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


Cơng trình được hồn 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 ngun tắc cơng 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, khơng có sự cố có ngun 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, cơng 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 mơ 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 tốn 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:
- Mơ 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 thơng 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 tốn 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 tốn Power Word tính
tốn phân bố cơng suất tối ưu và LMP trong lưới Truyền tải.
+ Tính tốn 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 mơ hình tổ chức kinh doanh điện năng


4
Mơ hình Thị trường điện độc quyền
Mơ hình Thị trường điện cạnh tranh phát điện nhưng chỉ có
một đại lý mua bn
Mơ hình Thị trường cạnh tranh bán bn
Mơ 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
cơng 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 tốn 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 tốn 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 mơ 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 tốn các giá điện và tắc nghẽn truyền tải có
liên quan. Nhìn chung, LMP xác định giá điện cho từng điểm nút
trên tồn lưới điện cũng như tính tốn 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 tồn 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
tốn khơng xét tổn thất
2.4. Tính tốn 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 tốn LP để tính tốn giá biên điểm nút trong
trường hợp khơng 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 mơ phỏng hệ thống
03 nút vào chương trình Power World và chạy thuật tốn LP để tính
tốn giá biên điểm nút trong trường hợp khơng xét đến tắc nghẽn và
xét đến tắc nghẽn.

Hình 2.26. Sơ đồ hệ thống 3 nút


8
Trường hợp 1: Khơng 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 tốn 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 cơng 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 tốn 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 tốn 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 tốn 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 cơng suất các nhà máy trong hệ
thống được căn cứ vào kết quả của bài tốn phân bố tối ưu cơng 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
khơng 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; sơ tiền thanh tốn
của nhà máy hồn tồn bằng đúng với khoản tiền các khách hàng
mua điện phải trả, nghĩa là khơng 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 khơng 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 khơng 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 tốn 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 khơng 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 thơng 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 tốn 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 tốn 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 tốn tính tốn FTR
Giới thiệu về sơ đồ và các bước tính tốn 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 tốn OPF.

D

Chạy thuật
program (LP).

tốn

linear

Mơ phỏng sơ đồ khi
khơng có tắc nghẽn

Mơ 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 tốn cho
ra FTR

Mơ 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. Mơ 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 tốn LMP
lưới Truyền tải 500kV của Công ty Truyền tải điện 2 và trên cơ sở
LMP sẽ tính tốn 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 tốn phân bố công suất và LMP tại các nút
Sử dụng chương trình Power World để mơ phỏng và tính
tốn 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:


19
Bảng 4.1. Thông số các ĐZ 500kV
Đường
dây

Từ

Tới

R
(PU)

X
(PU)

B
(PU)

Giới hạn
(MVA)

1

Hà Tĩnh

Đà Nẵng

0

0,04277

4,212

1732,51

2

Vũng Áng

Đà Nẵng

0

0,039

3,814

1732,51

3

Hà Tĩnh

Vũng Áng

0

0,0059

0,562

1732,51

4

Đà Nẵng

Dốc Sỏi

0

0,01215

1,147

1732,51

5

Đà Nẵng

Thạnh Mỹ

0

0,00901

0,849

1732,51

6

Dốc Sỏi

Pleiku

0

0,0209

1,989

1732,51

7

Thạnh Mỹ

Pleiku 2

0

0,02127

2,022

1732,51

8

Pleiku

Pleiku2

0

0,00271

0,254

1732,51

4.1.6. Mô phỏng trường hợp lưới truyền tải vận hành bình
thường
Hình 4.1 chạy mơ phỏng sơ đồ lưới truyền tải cấp điện áp
500kV thuộc Công ty Truyền tải điện 2 quản lý trong chế độ vận
hành bình thường, phân bố công suất và giá biên điểm nút tại các nút
trong lưới liên kết truyền tải theo các bảng dữ liệu kèm theo sau.

C

C
R
UT.L

D

Hình 4.1. Sơ đồ mơ phỏng lưới truyền tải cấp điện áp 500kV Công
ty Truyền tải điện 2 trạng thái không tắc nghẽn


20
Bảng 4.2. Bảng các loại chi phí tại các nút là
OPF Bus MW Component Records
MW Marg. Energy Congestion
Number
Name
Cost
$/MWh
$/MWh
1
500 Da Nang
23,73
23,73
0
5
500 Ha Tinh
23,73
23,73
0
7

500 Vung Ang
23,73
23,73
0
9
500 Doc Soi
23,73
23,73
0
10
500 Thanh My
23,73
23,73
0
12
500 Pleiku 2
23,73
23,73
0
14
500 Pleiku
23,73
23,73
0

Area 1 MW
Constraint
23,73
23,73
23,73

23,73
23,73
23,73
23,73

Bảng 4.3. Bảng liệt kê công suất phát của các nút phát
Number of Bus
5
7
10
10
12
12
14
14
14
14
14

Gen Records
Area Name
Name of Bus
of Gen
500 Ha Tinh
1
500 Vung Ang
1
500 Thanh My
1
500 Thanh My

1
500 Pleiku 2
1
500 Pleiku 2
1
500 Pleiku
1
500 Pleiku
1
500 Pleiku
1
500 Pleiku
1
500 Pleiku
1

Gen MW
930
918
300
300
216
217,3
360
360
250
250
250

MW Marginal

cost
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73

C
C
R
UT.L

D

Bảng 4.4. Bảng liệt kê công suất các tải tiêu thụ:
Number of Bus

Name of Bus

1
1
9
12
14

500 Da Nang
500 Da Nang
500 Doc Soi
500 Pleiku 2
500 Pleiku

Load Records
Area Name of
Load
1
1
1
1
1

MW
450
450
450
1400
1600

MW
Marginal cost
23,73
23,73
23,73
23,73
23,73

4.1.7. Mô phỏng trường hợp lưới truyền tải vận hành trong
tình trạng một ĐZ 500kV cắt ra bảo dưỡng (sự cố)
a. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Vũng Áng – Đà Nẵng
b. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng
c. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Đà Nẵng – Dốc Sỏi


21
d. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Dốc Sỏi - Pleiku
e. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Đà Nẵng – Thạnh Mỹ
f. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Thạnh Mỹ - Pleiku2
g. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Hà Tĩnh – Vũng Áng
h. Trường hợp cắt ĐZ 500kV Pleiku – Pleiku2
4.2. Phân tích, tính toán FTR trong lưới truyền tải:
- Giả sử các nhà máy điện tại các nút Hà Tĩnh ký kết hợp
đồng song phương CfD với các phụ tải ở Pleiku 2 là 251 MW (trong
1 giờ) với giá là 24$/MWh.
- Thêm vào đó nhà máy điện NMĐHT đấu giá được quyền
truyền tải tài chính FTR từ nút Hà Tĩnh đến nút Pleiku 2 với cơng
suất là 251MW thì khi đó giá trị của FTR trong trường hợp tắc nghẽn
bằng:
FTR = F × [ LMP (2) – LMP(1)] = 251 × (25,89 – 22,67 ) $
= 808,22 $

D

C
C
R

UT.L

4.2.1. Trường hợp chỉ sử dụng hợp đồng song phương
dạng sai khác CfD
Tình hình thanh toán hợp đồng song phương như sau:
+ Đối với nhà máy điện NMĐHT:
- Thu được khoản tiền bán điện từ SMO: + 22,67 $/MWh ×
251MWh = +5.690,7 $
- Theo CfD vì giá điện thấp hơn giá hợp đồng nên nhà máy
sẽ chờ khách hàng thanh toán khoản chênh lệch bằng:
+ (24 – 22,67) $/MWh × 251 MWh = + 333,83 $
Nhưng cũng theo CfD giá điện tại nút phụ tải bằng 25,89
$/MWh cao hơn giá hợp đồng nên nhà máy phải thanh toán cho
khách hàng khoản chênh lệch bằng:
- (25,89 - 24) $/MWh × 251 MWh = - 474,39 $
- Tổng doanh thu của nhà máy: R = + 5.690,7 + 333,83 –


22
474,39 = 5.550.14 $
+ Đối với phụ tải PTPleiku2:
- Thanh tốn cho SMO khoản tiền mua điện:
- 25,89 $/MWh × 251MWh = - 6.498,39 $
- Theo CfD vì giá điện cao hơn giá hợp đồng nên khách
hàng chờ nhà máy NMĐHT thanh toán khoản chênh lệch bằng:
+ (25,89 - 24) $/MWh × 251 MWh = + 474,39 $
Cũng theo CfD khách hàng phải thanh toán cho người bán
khoản chênh lệch:
- (24 – 22,67) $/MWh × 251 MWh = - 333,83 $
- Cuối cùng, tổng số tiền của khách hàng phải thanh toán

là:
E = - 6.498,39 + 474,39 – 333,83 = - 6.357,83 $

C
C
R
UT.L

Nhận xét:
- Bên bán là nhà máy NMĐHT có doanh thu thấp hơn giá trị
hợp đồng CfD (bằng 24 $/MWh x 251 MW = 6024 $), còn bên mua
là PTPleiku2 phải trả số tiền cao hơn giá trị hợp đồng CfD; nghĩa là
trong trường hợp có tắt nghẽn như thế này nếu chỉ sử dụng hợp đồng
song phương CfD thì hai bên khơng thể mua bán hiệu quả lượng điện
năng 251 MWh đúng với giá hợp đồng 24 $/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:
6.498,39 $ - 5.690,7 $ = 807,69 $
Số tiền này chính là thặng dư mua bán do tắc nghẽn gây ra,
bằng:
F x [ LMP (PTPleiku2) – LMP (NMĐHT) ] = 251 x (25,89-

D


23
22,67) = 808,22 $

Với F là lượng điện năng giao dịch và LMP(i) là giá biên tại
các nút.
4.2.2. Trường hợp sử dụng hợp đồng song phương dạng
sai khác CfD và quyền truyền tải tài chính FTR
FTR = F x [ LMP (PTPleiku2) – LMP (NMĐHT) ] = 251 x (25,8922,67) = 808,22 $
Tình hình thanh tốn của các bên trong trường hợp này sẽ
như tính tốn tại phần a trên, nhưng doanh thu của nhà máy NMĐHT
sẽ thay đổi do sở hữu quyền truyền tải tài chính FTR trên và bằng:
R NMĐHT = 5.5550,14 + 808,22 = 6.358,36$ gần tương
đương với số tiền mà khách hàng thanh toán cho SMO là 6.357,83$.
Vậy sở hữu quyền truyền tải tài chính FTR và ký kết hợp
đồng sai khác CfD với phụ tải PTPleiku2 thì nhà máy điện NMĐHT đã
bảo vệ được doanh thu đầy đủ của nhà máy mình khi xảy ra tắc
nghẽn trên lưới truyền tải do bảo trì (sự cố) cắt ĐZ 500kV Vũng Áng
– Đà Nẵng.

C
C
R
UT.L

D

4.3. Kết luận
Chương này đã thu thập thông số lưới truyền tải cấp điện áp
500kV của Công ty Truyền tải điện 2 và xây dựng sơ đồ lưới điện
trên trong phần mềm Power World. Trên cơ sở sơ đồ lưới xây dựng
được, thiết lập bài toán OPF, chạy thuận toán LP cho các trường hợp
không tắc nghẽn, tắc nghẽn trên lưới truyền tải. Nhận thấy rằng rủi ro
về tắc nghẽn trên lưới truyền tải luôn tồn tại, các công ty phát điện và

các phụ tải mua điện trực tiếp trên lưới cần phải có các công cụ để
đạt được đầy đủ doanh thu, quyền lợi khi xảy ra tắc nghẽn trên lưới.
Qua các ví dụ, tính tốn và phân tích trên cho thấy FTR là
một cơng cụ tài chính hiệu quả, khi kết hợp với hợp đồng sai khác
dạng CfD, cả hai loại công cụ trên đã phòng ngừa được rủi ro về tắc