zunia.vn

Tuyển sinh 2024 dành cho Gen-Z

zunia.vn

» Luận Văn - Báo Cáo

» Báo cáo khoa học

Báo cáo nghiên cứu khoa học: " PHƯƠNG PHÁP CHÀO GIÁ ĐIỆN CẠNH TRANH THEO MÔ HÌNH GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐỐI VỚI CÁC NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN"

Chia sẻ: Nguyễn Phương Hà Linh Nguyễn Phương Hà Linh | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:9

Báo xấu

118
lượt xem 16
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Bài báo trình bày phương pháp chào giá bán điện cạnh tranh theo mô hình chào giá tự do (PBP- Price Based Pool) nhằm áp dụng cho thị trường phát điện cạnh tranh. Cơ sở để chào giá là chi phí biên phát điện và giá điện được xác định bằng kết quả của bài toán phân bổ công suất kinh tế tối ưu cho các tổ máy để tổng chi phí phát điện toàn hệ thống bé nhất.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Báo cáo nghiên cứu khoa học: " PHƯƠNG PHÁP CHÀO GIÁ ĐIỆN CẠNH TRANH THEO MÔ HÌNH GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐỐI VỚI CÁC NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN"

TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 PHƯƠNG PHÁP CHÀO GIÁ ĐIỆN CẠNH TRANH THEO MÔ HÌNH GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐỐI VỚI CÁC NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN A COMPETITIVE BIDDING METHOD IN RESPECT OF THE PRICE BASED POOL MODEL FOR THERMAL GENERATORS Lê Kim Hùng Đại học Đà Nẵng Đỗ Thanh Sơn Công ty CP Điện lực Khánh Hòa TÓM TẮT Bài báo trình bày phương pháp chào giá bán điện cạnh tranh theo mô hình chào giá tự do (PBP- Price Based Pool) nhằm áp dụng cho thị trường phát điện cạnh tranh. Cơ sở để chào giá là chi phí biên phát điện và giá điện được xác định bằng kết quả của bài toán phân bổ công suất kinh tế tối ưu cho các tổ máy để tổng chi phí phát điện toàn hệ thống bé nhất. Các công ty phát điện thay đổi giá chào bằng cách điều chỉnh đặc tính chi phí biên và do đó sẽ làm thay đổi đặc tính chi phí biên tổng hợp của toàn hệ thống. Từ đó dẫn đến sản lượng điện phát ra và giá bán điện thay đổi theo. ABSTRACT This article presents a competitive electrical energy price bidding method in terms of the price based pool model applied to the competitive electrical generation market. The bidding is based on a marginal cost and electricity price is determined by the result of the economic allocation optimization of generators output so that the total generation cost of the whole system is minimized. Generator companies change their bidding prices by adjusting their marginal cost factors; therefore, this varies the comprehensive marginal cost factors of the whole system, which leads to a change in both generators’ output and electrical energy price. 1. Đặt vấn đề Trong thị trường phát điện cạnh tranh có 02 kiểu chào giá bán điện tương ứng với 02 mô hình thị trường là:  Chào giá dựa trên chi phí áp dụng cho mô hình thị trường giá theo chi phí (CBP – Cost Based Pool)  Chào giá tự do áp dụng cho mô hình thị trường giá theo quy luật cung cầu (PBP – Price Based Pool) Mô hình CBP giảm thiểu rủi ro do nó bảo đảm cho các nhà đầu tư vào nguồn điện thu hồi vốn, nhà nước dễ kiểm soát và ổn định giá điện nhưng ít có tính cạnh tranh. Ngược lại, mô hình PBP có tính cạnh tranh cao hơn nhưng cũng tiềm ẩn nhiều rủi ro cho các công ty phát điện, giá điện dao động nhiều ảnh hưởng đến người tiêu dùng. Vấn đề đặt ra là xem xét phương pháp chào giá, tính toán xác định giá bán và sản lượng của 1
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 từng nhà máy trong từng giờ theo mô hình PBP để kiểm soát được giá điện đồng thời tạo sự minh bạch cho thị trường cạnh tranh. Để giải quyết vấn đề này, bài báo đề xuất phương pháp chào giá bán điện dựa vào chi phí biên phát điện. Giá chào bán là một hàm số tuyến tính của sản lượng phát. Từ các bảng chào giá của các nhà máy phát điện và nhu cầu phụ tải, Công ty mua điện duy nhất (SB – Single Buyer) tính toán giá điện và sản lượng điện mua của từng công ty phát điện trong từng giờ, bảo đảm yêu cầu cân bằng phụ tải và chi phí phát điện toàn hệ thống thấp nhất. Bất kỳ một công ty phát điện nào đó trong hệ thống điều chỉnh giá chào cũng sẽ làm cho kết quả tính toán giá điện và sản lượng của tất cả các công ty phát điện trong toàn hệ thống thay đổi. Nhờ vậy, các công ty phát điện có thể cạnh tranh để tăng lợi nhuận cho mình bằng cách điều chỉnh giá chào. Phương pháp này cũng giúp các cơ quan thẩm quyền có cơ sở để quản lý, kiểm soát thị trường điện, bảo đảm thị trường hoạt động minh bạch. 2. Phương pháp luận Chi phí phát điện của mỗi tổ máy là một hàm số với công suất phát, nhiều nghiên cứu xem đây là một hàm số bậc 2 [1,4,5]: Ci = ai + bi.Pi + ci.Pi2 Trong đó :  Ci là chi phí phát điện của tổ máy i.  Pi là công suất phát của tổ máy i.  ai , bi và ci là các hệ số chi phí. Tổng chi phí phát điện toàn hệ thống là : Gọi PL là tổng nhu cầu phụ tải, Pi là công suất khả phát của tổ máy thứ i. Trên cơ sở cân bằng phụ tải ta có: Để chi phí vận hành hệ thống thấp nhất ta phải giải bài toán phân bố công suất kinh tế cho các nhà máy nhiệt điện. Đây là bài toán tối ưu có thể giải bằng phương pháp hệ số bất định Lagrange để tìm các công suất phát Pi của các tổ máy với tổng chi phí C bé nhất. Gọi λ là hệ số bất định, ta có hàm mục tiêu: Ф= + λ( ) Điều kiện để hàm mục tiêu tối thiểu: Giải hệ phương trình này ta có kết quả phân phối công suất tối ưu của các tổ máy: 2
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 λ C P P λ = C’ = b + 2.c.P C = a + b.P + c.P2 Hình 1. Đặc tính chi phí và chi phí biên của các tổ máy Ở đây λ chính là chi phí biên của các tổ máy. Vậy phân phối tối ưu công suất phát của các tổ máy đạt được khi chi phí biên của mọi tổ máy đều bằng nhau. Kết hợp đặc tính chi phí biên của từng tổ máy (hình 1), ta tạo được đặc tính chi phí biên tương đương của mọi tổ máy để tổ hợp tất cả tổ máy như là một tổ máy theo phương pháp minh họa bằng hình 2. Từ đặc tính chi phí biên tổng hợp chúng ta hoàn toàn có thể xác định chính xác công suất phân bổ tối ưu, chi phí biên của từng tổ máy và tổng chi phí phát điện thấp nhất của các nhà máy nhiệt điện tương ứng với từng nhu cầu phụ tải PL. λ λ6 III λ5 I λ4 λop λ3 λ2 I λ1 Pmin1 Pmin2 PI PII PIII PL PIV PV PVI Pmax1 Pmax3 Pmin3 Pmax2 Hình 2. Đặc tính chi phí biên tổng hợp của nhiều tổ máy Đối với các nhà máy thủy điện, nguyên tắc phân bố công suất theo biểu đồ phụ tải là sau khi trừ đi phần công suất phát tối thiểu bắt buộc của các tổ máy thủy điện dòng sông và các tổ máy phục vụ tưới tiêu, tiếp đến sẽ được huy động để phủ đỉnh sao cho phần còn lại của biểu đồ là bằng phẳng nhất để vận hành tối ưu các tổ máy nhiệt điện trong hệ thống. [2] 3
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 Chúng ta thừa nhận các công ty phát điện có giá bán điện bằng với chi phí biên [4], sẽ chào bán điện bằng cách chào hàm chi phí của mình với các giới hạn Pmax, Pmin. Khi điều chỉnh độ dốc đặc tính chi phí biên (thực chất là điều chỉnh hệ số c trong hàm chi phí) các công ty phát điện sẽ có một chi phí biên/giá chào mới, bài toán sẽ cho một kết quả phân bổ công suất mới. PI = Pmin1 ; PII = P1 (λ2) + Pmin2 ; PIII = P1 (λ3) + P2 (λ3) + Pmin3 PIV = Pmax1 + P2 (λ4) + P3(λ4) + Pmin4 ; PV = Pmax1 +Pmax2+ P3 (λ5) PVI = Pmax1 +Pmax2+ Pmax3 Với phương pháp xác định này, các tổ máy có chi phí biên thấp sẽ được ưu tiên huy động trước, các tổ máy có chi phí biên cao có thể không được huy động. Như vậy, các công ty phát điện phải có chiến lược chào giá hợp lý. Nếu chào giá quá cao, công suất huy động thấp có thể lợi nhuận sẽ thấp, ngược lại, chào giá quá thấp, công suất huy động cao nhưng lợi nhuận cũng không cao. Mặt khác, quyết định chào giá của một công ty không những chỉ ảnh hưởng đến lợi nhuận của mình mà còn ảnh hưởng đến lợi nhuận của các công ty khác, giống như một trò chơi (game). λ λ 3 λop3 2 λop2 B 1 λop1 λ‘op3 A λ‘op1 P’B P’A P PL P’L PB P’’B P’’A Hình 3. Đặc tính chi phí biên tổng hợp của 2 tổ máy với các chiến lược khác nhau Hình 3 vẽ các đặc tính chi phí biên của A và B, trong đó A không thay đổi chiến lược nên đặc tính cố định (nét liền), B thay đổi chiến lược 1,2,3, với mỗi chiến lược B có một đặc tính có độ dốc khác nhau (nét đứt). Tương ứng ta có 3 đặc tính tổng hợp 1,2,3 khác nhau (đường gãy khúc). Trong đó chiến lược 1 giá thấp kc. Với cùng phụ tải P’L khi B chọn chiến lược giá cao (đặc tính 3) ta có công suất huy động của A và B là P’A, P’B và chi phí biên tối ưu λop = λ’op3 , khi B chọn chiến lược giá thấp ta có công suất của A và B là P’’A, P’’B và λop = λ’op1. Trong đó P’A >P’’A và P’B
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 từng chiến lược của B (λ’op3 và λ’op1). Với phụ tải PL đủ lớn như hình vẽ (PL>>P’L), A luôn luôn phát công suất cực đại PA = PAmax, B phát công suất PB = PL – PAmax. Khi B thay đổi chiến lược 1,2,3, công suất phát của A và B không đổi nhưng chi phí biên tối ưu op thay đổi lần lượt là op1, op2 và op3. Điều này có nghĩa là khi phụ tải lớn, do công suất của A bé nên A không thể cạnh tranh với B. B có thể lựa chọn chiến lược tùy ý để tăng lợi nhuận nhờ giá điện (λop) tăng mà không bị giảm sản lượng phát. Trong trường hợp này B có thể “thao túng” thị trường đẩy giá điện lên cao do không còn đối thủ cạnh tranh. Phương pháp luận trình bày trên cho phép các nhà máy có thể chào giá bán điện tự do, việc xác định giá bán điện dựa trên kết quả tính toán một cách khoa học giúp cho thị trường cạnh tranh minh bạch. Phương pháp này cũng giúp cho các cơ quan quản lý thị trường điện dự báo được giá điện và các khả năng thao túng thị trường để có biện pháp ngăn ngừa. 3. Tính toán thử nghiệm và phân tích Bảng 1. Thông số 10 nguồn điện Công suất (MW) Hệ số chi phí Nhà máy Pmin Pmax a b c 1 15 60 750 70 1,53 2 20 80 1250 75 1,2 3 30 100 2000 67,5 1,17 4 25 120 1600 70 1,14 5 50 150 1450 77 0,63 6 75 280 3600 67,5 0,39 7 120 320 5250 69,8 0,2 8 50 150 5000 66,45 0,42 9 200 520 2450 63,2 0,42 10 75 200 4100 60,7 0,45 Xét một hệ thống có 10 nguồn điện với thông số cho ở bảng 1, tổng nhu cầu phụ tải là PL=1.500 MW. Khi tất cả nhà máy chào giá bằng chi phí biên ta có được kết quả ở bảng 2 và đặc tính chi phí biên tổng hợp ở hình 4. Nếu một hoặc nhiều nhà máy thay đổi chiến lược chào giá, công suất huy động và lợi nhuận của từng nhà máy sẽ thay đổi. Bảng 3 là kết quả khi nhà máy 6 chào giá cao (k=1.1) và thấp (k=0.9), 5
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 các nhà máy còn lại chào giá bằng chi phí biên. Với phụ tải PL=1500MW, khi nhà máy 6 thay đổi chiến lược chào giá khác với chi phí biên, giá bán điện, lợi nhuận và sự phân bổ công suất sẽ thay đổi, nếu chào giá thấp (k=0,9) công suất huy động của nó là 239,3641MW, lợi nhuận 14.276,09$/h, trường hợp chào giá cao (k=1,1) công suất huy động giảm xuống còn 205,0979MW nhưng lợi nhuận tăng lên 16.086,49$/h do giảm chi phí phát điện và giá bán tăng. Để bảo đảm cân bằng công suất nguồn và phụ tải, lượng công suất giảm của nhà máy 6 sẽ được phân bổ cho các nhà máy khác nhưng vẫn bảo đảm chi phí phát điện toàn hệ thống thấp nhất. Nhà máy 10 phải gánh thêm phần công suất của 6 nên mang đầy tải. Bảng 2. Công suất huy động và lợi nhuận của các nhà máy – Tất cả nhà máy đều chào giá bằng chi phí biên Công suất Đơn giá λop Doanh thu Chi phí ($/h) Lợi nhuận ($/h) Nhà máy Ghi chú (MW) ($/MWh) ($/h) (1) (2) (3) (4)=(2)*(3) (5) (6)=(4)-(5) 1 55,4026 239.5320 13.270,70 9.324,44 3.946,26 2 68,5550 239.5320 16.421,12 12.031,37 4.389,75 3 73,5179 239.5320 17.609,90 13.286,18 4.323,72 4 74,3561 239.5320 17.810,68 13.107,80 4.702,87 5 128,9937 239.5320 30.898,11 21.865,31 9.032,80 6 220,5538 239.5320 52.829,70 37.458,54 15.371,16 7 320,0000 239.5320 76.650,24 48.066,00 28.584,24 Đầy tải 8 150,0000 239.5320 35.929,80 24.417,50 11.512,30 Đầy tải 9 209,9190 239.5320 50.282,33 34.224,61 16.057,72 10 198,7022 239.5320 47.595,54 33.928,38 13.667,16 Cộng 1.500,0000 359.298,11 247.710,14 111.587,97 Bảng 3. Công suất huy động và lợi nhuận của các nhà máy NM 6 chào giá cao - Giá điện: 243,474($/Mwh) NM 6 chào giá thấp - Giá điện: 235,5336 ($/Mwh) Nhà Công suất Doanh thu Chi phí ($/h) Lợi nhuận Công suất Doanh thu Chi phí ($/h) Lợi nhuận máy (MW) ($/h) ($/h) (MW) ($/h) ($/h) 1 56,6908 13.802,75 9.635,55 4.167,19 54,0959 12.741,41 9.014,06 3.727,35 2 70,1975 17.091,27 12.428,04 4.663,23 66,8890 15.754,61 11.635,64 4.118,97 3 75,2026 18.309,87 13.693,02 4.616,85 71,8092 16.913,49 12.880,30 4.033,18 4 76,0851 18.524,74 13.525,35 4.999,39 72,6025 17.100,32 12.691,24 4.409,07 5 132,1222 32.168,33 22.620,87 9.547,46 125,8203 29.634,91 21.111,54 8.523,37 6 205,0979 49.936,01 33.849,52 16.086,49 239,3641 56.378,29 42.102,19 14.276,09 7 320,0000 77.911,68 48.066,00 29.845,68 320,0000 75.370,75 48.066,00 27.304,75 6
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 8 150,0000 36.521,10 24.417,50 12.103,60 150,0000 35.330,04 24.417,50 10.912,54 9 214,6119 52.252,42 35.357,95 16.894,47 205,1590 48.321,85 33.093,95 15.227,90 10 200,0000 48.694,80 34.240,00 14.454,80 194,2596 45.754,65 32.873,10 12.881,55 Cộng 1.500,0000 365.212,96 247.710,14 117.502,82 1.500,0000 353.300,32 247.710,14 105.590,18 Bảng 4. Giá bán điện, công suất huy động, lợi nhuận của các nhà máy 1 và 6 khi tải thay đổi Công suất Lợi nhuận PL Giá bán λop Ghi chú Nhà máy 1 Nhà máy 6 Nhà máy 1 Nhà máy 6 700 151,1041 26,5046 107,1847 324,82 880,54 750 156,9960 28,4301 114,7385 486,65 1.534,32 800 162,8873 30,3553 122,2914 659,81 2.232,52 900 174,6704 34,2060 137,3979 1.040,18 3.762,50 1.000 186,4537 38,0568 152,5047 1.465,93 5.470,50 1.100 199,9020 42,4516 169,7462 2.007,28 7.637,37 1.200 220,7510 49,2650 196,4756 2.963,38 11.455,04 1.450 231,2100 52,6830 209,8846 3.496,51 13.580,11 1.500 239,5320 55,4026 220,5538 3.946,26 15.371,16 1600 260,220 60,0000 247,0769 5.155,20 20.208,33 1 đầy tải Khi phụ tải PL thay đổi, công suất huy động, giá bán điện và chi phí, lợi nhuận của tất cả nhà máy đều thay đổi. Nếu PL tăng sẽ làm cho giá bán tăng và công suất huy động tăng, tuy nhiên mức công suất tăng thêm của từng nhà máy sẽ khác nhau tùy thuộc vào đặc tính chi phí biên và Pmax, Pmin của nó. Ở mức công suất thấp, một số nhà máy có λmin hoặc Pmin cao không được huy động, chẳng hạn như nhà máy 9 có Pmin quá cao nên không được huy động khi PL
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 8 50.00 150.00 5,000.00 66.45 0.42 156.9960 107.7929 16,923.05 17,042.94 -119.89 9 200.00 520.00 2,450.00 63.20 0.42 156.9960 0.0000 0.00 0.00 0.00 10 75.00 200.00 4,100.00 60.70 0.45 156.9960 106.9956 16,797.87 15,746.25 1,051.62 Pl=700 9 không vận hành; 2,3,4,8 bị lỗ Pmin Pmax a b c lamda P D. thu Chi phí L. nhuận 1 15 60 750 70 1.53 151.1041 26.5046 4,004.95 3,680.14 324.82 2 20 80 1250 75 1.2 151.1041 31.7100 4,791.52 4,834.89 -43.37 3 30.00 100.00 2,000.00 67.50 1.17 151.1041 35.7282 5,398.68 5,905.17 -506.49 4 25.00 120.00 1,600.00 70.00 1.14 151.1041 35.5720 5,375.07 5,532.55 -157.48 5 50.00 150.00 1,450.00 77.00 0.63 151.1041 58.8128 8,886.85 8,157.72 729.13 6 75.00 280.00 3,600.00 67.50 0.39 151.1041 107.1847 16,196.05 15,315.51 880.54 7 120.00 320.00 5,250.00 69.80 0.20 151.1041 203.2603 30,713.46 27,700.51 3,012.95 8 50.00 150.00 5,000.00 66.45 0.42 151.1041 100.7787 15,228.07 15,962.41 -734.34 9 200.00 520.00 2,450.00 63.20 0.42 151.1041 0.0000 0.00 0.00 0.00 10 75.00 200.00 4,100.00 60.70 0.45 151.1041 100.4490 15,178.26 14,737.76 440.50 4. Kết luận Phương pháp trình bày trên cho phép các công ty bán điện được chào giá tự do, giá bán của mọi nhà máy đều giống nhau được xác định bằng chi phí biên tổng hợp. Tuy nhiên công suất huy động sẽ khác nhau phụ thuộc vào giá chào, sản lượng bán và lợi nhuận của từng công ty sẽ khác nhau và do vậy nó có tính cạnh tranh. Giá chào được thừa nhận là một hàm tuyến tính theo sản lượng điện phát, chào giá bán điện thực chất là chào đặc tính chi phí biên hay nói cách khác là chào hàm chi phí. Phương pháp chào giá và xác định giá điện, sản lượng điện bán của từng nhà máy giới thiệu trong bài báo mang tính hợp lý và có thể áp dụng cho thị trường chào giá tự do. Nó cũng giúp cho các cơ quan chức năng có cơ sở khoa học để quản lý, kiểm soát thị trường điện nhằm bảo đảm thị trường cạnh tranh minh bạch. Tuy nhiên, ở đây chỉ mới giới thiệu trường hợp đơn giản để minh họa, để có kết quả chính xác hơn, ta cần phải xét đến tổn thất và các giới hạn truyền tải. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Trần Đình Long, Đàm Xuân Hiệp, Đặng Quốc Thống, Nguyễn Minh Thắng (2008), Áp dụng lý thuyết trò chơi trong chào giá các nhà máy điện trên thị trường cạnh tranh, Tạp chí Khoa học & Công nghệ các trường Đại học Kỹ thuật, số 63- 2008. 8
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 3(32).2009 [2] Thủ tướng Chính phủ (QĐ 101/2007/QĐ-TTg ngày 18/07/2007), Đề án quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006 – 2015 có xét triển vọng đến năm 2015 (Tổng sơ đồ VI). [3] Kwang-Ho Lee, Ross Bandick (Vol.18, No.4, November 2003), Solving Three- Players Games by the Matrix Approach With Application to an Electric Power Market, IEEE,. [4] Mohammad Shahidehpour, Hatim Yamin, Zuyi Li; Market Operations In Electric Power Systems; IEEE; WILEY- INTERSCIENCE. [5] Xiliu Wan, Xin Gao (2003), Generation Bidding Strategies for Marginal Price Base Power Market, IEEE. 9

CÓ THỂ BẠN MUỐN DOWNLOAD

LV.11: Bộ Luận Văn Tốt Nghiệp Chuyên Ngành Tài Chính Ngân Hàng

172 tài liệu

837 lượt tải

THÔNG TIN

TRỢ GIÚP

HỖ TRỢ KHÁCH HÀNG

Theo dõi chúng tôi

Chịu trách nhiệm nội dung:

Nguyễn Công Hà - Giám đốc Công ty TNHH TÀI LIỆU TRỰC TUYẾN VI NA

LIÊN HỆ

Địa chỉ: P402, 54A Nơ Trang Long, Phường 14, Q.Bình Thạnh, TP.HCM

Hotline: 093 303 0098

Email: support@tailieu.vn

Giấy phép Mạng Xã Hội số: 670/GP-BTTTT cấp ngày 30/11/2015 Copyright © 2022-2032 TaiLieu.VN. All rights reserved.