MWh. Cả hai bên đều bị rủi ro trong giao dịch, như vậy dạng hợp đồng CfD không bảo đảm cho người mua bán hiệu quả với giá hợp đồng. Cơ quan vận hành thị trường điện SMO giữ khoản tiền chênh lệch giữa tiền khách hàng thanh toán cho SMO và số tiền SMO thanh toán cho người bán điện, bằng: 40.800$ - 36.800 $ = 4.000 $ Số tiền này chính là thặng dư mua bán do tắt nghẽn trên lưới điện truyền tải, bằng: F × [ LMP (2) – LMP(1)] Với F là lượng điện năng giao dịch và LMP(i) là giá biên tại các nút. 3.5. Trường hợp sử dụng hợp đồng song phương dạng sai khác CfD và Quyền truyền tải tài chính FTR Nếu thông qua đấu thầu nhà máy điện NMĐ1 sở hữu được quyền truyền tải tài chính FTR từ nút 1 đến nút 2, với lượng công suất là 800 MW thì khi đó giá trị của FTR bằng: FTR = F × [ LMP (2) – LMP(1)] = 800 × (51 – 46 ) $ = 4.000 $ Tình hình thanh toán của các bên mua bán trong trường hợp này sẽ như sau: + Đối với nhà máy điện: Nhận khoản thanh toán bán điện theo giá thị trường tại nút 1 từ SMO: + 46 $/MWh × 800MWh = +36.800 $ Thanh toán cho khách hàng theo CfD: - (51 - 50) $/MWh × 800 MWh = - 800 $ Nhận được khoản thanh toán quyền truyền tải FTR từ SMO: FTR = 800 × (51 – 46 ) $ = 4.000 $ Cuối cùng, doanh thu ròng của nhà máy sẽ là: D C C R UT.L 14 R = +36.800 $ - 800 $ + 4.000 $ = 40.000 $ + Đối với khách hàng PT2: Thanh toán cho SMO khoản tiền mua điện: - 51 $/MWh × 800MWh = - 40.800 $ Nhận được khoản bù chênh lệch theo hợp đồng CfD từ nhà máy điện NMĐ1: + (51 - 50) $/MWh × 800 MWh = + 800 $ Nhận xét: Bằng cách sử dụng FTR kết hợp với hợp đồng dạng sai khác CfD các bên mua bán đã hạn chế được rủi ro cuả mình khi lưới điện bị tắt nghẽn truyền tải. Cơ quan vận hành thị trường không chiếm giữ khoản thặng dư mua bán do tắt nghẽn mà đã thanh toán lại cho nhưng người sở hữu quyền truyền tải tài chính FTR. 3.5.1. Sử dụng CfD và FTR trong thị trường tập trung trên sơ đồ lưới điện 3 nút Xét lại ví dụ hình 2.26 ở chương 2, sơ đồ gồm 3 nút, 4 nhà máy điện NMĐ và 3 phụ tải mua bán tập trung trên hệ thống điện góp chung. Như đã phân tích, nếu lưới điện không bị ràng buộc về khả năng truyền tải và bỏ qua tổn thất thì giá điện LMP tại các nút là hoàn toàn bằng nhau, bằng 10,68 $/MWh. a. Trường hợp 1: (Tắc nghẽn ĐZ 1-2) b. Trường hợp sử dụng hợp đồng song phương dạng sai khác CfD và quyền truyền tải tài chính FTR D C C R UT.L 15 3.6. Thuật toán tính toán FTR Giới thiệu về sơ đồ và các bước tính toán để tính FTR. Thu thập số liệu thông số lưới điện Truyền tải. Vẽ sơ đồ và nhập số liệu ĐZ, thanh cái, máy phát, tải vào chương trình Power World Thiết lập hàm giá máy phát theo loại hàm: Piecewise linear Thiết lập cấu hình cho các area, generator, line…. C C R UT.L Thiết lập bài toán OPF. D Chạy thuật program (LP). toán linear Mô phỏng sơ đồ khi không có tắc nghẽn Mô phỏng sơ đồ khi tắc nghẽn theo trường hợp 1. Xuất ra giá trị LMP Mô phỏng sơ đồ khi tắc nghẽn theo trường hợp 2. Xuất ra giá trị LMP Nhập giá trị LMP từ Power World vào Excell để tính toán cho ra FTR Mô phỏng sơ đồ khi tắc nghẽn theo trường hợp n Xuất ra giá trị LMP 16 3.7. Kết luận Chương này tìm hiểu về Quyền truyền tải tài chính (FTR) và các lợi ích cũng như tính hữu dụng của FTR trong các sơ đồ mô phỏng hai nút và ba nút. Mô phỏng tình trạng tắc nghẽn của hệ thống khi xảy ra tình trạng ĐZ truyền tải bị giảm giới hạn truyền tải. Trong chương sau sẽ vận dụng phần mềm Power World để tính toán LMP lưới Truyền tải 500kV của Công ty Truyền tải điện 2 và trên cơ sở LMP sẽ tính toán FTR cho các nút trong lưới. CHƯƠNG 4 SỬ DỤNG FTR TRONG THỊ TRƯỜNG MUA BÁN TẬP TRUNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CÔNG TY TRUYỀN TẢI ĐIỆN 2 4.1. Sơ đồ và dữ liệu hệ thống điện 4.1.1. Giới thiệu chung về lưới điện thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý: 4.1.2. Bản đồ ranh giới quản lý vận hành của các Công ty truyền tải điện D C C R UT.L 17 4.1.3. Sơ đồ lưới điện công ty Truyền tải điện 2 quản lý D C C R UT.L 18 4.1.4. Số liệu ĐZ 500kV và TBA 500kV do công ty Truyền tải điện 2 quản lý Tên đường dây Loại dây Chiều dài (Km) I Đường dây 500kV 1 ĐD 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ 4 x ACSR330 80 2 ĐD 500kV Đà Nẵng – Dốc Sỏi 4 x ACSR330 108 3 ĐD 500kV Dốc Sỏi - Pleiku 4 x ACSR330 187 4 ĐD 500kV Pleiku 2 – Thạnh Mỹ 4 x ACSR330 190 5 ĐD 500kV Đà Nẵng – Hà Tĩnh 4 x ACSR330 391 6 ĐD 500kV Đà Nẵng – Vũng Áng 4 x ACSR330 355 II TBA 500kV Công suất MBA 500kV 1 TBA 500kV Đà Nẵng 2 x 450MVA 2 TBA 500kV Dốc Sỏi 1 x 450MVA 3 TBA 500kV Thạnh Mỹ 2 x 450MVA 1311 D C C R UT.L 4.1.5. Tính toán phân bố công suất và LMP tại các nút Sử dụng chương trình Power World để mô phỏng và tính toán phân bố công suất và LMP tại các nút trạm biến áp thuộc công ty Truyền tải điện 2 và các trạm lân cận bao gồm Trạm 500kV Vũng Áng, 500kV Hà Tĩnh, 500kV Pleiku và 500kV Pleiku 2. Luận văn này phạm vi nghiên cứu chỉ trong lưới truyền tải điện cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2, và chỉ nghiên cứu về vấn đề áp dụng FTR cho lưới truyền tải khi tắc nghẽn xảy ra nên giả thiết tổn thất công suất trong lưới truyền tải bằng không (các giá trị R của ĐZ truyền tải bằng không). Mô phỏng sơ đồ lưới điện truyền tải với cấp điện áp 500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý với các thông số ĐZ như sau: