Quản lý tắc nghẽn trong thị trường điện bằng cách lắp đặt thiết bị tcsc

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

TP. Hồ Chí Minh, ngày …… tháng …… năm 2014

BẢN CAM ĐOAN
Họ và tên học viên: PHAN QUỐC TUẤN
Ngày sinh: 30/09/1984

Nơi sinh: TP.HCM

Trúng tuyển đầu vào năm: 2012
Là tác giả luận văn: Quản lý tắc nghẽn trong thị trường điện bằng cách lắp đặt thiết bị
TCSC
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã ngành: 605202202

Bảo vệ ngày: 03 tháng 05 năm 2014
Điểm bảo vệ luận văn: 6,7
Tôi cam đoan chỉnh sửa nội dung luận văn thạc sĩ với đề tài trên theo góp ý của Hội
đồng đánh giá luận văn Thạc sĩ. Các nội dung đã chỉnh sửa:
-

Chỉnh sửa lỗi chính tả

-

Làm rõ và chỉnh sửa một số khái niệm khó hiểu và trừu tượng
Người cam đoan
(Ký, ghi rõ họ tên)

Phan Quốc Tuấn

Cán bộ Hướng dẫn
(Ký, ghi rõ họ tên)

Nguyễn Hùng


1
CHƯƠNG 1:
GIỚI THIỆU CHUNG VẤN ĐỀ NGHIÊN CỨU

1.1 Đặt vấn đề
Trên thế giới quá trình cải tổ và cơ cấu lại ngành điện đã và đang diễn ra ở
nhiều nước phát triển. Ở các nước này, ngành công nghiệp điện theo xu hướng
hướng cạnh tranh và thị trường điện đang dần thay thế các phương pháp vận
hành truyền thống. Mục tiêu của thị trường điện chính là giảm giá điện thông
qua sự cạnh tranh, nâng cao hiệu quả hoạt động và hiệu quả đầu tư của các công
ty Điện lực Quốc gia (hầu hết thuộc sở hữu Nhà nước), tăng cường tính cạnh
tranh ở cả 3 khâu: sản xuất, bán buôn và bán lẻ điện năng bằng cách thiết lập thị
trường điện và tư nhân hóa một hay nhiều bộ phận của Công ty Điện lực Quốc
gia. Kết quả cho thấy đây là một tiến bộ của khoa học quản lý trong ngành năng
lượng. Bởi vì, thị trường điện tạo ra mơi trường kinh doanh cạnh tranh bình
đẳng giữa các doanh nghiệp và là giải pháp hữu hiệu huy động vốn trong việc
đầu tư xây dựng nguồn cũng như hệ thống truyền tải điện.
Mặc dù quá trình cải tổ cơ cấu tổ chức và thiết lập cạnh tranh trong ngành

công nghiệp điện ở một số nước trên thế giới đã thực hiện được nhiều năm và
còn nhiều nước khác đang và sẽ tiếp tục triển khai, nhưng cho đến nay chưa có
một mơ hình thống nhất cho thị trường điện ở tất cả các quốc gia.
Xuất phát từ yêu cầu thực tế, khi nền kinh tế Việt Nam đã và đang hội
nhập với nền kinh tế trong khu vực và trên thế giới thì việc hình thành thị
trường điện là một tất yếu. Khi đó, cơ cấu tổ chức và phương thức hoạt động
của ngành điện nói chung và của Cơng ty truyền tải điện nói riêng sẽ phải có
những thay đổi cơ bản để đáp ứng phù hợp với các quy định mới trong hoạt
động điện lực, cũng như các quy luật của cơ chế thị trường.
Ở Việt Nam, lộ trình cho việc áp dụng thị trường điện đã được Thủ tướng
Chính phủ phê duyệt. Hiện nay, đang áp dụng những bước thí điểm và sau đó
tiến tới xây dựng một thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn. Thị trường điện là


2
một vấn đề rất mới đối với Việt Nam, do vậy cần thiết phải có những nghiên
cứu về thị trường điện, từ đó áp dụng một cách linh hoạt, hợp lý để từng bước
xây dựng thị trường điện Việt Nam thích hợp trong từng giai đoạn.
1.2 Tính cấp thiết của đề tài
Đường dây truyền tải thường được điều khiển bằng hoặc thậm chí vượt
quá giới hạn nhiệt của chúng để đáp ứng gia tăng sức mạnh tiêu thụ điện năng
và thương mại do sự gia tăng cơng suất khơng có trong kế hoạch. Nếu sự thay
đổi khơng được kiểm sốt, một số đường dây có thể trở nên quá tải, hiện tượng
này được gọi là tắc nghẽn. Việc quản lý tắc nghẽn phức tạp hơn trong thị trường
điện cạnh tranh và dẫn đến nhiều tranh chấp. Tắc nghẽn có thể được giảm nhẹ
thông qua nhiều cách khác nhau. Một số nghiên cứu đã được thực hiện để giải
quyết các vấn đề quản lý tắc nghẽn bằng cách sử dụng thiết lập lại hệ thống, an
toàn hạn chế truyền tải điện năng tối ưu, cắt giảm tải kết hợp với thiết lập lại hệ
thống.
Vấn đề tắc nghẽn truyền tải là rõ rệt hơn trong thị trường phi điều tiết và

có tính cạnh tranh và nó cần một xử lý đặc biệt. Trong môi trường này, nhà điều
hành hệ thống độc lập (ISO) phải làm giảm sự tắc nghẽn, để hệ thống được duy
trì ở trạng thái an tồn.
Quản lý tắc nghẽn là một trong những thách thức kỹ thuật trong hệ thống
truyền tải điện. Với hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (thiết bị
FACTS), những thiết bị này là một giải pháp thay thế để giảm tải dòng điện
trong những đường dây đã bị quá tải nặng, kết quả là làm tăng khả năng tải
điện, hao mòn hệ thống ở mức thấp, tăng tính ổn định của mạng lưới, giảm chi
phí sản xuất, đáp ứng đủ điều kiện hợp đồng bằng cách kiểm sốt dịng điện
trong hệ thống. Bên cạnh đó, bằng cách sử dụng các thiết bị FACTS cho nhiều
cơ hội hơn các vấn đề ISO. Những cách sử dụng thay đổi liên quan đến việc sử
dụng các thiết bị FACTS là vị trí tối ưu và kích thước thích hợp của chúng, thiết
lập, chi phí và mơ hình hóa.


3
Các thiết bị FACTS, đặc biệt là hàng loạt các thiết bị FACTS như TCSC
được coi là một trong những công nghệ giảm tắt nghẽn truyền tải và cho phép
sử dụng tốt hơn cơ sở hạ tầng lưới điện hiện có, cùng với nhiều lợi ích khác.
Với lý do trình bày ở trên cho thấy, việc nghiên cứu đề tài “Quản lý tắc
nghẽn trong thị trường điện bằng cách lắp đặt thiết bị TCSC” là một yêu cầu
mang tính cấp thiết trên cả hai phương diện lý luận và thực tiễn, phù hợp với
việc phát triển thị trường điện tại Việt Nam.
1.3 Mục tiêu nghiên cứu của luận văn
Nghiên cứu tính khả thi khi lắp đặt thiết bị FACTS, cụ thể là thiết bị TCSC
trên đường dây truyền tải nhằm quản lý tắc nghẽn và tăng khả năng truyền tải
cho đường dây trong thị trường điện.
1.4 Nội dung nghiên cứu của luận văn
-

Tìm hiểu tổng quan về thị trường điện thế giới, khu vực và Việt Nam

-

Tìm kiếm thơng tin về các hướng nghiên cứu, đề khoa học liên quan đến
sử dụng thiết bị FACTS trong thị trường điện.

-

Tìm hiểu về cấu tạo và nguyên lý hoạt động của thiết bị TCSC.

-

Xác định đường dây truyền tải có khả năng bị tắc nghẽn.

-

Ứng dụng TCSC vào hệ thống điện để giải quyết tắc nghẽn.

-

Sử dụng phần mềm mô phỏng trên hệ thống điện.

-

Phân tích số liệu mơ phỏng, đánh giá tính khả thi khi triển khai thực tế.

1.5 Phương pháp nghiên cứu của luận văn
 Phương pháp luận
Tìm hiểu thực trạng thị trường điện tại các nước. Tìm hiểu các mơ hình

sử dụng thiết bị TCSC để quản lý tắc nghẽn trong thị trường điện.
 Phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp phân tích và tổng kết kinh nghiệm.


4
- Xác định hàm mục tiêu và các hàm ràng buộc đẳng thức và bất đẳng
thức.
- Giải bài toán phân bố công suất tối ưu khả năng truyền tải.
1.6 Kết cấu luận văn
Luận văn gồm 6 chương:
Chương 1: Giới thiệu chung vấn đề nghiên cứu
Chương 2: Tổng quan về thị trường điện
Chương 3: Ứng dụng thiết bị FACTS trong hệ thống điện
Chương 4: Ứng dụng thiết bị TCSC để quản lý tắc nghẽn trong thị trường
điện
Chương 5: Mô phỏng hệ thống điện trên phần mềm
Chương 6: Kết luận


5

CHƯƠNG 2:
TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

2.1 Giới thiệu về thị trường điện
2.1.1 Khái niệm về thị trường điện
Cũng như các giao dịch khác, các giao dịch điện năng cũng cần có các
thiết chế như: Người mua, người bán, các hợp đồng, các cơ chế quản lý thị
trường, cơ cấu giá thành, người vận hành thị trường và người vận hành hệ thống.

Như vậy, thị trường điện là nơi xảy ra các giao dịch điện năng giữa người bán và
người mua, người truyền tải, được xác định bằng các hợp đồng kinh tế.
Thị trường điện hoàn hảo: Một thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo đạt
được khi giá trị lợi ích xã hội thặng dư của bên mua cộng thặng dư của bên bán.
Giá trị này sẽ đạt giá trị cao nhất trong một thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo
trong khi sẽ thấp hơn ở các dạng thị trường với điều kiện khác như thị trường
độc quyền hay bán tự do. Vì vậy, khi tiến hành thực hiện thị trường cạnh tranh,
các cấu trúc được xem xét cần hướng đến thị trường cạnh tranh hồn hảo để tối
ưu hóa lợi nhuận rịng. Vậy, thị trường điện hồn hảo là thị trường mà lợi ích xã
hội cao nhất hay nhiều người sử dụng điện nhất.
2.1.2

Mơ hình thị trường điện cạnh tranh


6
Hình 2.1 Mơ hình thị trường điện cạnh tranh
 Mơ hình PoolCo

Hình 2.2 Mơ hình PoolCo
-

Là mặt thị trường tập trung mà người bán hay người mua đồng ý bỏ thầu

và giá vào PoolCo
-

Đặc điểm chính của mơ hình PoolCo là sự thiết lập mua bán điện qua

Pool trên cơ sở đấu thầu.

-

Mua bán điện với giá thị trường (MCP) quyết định bởi PoolCo

 Mơ hình thị trường song song

Hình 2.3 Mơ hình thị trường song song


7
-

Mơ hình này cho phép các hợp đồng trực tiếp giữa các khách hàng và

cơng ty phát mà khơng có sự can thiệp của ISO.
-

ISO vận hành và duy trì độ tin cậy hệ thống.

2.1.3 Các thành phần của thị trường điện

Hình 2.4 Các thành phần cơ bản của thị trường điện
 Trung tâm vận hành hệ thống độc lập (ISO)
Đảm bảo độ tin cậy, ổn định và an ninh hệ thống. Phối hợp lập kế hoạch
truyền tải và cân bằng năng lượng. Quản lý thị trường các dịch vụ phụ trợ. Thực
hiện chức năng thanh toán sử dụng lưới và các dịch vụ.
 POWER EXCHANGE (PX)
PX là thương trường mới để mua năng lượng và các dịch vụ một cách
cạnh tranh dựa trên số lượng công suất và giá bỏ thầu.
Nhiệm vụ: Vận hành thị trường trước một ngày và trước một giờ, gửi kế

hoạch ban đầu và các chào thầu điều chỉnh đến ISO và cùng với ISO điều chỉnh
kế hoạch.
PX thiết lập giá thị trường (MCP) mỗi giờ cho những ngày kế tiếp cho
việc buôn bán giữa người mua và người bán. Quản ký việc thanh toán và tài
chính trong thị trường của nó.


8

 SCHEDULING COORDINATOR (SCs)
Quản lý thị trường điện trả trước do nó sở hữu, đưa ra các quy định cho
thị trường điện trả trước, gửi kế hoạch ban đầu và các chào thầu điều chỉnh đến
ISO và cùng với ISO điều chỉnh kế hoạch.
2.2 Thị trường điện thế giới [7]
Lịch sử quá trình hình thành và phát triển thị trường điện của một số nước
trên thế giới bắt đầu từ cuối những năm 1970. Mỹ, Chi Lê là những nước đầu
tiên cho phép xây dựng các IPP và bán điện cho các cơng ty Điện lực độc quyền.
Làn sóng cải cách bắt đầu diễn ra mạnh từ những năm 1990, xuất phát từ Anh
sau đó lan rộng ra nhiều quốc gia khác như: Na Uy, Thụy Điển, Phần Lan,
Australia, Canada, NewZealand v.v... Cuối những năm 1990, cải cách ngành
điện bắt đầu lan sang các nước Châu Á như: Nhật, Hàn Quốc, Trung Quốc, Ấn
Độ, Singapo, Thái Lan.
Công nghiệp điện giờ đây đã phát triển thành ngành công nghiệp cung
cấp và cạnh tranh. Thị trường đóng vai trị quyết định giá cả, giảm chi phí cơ bản
để tăng tính cạnh tranh. Việc tái thiết thực sự trở nên cần thiết để phân tách ba
thành phần quan trọng của công nghiệp điện bao gồm: sản xuất, truyền tải và
phân phối. Do đó, việc tách rời truyền tải được coi là ứng dụng phù hợp nhất đáp
ứng được biểu giá quy định. Thời gian gần đây, nhiều hệ thống truyền tải điện
liên quốc gia hoặc liên khu vực đã được xây dựng tạo nền tảng cho việc hình
thành các thị trường điện liên quốc gia như thị trường điện Châu Âu hoặc thị

trường điện Bắc Mỹ v.v... Ở những thị trường điện liên khu vực này, các cơng ty
Điện lực có cơ hội để cạnh tranh bán điện sang các quốc gia lân cận. Điện năng
được xuất khẩu hoặc nhập khẩu sang các quốc gia khác như các loại hàng hóa
thơng dụng khác.
2.2.1 Brazil
Brazil là nước phụ thuộc vào nguồn thủy điện chiếm 84 % sản lượng năm
2005. Công suất đặt vào khoảng 100 GW với công ty sở hữu vốn nhà nước


9
Eletrobras chiếm một nửa cơng suất tồn hệ thống với Tractebel Energia đang là
nhà máy sở hữu tư nhân lớn nhất vơi cơng suất khoảng 6,7 GW.
Có hai thị trường giao dịch ở Brazil – một thị trường bị điều tit (Ambiente
de Contrataỗóo Regulado-ACR) cho cỏc khỏch hng nh ( hộ gia đình và các cơ
sở kinh doanh nhỏ) và mt th trng t do (Ambiente de Contrataỗóo Livre ACL) cho các khách hàng lớn. ACR là một thị trường pool dựa trên cơ sở các
hợp đồng dài hạn tương phản với các thị trường UK trước đây và Nordpool ( thị
trường Scandinavia) sử dụng các hợp đồng ngắn hạn.
ACL cho phép các khách hàng lớn (các công ty công nghiệp lớn chẳng hạn)
và các nhà phân phối mua điện thông qua các hợp đồng song phương thỏa thuận
tự do. Các công ty phân phối sử dụng thị trường này để khắc phục sự chênh lệch
giữa lượng điện năng họ đã ký trong thị trường ACR và nhu cầu thực tế. Các
khách hàng lớn là những khách hàng có cơng suất tiêu thụ từ 3 MW trở lên.
Trong cả hai thị trường đều được thanh toán sau giao dịch thực tế bằng cách
so sánh số MWh được cung cấp với sản lượng ký kết, trong trường hợp năng
lượng tiêu thụ lớn năng lượng ký thì bên mua phải trả một khoản phạt.
Các hợp đồng được hậu thuẫn bởi các Chứng chỉ năng lượng cố định (FECs)
có đơn vị là MWH p.a và có thể mua bán tự do. Chúng được cấp bởi cơ quan
điều tiết cho các công ty phát điện và phản ánh khả năng sản xuất điện của họ
trong các mùa khô. Thông qua các FECs sự tăng trưởng phụ tải sẽ phản ánh nhu
cầu đầu tư công suất.

Mặc dù, đấu giá tập trung là tương tự một số cách như mơ hình thị trường
một người mua duy nhất, các hợp đồng là các công cụ giữa các công ty phát điện
và các công ty phân phối hơn là giữa các nhà máy và người mua duy nhất. Dự
báo phụ tải cũng được thực hiện bởi các công ty phân phối và vì vậy có thể phản
ánh chính xác hơn sự tăng trưởng phụ tải.


10
2.2.2 Argentina
Argentina có 25 GW cơng suất đặt, trong đó 54% là nhiệt điện và 42% là
thủy điện. Khâu phát điện hầu hết đã được tư nhân hóa, có 40 công ty phát điện
tư nhân, 2 công ty thủy điện liên quốc gia, một nhà máy điện hạt nhân thuộc sở
hữu nhà nước và một số các nhà thủy điện nhỏ sở hữu nhà nước.
Khâu truyền tải cũng được tư nhân hóa, cơng ty lớn nhất là Transener S.A,
trong khi khâu phân phối được tư nhân hóa một phần, các cơng ty phân phối
chính là Edenor và Edesur.
Thị trường bán buôn bao gồm một thị trường tương lai và thị trường giao
ngay. Có một yêu cầu là điện năng bán bởi mỗi nhà máy không được vượt quá
10% của cả nước. Các nhà máy tự do ký hợp đồng cung cấp điện với các công ty
phân phối và các khách hàng lớn. Các nhà điều tiết sẽ quy định biểu giá cho các
khách hàng nhỏ và vừa, nghĩa là các khách hàng có phụ tải đỉnh dưới 30kV.
Thị trường giao ngay bao gồm một hệ thống xác định giá dựa trên chi phí.
Các nhà máy nhiệt điện nộp bản chào trước 6 tháng và công bố độ sẵn sàng. Các
hạn định cho phép có tính đến sự biến động giá nhiên liệu sẽ cho sự biến động
vượt quá một phần trăm nhất định. Dựa vào dự báo nhu cầu CAMMESA sẽ xác
định nhà máy chạy biên và do đó xác định giá điện năng từng giờ.
2.2.3 Colombia
Colombia có ngành điện đã tư nhân hóa một phần khâu phát điện với 78%
điện năng phát ra là từ các nhà máy thủy điện và 21% từ nhiệt điện năm 2005.
Có một thị trường điện bán buôn cho các giao dịch dài hạn và một thị trường bắt

buộc cho các giao dịch tức thời. Mỗi một cơng ty phát điện có một giới hạn trên
là 25% thị trường công suất đặt và cũng có một u cầu về tính độc lập trong
hoạt động ( nghĩa là tách bạch về tài chính và chức năng) giữa phát điện và phân
phối điện.
Lĩnh vực truyền tải điện đã tư nhân hóa một phần (chẳng hạn Nhà nước
chiếm 70% cổ phần tổng ISA là công ty truyền tải lớn nhất, trong đó EPSA,


11
Distasa S.A. là các cơng ty tư nhân hồn tồn). Lĩnh vực phân phối điện cũng
được tư nhân hóa một phần, công ty phân phối lớn nhất là CONDESA là thuộc
sở hữu của Endesa một công ty của Tây Ban Nha.
Ủy ban điều tiết năng lượng và khí (CREG) điều tiết biểu giá cho các khách
hàng vừa và nhỏ, các khách hàng lớn được tự do ký hợp đồng với các nhà máy
với giá thỏa thuận.
Colombia có thị trường cơng suất được gọi là “Phí độ tin cậy”. Nó là một
cuộc đấu giá các nghĩa vụ năng lượng cố định (FEOs) cho phép huy động các tổ
máy để cố định độ sẵn sàng năng lượng trong suốt các giai đoạn mùa khơ. Q
trình đấu giá là một kiểu đồng hồ giảm dần (đếm ngược).
FEO là một lựa chọn gọi “Call option” với giá đấu được thiết lập bởi CREG,
được đối chiếu với giá trị giao ngay nhiên liệu dầu dân dụng ở cảng New York.
Khi giá giao ngay vượt quá giá đấu thì các nhà máy sẽ được gọi tăng giá để thỏa
mãn FEO của họ và được trả ở giá đấu (strike price).
2.2.4 Hy Lạp
Điện năng phát ra ở Hy Lạp chủ yếu là các nhà máy nhiệt điện (89%) còn lại
thủy điện chiếm 9% và năng lượng tái tạo 2%. Hầu hết điện năng được cung cấp
từ Tập đồn điện nhà nước (PPC) , có cổ phần của cả hệ thống truyền tải và phân
phối (thông qua cơ quan vận hành hệ thống truyền tải Helenic, HTSO).
Có hai thị trường đang vận hành ở Hy Lạp, một thị trường bán buôn ngày tới
và một thị trường công suất. Thị trường bán bn có một giá SMP duy nhất thậm

chí hệ thống truyền tải bị nghẽn giữa các vùng Nam và Bắc. Giá SMP là trung
bình chung của bất kỳ kết quả giá nào tạo ra tín hiệu vị trí xây dựng mới trong
vùng có thiếu cơng suất.
Mỗi đơn vị phục vụ tải (LSE) ở Hy Lạp có trách nhiệm ký kết hợp đồng với
các nhà máy đối với 100% phụ tải của họ cộng với một phần dự phòng thêm
được quy định bởi cơ quan điều tiết. Nếu vi phạm hợp đồng sẽ phải chịu một
khoản phạt khoảng €100/MW. Những hợp đồng này đươc hậu thuẫn bởi các nhà


12
máy sẵn sàng cơng suất (CATs) và phải được trình bày bởi các công ty phát
điện để tham gia thị trường ngày tới. Độ sẵn sàng của CATs được xác định bởi
TSO dựa trên các đặc tính kỹ thuật nhà máy và thực tiễn quá khứ, CATs có thể
được mua bán tự do.
Khi thiếu công suất được dự báo trước cho TSO thì một giá đầu tiên đấu giá
loại bản chào cho các hợp đồng sai khác (CfDs) được thực hiện đối với giá thị
trường, các hợp đồng này được chuyển cho LSE sau khi đấu giá.
Để khuyến khích các đơn vị mới vào thị trường TSO bảo đảm một số chi phí
cố định của họ nếu họ thất bị để đạt 70% chi phí của mình trong thị trường ngày
2.2.5 Chi Lê
Ngành công nghiệp điện Chi Lê đã được tư nhân hóa hồn tồn. Gần 50%
sản lượng điện là thủy điện (chủ yếu ở miền Nam) và 50% nhiệt điện (chủ yếu ở
miền Bắc). Hệ thống điện được chia thành bốn lưới điện chính với lưới điện
miền Trung (SIC) và miền Bắc (SING) phục vụ hầu hết khách hàng.
Có một thị trường “Được mơ phỏng” trong đó các nhà máy lớn hơn 100
MW phải lập các bản chào dựa trên chi phí để mua và bán cho nhau nhằm thỏa
mãn các trách nhiệm đã ký kết, các khách hàng lớn và các cơng ty phân phối là
khơng có khả năng nhìn thấy giá này. Các thị trường này (trong mỗi vùng lưới
điện) được vận hành bởi cơ quan vận hành thị trường, CDEC.
Khách hàng lớn là các khách hàng có ít nhất 2 MW phụ tải đỉnh. Các khách

hàng nhỏ hơn mức này sẽ có giá được quy định bởi Ủy ban năng lượng quốc gia
(CNE) trong khoảng thời gian 6 tháng thông qua quy định của các hợp đồng giữa
các công ty phân phối và các nhà máy - có một cơ chế “chuyển” các chi phí
xuống các khách hàng cuối cùng, nghĩa là các công ty phân phối luôn nhận được
một khoản lợi nhuận cố định cho các hoạt động của họ. Tuy nhiên, các khách
hàng lớn có khả năng ký kết tự do với các nhà máy.
Chi Lê cũng thực hiện một cơ chế đấu giá hợp đồng công suất. Các công ty
phân phối phải ký 100% phụ tải dự báo của họ cho ít nhất 3 năm tới. Mỗi một


13
công ty phân phối tổ chức cuộc đấu giá của mình khi nó được u cầu, mặc dù
vậy các cơng ty nhỏ hơn có thể liên kết với nhau để hưởng lợi từ tính kinh tế quy
mơ. Chính phủ phải phê duyệt cuộc đấu giá và họ cũng sẽ quy định một giá trần
cho giá đấu.
2.2.6 Tây Úc
Ở Tây Úc, điện được sản xuất gần như hoàn toàn từ than và khí tự nhiên và
được tư nhân hóa một phần, với 45% điện năng phát năm 2004 là từ các cơng ty
tư nhân. Khâu bán lẻ đã tư nhân hóa một phần với khách hàng lớn có điện năng
tiều thụ ít nhất 50MWh/năm. Hệ thống truyền tải và phân phối được sở hữu và
vận hành bởi Tập đoàn Điện miền Tây sở hữu nhà nước đã được chia tách gần
đây.
Thị trường bao gồm một thị trường song phương và một thị trường ngày tới.
Cũng có một thị trường cơng suất riêng biệt với thị trường bán buôn gọi là Cơ
chế cơng suất dự phịng. Cơ chế này được vận hành bởi cơ quan vận hành độc
lập (IMO) sẽ xác định nhu cầu công suất (khả năng đáp ứng nhu cầu phụ tải
đỉnh). Các tín dụng cơng suất được chuyển nhượng bởi IMO cho các nhà máy
sau đó bán chúng cho các đơn vị bán lẻ. Các tín dụng này khơng mua bán song
phương mà được mua thông qua một cuộc đấu giá bởi IMO sẽ bán chúng cho
các đơn vị bán lẻ để đáp ứng nhu cầu của họ.

2.2.7 Thị trường Anh và xứ Wales
Thị trường Anh và xứ Wales vận hành một thị trường tập trung trước 2001
mà không có thị trường cơng suất.
Tư tưởng của thị trường là các dự báo giá được thực hiện bởi các nhà đầu tư
sẽ thúc đẩy khối lượng đầu tư vào công suất, tuy nhiên, cũng có một cơ chế cơng
suất được thay thế. Nó được trả cho tất cả các nhà máy bán điện vào trong thị
trường pool dựa trên giá trị mất tải và giá biên hệ thống (SMP).
Phí cơng suất = LOLP*(VOLL – SMP)

(2.1)


14
Ngồi ra, cịn có một khoản thanh tốn độ sẵn sàng riêng biệt cho các nhà
máy không bán điện nhưng vẫn còn sẵn sàng trong ngày.
Tuy nhiên, việc thao túng giá bởi các đơn vị có quyền lực thị trường sẽ ảnh
hưởng đến quyết định thay đổi từ một thị trường tập trung tới một thị trường cân
bằng và một thị trường thanh toán.
2.2.8 Hàn Quốc
Thị trường điện Hàn Quốc bao gồm một thị trường phát điện đã tư nhân hóa
một phần bán điện vào sàn giao dịch điện năng với một người mua duy nhất
cung cấp điện cho hầu hết tất cả khách hàng dân dụng và công nghiệp. Điện
năng được sản xuất chủ yếu từ than và các nhà máy điện hạt nhân (76%), gas
(16%), dầu (7%) và một phần nhỏ thủy điện (1%) với tổng công suất đặt hơn 60
GW. Năm 2005, điện năng sản xuất là 391 TWh với phụ tải đỉnh là 54 GW, dự
phòng là 14%. Tốc độ tăng trưởng dự kiến là 4-5% năm và để đáp ứng được nhu
cầu này thì cần phải xây dựng thêm tới 24 GW vào năm 2017.
Đến tận năm 2001, KEPCO vẫn là một công ty độc quyền ngành dọc chi phí
thống lĩnh thị trường. Sau đó, khâu phát điện đã được chia tách thành 6 công ty
độc lập thuộc sở hữu nhà nước (và KEPCO vẫn được duy trì 1/7 quyền bỏ phiếu

trong hội đồng quản trị) nhưng KEPCO vẫn sở hữu hệ thống phân phối và truyền
tải cũng như tiếp tục là đơn vị mua duy nhất và là nhà cung cấp điện từ sàn giao
dịch điện năng. Các công ty điện lực sở hữu nhà nước chiếm đến 90% công suất
đặt và 96% sản lượng.
Sàn giao dịch năng lượng (KPX - Korean Power Exchange) là một thị
trường bắt buộc các công ty phát điện chào độ sẵn sàng từng giờ cho ngày tới,
các tổ máy sẽ được huy động theo chi phí tối thiểu thiết lập giá biên hệ thống
(SMP). Các chi phí được xác định hàng tháng bởi Ủy ban đánh giá chi phí và chỉ
dựa trên các chi phí nhiên liệu và vận hành ( khơng có các giá vùng hay giá nút).
Có hai giá SMP và giá biên chạy nền thấp hơn đối với nhiệt điện than và hạt
nhân. Ngoài thanh tốn năng lượng, có các cơ chế cơng suất dựa trên độ sẵn sàng
được huy động ( trái với công suất đặt), và cũng có hai giá khác nhau cho các tổ


15
máy chạy nền và chạy đỉnh. Bảng sau sẽ trình bày giá năng lượng bán bn
trung bình và các cơ chế cơng suất từ 2002 đến 2005.
Thanh tốn thị trường bn bán
Phí cơng suất (CP)
Giá biên chạy nền (BLMP)
Tổng
Phí cơng suất (CP)
Giá biên chạy nền (SMP)
Tổng

2002
$/MWh
21
18
39

7
46
53

2003
$/MWh
21
18
39
7
49
56

2004
$/MWh
20
19
39
7
54
61

2005
$/MWh
20
19
39
7
61
68

Bảng 2.1 Giá điện trung bình
KEPCO là đơn vị mua duy nhất từ KPX và cung cấp cho gần như cho toàn
bộ khách hàng với một biểu giá 2 bậc thang cho năng lượng và cơng suất.
Tóm lại, các thị trường điện ở các nước như Tây Úc, Anh trước năm 2001
tập trung vào các thị trường hợp đồng song phương với cơ chế bắt buộc mua đủ
nghĩa vụ công suất (Tây Úc) hoặc các cơ chế trả phí cơng suất (Anh và xứ
Wales). Các thị trường ở Nam Mỹ lại chú trọng đến các thị trường hợp đồng để
đạt được một mức công suất hợp lý với hy vọng các hợp đồng sẽ tạo ra một mức
độ ổn định mà thị trường giao ngay không làm được. Các thị trường hợp đồng
này (hậu thuẫn bởi các chứng chỉ) có thể là cạnh tranh chi phí nếu chào giá trong
thị trường phát điện liên quốc gia.
Các chứng chỉ công suất ở các nước khác nhau (theo ràng buộc năng lượng
hoặc công suất) cũng khác nhau phụ thuộc vào tỷ lệ công suất thủy điện của từng
nước. Brazil và Colombia là các quốc gia phụ thuộc vào nguồn thủy điện và vì
vậy sẽ khơng có đủ năng lượng cho các năm khô hạn và nên các nước này sử
dụng đấu thầu các chứng chỉ năng lượng cố định. Trong khi đó, Úc lại có các
ràng buộc về công suất đỉnh nên sử dụng các chứng chỉ công suất và được xác
định theo công suất phụ tải đỉnh.
Phương pháp tiếp cận ở New Zealand là sử dụng một nhà máy thuộc sở hữu
công cộng để đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh đã tạo ra một mức giá trần phù hợp
cho thị trường điện. Tuy nhiên, phương pháp này này lại thất bại trong việc


16
khuyến khích mức độ đầu tư hợp lý vào nguồn mới vì khơng có thêm đầu tư
cơng suất hợp lý nào đúng thời điểm.
Hiển nhiên là một tổ hợp phát điện đa sở hữu và tương xứng sẽ giảm được
khả năng lũng đoạn thị trường. Giám sát thị trường và phương pháp đấu giá hiệu
quả sẽ là cần thiết.

2.3 Thị trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam
Hiện nay, hệ thống điện Việt Nam cũng đã kết nối với một số nước trong
khu vực như Trung Quốc, Lào, Campuchia để mua bán, trao đổi điện nặng và
trong tương lai gần sẽ hình thành hệ thống truyền tải điện trong các nước
ASEAN. Các cơng ty điện nước ngồi đang và sẽ tham gia vào Việt Nam hoạt
động kinh doanh, cạnh tranh với các công ty điện lực của Việt Nam. Ngược lại,
các doanh nghiệp kinh doanh điện của Việt Nam, mà trước tiên là EVN cũng có
cơ hội để tham gia kinh doanh ở các quốc gia trong khu vực như tham gia mua
bán điện trên thị trường điện khu vực, xây dựng các nhà máy điện …
Quá trình cải tổ cơ cấu ngành điện Việt Nam và xây dựng thị trường điện sẽ
mở ra môi trường cạnh tranh lành mạnh giữa các doanh nghiệp kinh doanh điện
trên thị trường điện Việt Nam. Các doanh nghiệp sẽ phải đổi mới một cách cơ
bản về tổ chức, chiến lược kinh doanh, đầu tư... để phù hợp với môi trường kinh
doanh mới.
Việt Nam thể hiện mạnh mẽ bằng Luật Điện Lực năm 2004, trong đó, nêu rõ
q trình phát triển thị trường điện tại Việt Nam sẽ trải qua 3 giai đoạn:
 Giai đoạn 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (2005-2014);
 Giai đoạn 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015-2022);
 Giai đoạn 3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2022).
Trong thị trường điện, giá cả là thông tin quan trọng tác động trực tiếp đến
các hành vi, chiến lược kinh doanh của các bên tham gia, những người mua
luôn mong muốn giá điện thấp trong khi những người bán muốn giá điện cao
để mang lại lợi nhuận cao. Do vậy, muốn thị trường mang lại lợi ích cho xã


17
hội, kinh doanh hoạt động hiệu quả thì các bên tham gia thị trường cần thiết
phải xây dựng chiến lược chào giá điện hợp lý.
Một thành phần quan trọng tạo nên giá điện là phí truyền tải điện. Phí
truyền tải được xem như là một dạng chi phí chung của tất cả các thành phần

tham gia vào thị trường điện. Vì khâu truyền tải là khâu độc quyền, do đó nhà
nước sẽ đứng ra quản lý để đảm bảo phí truyền tải là hợp lý nhất trên quan
điểm cân đối nhu cầu của các bên tham gia thị trường điện.
Vấn đề đặt ra là phương pháp tính giá điện như thế nào là phù hợp với Việt
Nam tại thời điểm hiện tại và tương lai khi có thị trường điện.
Ngành điện, mà đại diện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), hiện đang
phát triển theo Quyết định số 147 và 148 tháng 6/2006 của Thủ tướng Chính phủ
yêu cầu EVN phải chuyển thành tập đồn điện lực (hình thức công ty mẹ). Trực
tiếp hoặc thông qua các đơn vị trực thuộc, EVN sở hữu hoặc là cổ đơng chính
của phần lớn các nhà máy điện, hệ thống truyền tải 500 KV và các Công ty Điện
lực (PC), đây là các cơng ty phân phối chính có hệ thống phân phối ở cấp điện áp
trung bình và thấp cung cấp điện cho các khu vực thành thị và nông thôn. PC bán
điện cho các công ty phân phối điện địa phương (LDU), các công ty này phân
phối điện thông qua lưới hạ áp và bán lẻ cho khu vực nông thơn và các vùng sâu
vùng xa.
Chính phủ đặt ra mục tiêu tham gia của khối tư nhân: (i) 20% tổng mức đầu
tư là từ khối tư nhân; và (ii) Quá trình cổ phần hóa (một phần tư nhân hóa) các
nhà máy điện của EVN (trừ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục đích) và
các PC. EVN sẽ giảm dần quyền sở hữu nhưng sẽ vấn giữ vị trí chi phối trong
các năm tiếp theo.
Khâu phát điện có những đặc điểm sau:
- Nhà máy điện chiến lược: 100% thuộc sở hữu nhà nước, bao gồm các nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (LSMPH), và trong tương lai, là các nhà
điện hạt nhân. Hiện nay, LSMPH thuộc EVN, nhưng có thể sẽ được đặt dưới
một cơ quan nhà nước không phải EVN.


18
- Nhà máy BOT: thuộc sở hữu nước ngoài, bán điện cho EVN theo PPA
dài hạn, có bảo lãnh của Chính phủ và thỏa thuận chuyển giao.

- Nhà máy Điện Độc lập (IPP) là các nhà máy không thuộc EVN cũng
khơng theo hình thức BOT. Hiện tại, các nhà máy này chủ yếu do các SOE sở
hữu (ví dụ, PetroVietnam và Vinacomin), nhưng các nhà đầu tư trong nước hiện
cũng đang tham gia vào lĩnh vực này, đặc biệt đối với các nhà máy nhỏ. Các IPP
hiện tại bán điện cho EVN theo các PPA trung hạn, các PPA này sẽ kết thúc khi
bắt đầu thị trường phát điện cạnh tranh.
- Các Nhà máy Điện Cổ phần hóa là các công ty cổ phần (JSC) được thành
lập từ các nhà máy điện của EVN, cổ phần được bán cho nhân viên và được
niêm yết trên thị trường chứng khoán, EVN nắm giữ ít nhất 51% cổ phần. Các
nhà máy này có hợp đồng với EVN với các điều kiện tương tự với các IPP.
- Các nhà máy do EVN sở hữu đang lập kế hoạch cổ phần hóa.
2.4 Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu
2.4.1 Giới thiệu tổng quan các phương pháp hạn chế tắc nghẽn truyền
tải trong thị trường điện [7]
Hiện nay trong thị trường điện có nhiều phương pháp để quản lý tắc nghẽn
cơ bản như sau:
- Cơ chế cost-free: bao gồm các hành động như cắt điện đường dây tắc
nghẽn hay điều chỉnh đầu phân áp, điều kiển Phase-Shifter hay dùng các thiết bị
FATCS.
- Cơ chế not-cost-free: điều chỉnh kế hoạch nguồn phát. Ưu tiên cắt các
giao dịch dựa vào thơng số sẵng lịng chi trả.
2.4.2 Tổng quan tình hình nghiên cứu
 Tình hình nghiên cứu trên thế giới
- Đề tài “Tính tốn chóng tắc nghẽn dùng UPFC giải thuật tiến hóa dựa
trên Logic mờ” [1] của H.Iranmanesh, M.Rashidi-Nejad: nghiên cứu này đề xuất
vị trí lắp đặt tối ưu của bộ điều khiển dịng cơng suất hợp nhất UPFC (Unified


19
Power Flow Controller). Trong việc kiểm soát tắc nghẽn, hàm mục tiêu là hàm

phi tuyến do đó để giải hàm này ta dùng giải thuật tiến hóa RGA (Real Genetic
Algorithm) để tính tốn tối ưu đồng thời dùng qui trình phân tích theo bậc AHP
(Analytical Hierarchy Process) dựa trên logic mờ để đánh giá RGA. Hệ thống
trên được thử nghiệm trên hệ thống IEEE 5 bus.
- Đề tài “Kiểm soát tắc nghẽn của hệ thống truyền tải dùng FACTS”[2] của
Liangzhong Yao, Phill Cartwright, Laurent Schmitt, Xiao-Ping Zhang về xem
xét ứng dụng của bộ bù dọc đồng bộ tĩnh SSSC (Static Series Synchronous
Compensator) để kiểm soát tắc nghẽn và tăng khả năng truyền tải của hệ thống
khi có nguồn năng lượng gió cao. Bài báo nghiên cứu và giải thích hiệu quả của
FACTS dựa trên điều khiển dịng cơng suất, làm giảm tắc nghẽn và tăng khả
năng truyền tải của mạng điện khi có điện gió đồng thời đảm bảo ổn định và an
toàn điện áp.
- Đề tài: “Phương pháp Giá biên tại nút (LMP)”

[3]

của Fangxing Li đề

xuất một giải pháp để loại bỏ các bước đường cong phụ tải của giá biên nút
(Location Marginal Price- LMP) đối với sự biến đổi phụ tải. Giải pháp mới được
đặt tên là liên tục giá biên nút (Continuous Location Marginal Price- CLMP) bởi
vì nó là một hàm chức năng liên tục đối với phụ tải. Hiện tại LMP là một
phương pháp dẫn đầu cho một bước biến đổi khi có một ràng buộc mới, hoặc
truyền tải hoặc máy phát trở thành một mối ràng buộc gia tăng phụ tải
 Tình hình nghiên cứu trong nước
- Đề tài “Ứng dụng SVC nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động của thị
trường điện” của Đinh Thành Việt, Trần Phương Nam[19], về vận hành hệ thống
điện theo cơ chế thị trường điện được Việt Nam và nhiều quốc gia trên thế giới
quan tâm nghiên cứu và áp dụng. Bài báo này nghiên cứu vị trí lắp đặt tối ưu
SVC trong thị trường điện nhằm gia tăng được biên độ ổn định điện áp tại các

nút đồng thời giảm giá biên nút (LMP) tại các nút. Việc nghiên cứu và ứng dụng
SVC để đáp ứng các yêu cầu trên sẽ rất hữu ích trong cơng tác vận hành thị
trường điện. Phần mềm mô phỏng PowerWorld 13 được sử dụng để hỗ trợ cho


20
việc xây dựng mơ hình tính tốn dựa trên dữ liệu của hệ thống điện mẫu IEEE 39
nút (New England).
- Đề tài “Các mơ hình quản lý thị trường điện lực và khả năng áp dụng tại
Việt Nam” của Nguyễn Thành Sơn[20], bài viết giới thiệu một số mơ hình quản lý
thị trường điện lực của các nước trên thế giới, đánh giá tình hình hoạt động kinh
doanh điện năng của ngành Điện Việt Nam, từ đó đưa ra mơ hình quản lý thị
trường điện lực có thể áp dụng tại Việt Nam. Bài viết cũng đưa ra một số ý kiến
tham khảo nhằm hồn thiện cơng tác quản lý thị trường điện lực Việt Nam.
- Đề tài “Nghiên cứu khả năng sử dụng thiết bị TCSC để nâng cao khả
năng truyền tải của hệ thống điện 500KV Việt Nam” của Lý Quỳnh Miên,
Nguyễn Văn Thắng[21], ĐH Bách Khoa Đà Nẵng, về khả năng truyền tải của
đường dây siêu cao áp và các tiêu chí kỹ thuật liên quan như điện áp vận hành,
ổn định, tổn thất công suất trên đường dây,... là những vấn đề được các nhà
nghiên cứu, kỹ sư thiết kế, vận hành đặt biệt quan tâm. Hệ thống điện 500kV
Việt Nam được xây dựng và đưa vào vận hành từ năm 1994, sau hơn 15 năm vận
hành hệ thống này được liên tục mở rộng và phát triển nhằm đáp ứng yêu cầu
truyền tải, cung cấp điện cho phụ tải của cả nước. Qua quá trình thực tế vận hành
hệ thống điện đã xuất hiện các chế độ vận hành mà công suất truyền tải trên
đường dây khá lớn - mùa hè, các hồ của nhà máy thủy điện ở miền Bắc thiếu
nước không thể phát đáp ứng yêu cầu phụ tải trên đường dây miền Trung ra
miền Bắc làm cho các đường dây bị quá tải, điện áp tại một số nút trên đường
dây giảm thấp dễ dẫn đến mất ổn định điện áp. Từ thực tiễn vận hành đặt ra yêu
cầu cho các nhà nghiên cứu và kỹ sư phải tìm ra giải pháp để nâng cao khả năng
truyền tải của đường dây 500kV Việt Nam.

Nhìn chung ngày nay các thiết bị FACTS được ứng dụng nhiều trong hệ
thống điện, đặt biệt TCSC là thiết bị có khả năng kiểm sốt tắc nghẽn tốt, đã có
nhiều đề tài nghiên cứu liên quan ở nước ngồi, tuy nhiên ở Việt Nam vẫn cịn là
hướng nghiên cứu mới.


21
CHƯƠNG 3:
ỨNG DỤNG THIẾT BỊ FACTS TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

3.1 Giới thiệu chung[22]
Thiết bị FACTS (Flexible AC Transmission System - hệ thống truyền tải
xoay chiều linh hoạt), chính là các hệ thống điện tử cơng suất có chức năng
khống chế cơng suất phản kháng. Sử dụng trong cấu hình phức tạp hơn, thiết bị
FACTS cho phép khống chế một hay nhiều thông số của hệ thống truyền tải điện
xoay chiều, trong đó có khống chế động điện áp, dịng điện, trở kháng và góc
pha.
Tiến sĩ Narain Hingorani, được nhiều người coi là cha đẻ của FACTS, nói
rằng FACTS là một công nghệ mở ra nhiều khả năng. FACTS cho phép công ty
điện lực khắc phục mọi ràng buộc hay hạn chế trên hệ thống điện gây ra bởi tính
năng điện áp kém, các quá độ hay tính ổn định bằng cách khống chế liên tục các
dịng cơng suất tác dụng và phản kháng. Ông Hingorani tin rằng các ứng dụng
của công nghệ FACTS không diễn ra nhanh như mong đợi vì sự bấp bênh của thị
trường do mơi trường điều tiết gây ra. Tụ điện phân dịng đóng cắt bằng cơ khí
có thể sử dụng để cung cấp cơng suất phản kháng, cuộn kháng phân dịng đóng
cắt bằng cơ khí có thể sử dụng để tiêu thụ cơng suất phản kháng, nhưng chúng
khơng thể xử lý được đóng cắt động. Đây là lĩnh vực mà các thiết bị FACTS thể
hiện vai trò mạnh mẽ. Kết hợp hai thiết bị phân dịng này và đóng cắt chúng
bằng thiết bị điện tử công suất ta sẽ được một thiết bị FACTS, cũng được mang
tên là thiết bị bù công suất phản kháng tĩnh (Static VAR Compensator - SVC), là

nguồn thay đổi công suất phản kháng.
3.2 Các loại thiết bị FACTS và các ứng dụng[22]
Các ứng dụng thông thường được biết đến với tên gọi là FACTS là sử dụng
các linh kiện điện tử công suất và các phương pháp hiện đại nhất để điều khiển
phần điện thế cao trong lưới điện. Các ứng dụng thứ 2 chính là nguồn cơng suất


22
tự tùy chỉnh, tập trung vào phân phối điện áp thấp và chính là một cơng nghệ
được tạo ra để điều chỉnh, báo cáo chất lượng điện kém và độ tin cậy của nguồn
cung cấp ảnh hưởng tới nhà máy, hộ tiêu thụ ...
Một số thiết bị FACTS: bộ bù tĩnh Thyristor-VAR (SVC) dùng làm bù đồng
bộ xoay, ngoại trừ nơi mà sự tăng mức độ ngắn mạch với tính hiệu hồi tiếp
nhanh. Công nghệ điện tử tiếp tục phát triển sự thay thế SVC bởi một loại bù
tĩnh dựa trên việc sử dụng các bộ chuyển đổi điện áp nguồn (VSCs) dần xuất
hiện. Chúng được gọi là STATCOM (bộ bù tĩnh), chúng có tất cả các chức năng
của SVC nhưng làm việc ở tốc độ cao hơn; chúng nhỏ gọn hơn và yêu cầu khi
cài đặt nhỏ ít hơn và nhỏ hơn so với khi lắp đặt SVC. STATCOM cơ bản chức
năng với VSC tron hệ thống AC. Trong việc truyền tải điện áp cao, thiết bị
FACTS phổ biến nhất là: STATCOM, bộ điều khiển dòng hợp nhất (UPFC) và
HVDC-VSC.
3.2.1 Thiết bị SVC[22 ]:
SVC bao gồm một bộ TCR song song với tụ điện, SVC giống như điện
kháng biến thiên, tạo ra hay hấp thụ công suất phản kháng để điều chỉnh cường
độ điện áp tại điểm kết nối với các mạng điện AC. Nó được sử dụng rộng rãi để
cung cấp đáp ứng nguồn và hỗ trợ điều chỉnh điện áp. Việc kiểm sốt góc kích
của Thyristor cho phép SVC có tốc độ đáp ứng gần như tức thời. Một giản đồ đại
diện của SVC được chỉ ra trong hình 3.1.

23

Hình 3.1 Sơ đồ của SVC trong lưới điện
3.2.2 Thiết bị STATCOM[22 ]:
STATCOM bao gồm một VSC và biến áp có gắn Shunt. Đó là bộ phận
tĩnh tương ứng của tụ điện đồng bộ luân phiên (xoay ngưng đồng bộ) nhưng nó
sản sinh ra và tiêu thụ cơng suất phản kháng một cách nhanh hơn bởi vì khơng
có các thành phần chuyển động tham gia. Về nguyên tắc, nó thực hiện chức năng
điều chỉnh điện áp tương tự như SVC nhưng với một trạng thái mạnh mẽ hơn vì
sự hoạt động của nó khơng bị suy giảm khi có điện áp thấp.

Hình 3.2 Hệ thống bù tĩnh (STATCOM)


24
3.2.3

Thiết bị SSSC[22 ]:

SSSC gồm 2 biến thế, 1 Inverter và 1 tụ bù. SSSC nối tiếp với đường dây
truyền tải qua biến thế. Nguyên tắc vận hành của SSSC, điện áp có thể điều
chỉnh qua trở kháng của đường dây truyền tải. Vì thế có thể điều khiển dịng
cơng suất của đường dây truyền tải.

Hình 3.3 Mơ hình thiết bị SSSC

Hình 3.4 Sơ đồ mạch điện tương đương của SSSC
3.2.4

Thiết bị UPFC[22 ]:

UPFC bao gồm hai VSC chia sẻ một tụ điện thơng thường về phía DC của
chúng và một hệ thống kiểm soát thống nhất. Một đơn cử của UPFC được đưa ra
trong hình 3.5 UPFC đồng thời cho phép kiểm sốt dịng cơng suất có ích, dịng
cơng suất phản kháng và cường độ điện áp tại các thiết bị UPFC. Ngồi ra, bộ
điều khiển có thể được thiết lập để kiểm sốt một hoặc nhiều các thơng số khác
nhau bất kỳ hoặc khơng kiểm sốt bất cứ cái gì trong đó (Fuerte-Esquivel, Acha,
và Ambriz Pe'rez, 2000b).