Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật điện: Nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh, tối ưu dòng chảy công suất và xác định phí trên lưới điện truyền tải

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM --------------------

ĐẶNG QUANG VINH

NGHIÊN CỨU THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH, TỐI ƯU DÒNG CHẢY CÔNG SUẤT VÀ XÁC ĐỊNH PHÍ TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

LUẬN VĂN THẠC SĨ Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã số ngành: 60520202

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2014

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM --------------------

ĐẶNG QUANG VINH

NGHIÊN CỨU THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH, TỐI ƯU DÒNG CHẢY CÔNG SUẤT VÀ XÁC ĐỊNH PHÍ TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

LUẬN VĂN THẠC SĨ Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN

Mã số ngành: 60520202

HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGÔ CAO CƯỜNG

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 01 năm 2014

iii

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS. NGÔ CAO CƯỜNG

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM ngày ..…. tháng …… năm ……….

Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)

Họ và Tên

TT 1 2 3 4 5

TS. Võ Ngọc Điều TS. Nguyễn Hùng TS. Huỳnh Quang Minh PGS.TS. Lê Kim Hùng TS. Trương Việt Anh

Chức danh Hội đồng Chủ tịch Phản biện 1 Phản biện 2 Ủy viên Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận văn sau khi Luận văn đã được

sửa chữa (nếu có).

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM PHÒNG QLKH – ĐTSĐH ------------------

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

TP. HCM, ngày …. tháng ….. năm……

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: ĐẶNG QUANG VINH Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 26/07/1977 Nơi sinh: Ninh Thuận

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện MSHV: 1241830041

I- TÊN ĐỀ TÀI: Nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh, tối ưu dòng chảy công suất và xác định phí trên lưới điện truyền tải

II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

Chương 0: Mở đầu.

Chương 1: Tổng quan về thị trường điện, chủ trương quy định về thị trường hóa thị trường điện bán buôn ở Việt Nam.

Chương 2: Những vấn đề về truyền tải điện và các lựa chọn cho thị trường điện cạnh tranh.

Chương 3: Nghiên cứu các phương pháp tối ưu dòng chảy công suất, đề xuất phương pháp ứng dụng cho thị trường điện Việt Nam.

Chương 4: Nghiên cứu các phương pháp xác định phí truyền tải, đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam.

Chương 5: Mô phỏng bài toán tối ưu dòng chảy công suất dựa trên ràng buộc thị trường và tắt nghẽn, tính phí tương ứng cho hệ thống.

Kết luận và kiến nghị III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 12/06/2013

IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 12/12/2013

V- CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS. Ngô Cao Cường

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký)

TS. NGÔ CAO CƯỜNG

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả

nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công

trình nào khác.

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được

cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc.

Học viên thực hiện Luận văn

ĐẶNG QUANG VINH

LỜI CÁM ƠN

Trước tiên tôi xin chân thành cảm ơn đối với thầy cô giáo Trường Đại học Công

nghệ Tp Hồ Chí Minh, đã truyền đạt những kiến thức quý báo trong suốt quá trình

học tập tại trường. Đặc biệt tôi xin bày tỏ lòng kính trọng và sự biết ơn sâu sắc tới

thầy giáo TS. Ngô Cao Cường - Trường Đại học Công nghệ TP.Hồ Chí Minh,

người đã luôn tận tình hướng dẫn, động viên và giúp đỡ tôi hoàn thành luận văn

này.

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn tới các thầy cô khoa Cơ - Điện - Điện Tử, Phòng Quản

lý Khoa học và Đào tạo sau Đại học đã tạo điều kiện thuận lợi nhất cho tôi trong

quá trình học tập, nghiên cứu.

Cuối cùng tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới những người thân trong gia đình,

bạn học cùng lớp và đồng nghiệp, những người luôn bên tôi, động viên tôi trong

suốt quá trình hoàn thành khoá học và luận văn này.

TP.Hồ Chí Minh, ngày … tháng … năm ……

Tác giả

ĐẶNG QUANG VINH

vii

TÓM TẮT

Điện là một nguồn năng lượng không thể thiếu trong sự phát triển nền kinh tế của

bất kỳ quốc gia nào trên thế giới, đặc biệt là đối với những quốc gia đang phát triển

như Việt Nam. Nhằm đáp ứng sự phát triển của nền kinh tế cũng như sự hội nhập

trong khu vực, ngành điện Việt Nam đã và đang có những sự chuyển biến đáng kể

trong những năm qua, cụ thể là đang tiến hành thị trường hóa ngành điện. Hiện nay

ngành điện Việt Nam đang ở cấp độ thị trường phát điện cạnh tranh (2005 - 2014),

đây là cấp độ đầu tiên trong ba cấp độ của một quá trình thị trường hóa toàn phần

ngành điện. Hai cấp độ tiếp theo đó là cấp độ thị trường bán buôn điện cạnh tranh

(2015-2022) và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (sau 2022), cả hai cấp độ này sẽ có

nhiều vấn đề mà chúng ta cần phải giải quyết, đặc biệt là cấp độ thị trường bán buôn

điện cạnh tranh sắp tới. Trong cấp độ này, những vấn đề như là lựa chọn mô hình

thị trường, nghiên cứu các phương pháp xác định phí, v.v, cũng như ứng dụng

những thuật toán để tối ưu hoạt động của hệ thống. Đó là lý do để chọn đề tài

“Nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh, tối ưu dòng chảy công suất và

xác định phí trên lưới điện truyền tải”, việc giải quyết vấn đề trong luận văn sẽ

hướng đến một khía cạnh vấn đề cần giải quyết trong cấp độ thị trường bán buôn

điện cạnh tranh ở Việt Nam sắp tới.

Luận văn tập trung vào việc nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh; trong

đó tập trung vào việc lựa chọn mô hình thị trường, cấu trúc lưới truyền tải điện. Sau

đó nghiên cứu các phương pháp tối ưu dòng chảy công suất (OPF) như phương

pháp Gradient, Newton, ACO, PSO, v.v… trình bày ưu và nhược điểm của mỗi

phương pháp, các ứng dụng OPF trong thị trường điện và chọn phương pháp ứng

dụng cho thị trường điện Việt Nam. Tiếp theo nghiên cứu các phương pháp xác

định phí truyền tải như phương pháp “tem thư”, MW-km, v.v… đề xuất phương

pháp tính phí truyền tải ứng dụng cho thị trường điện Việt Nam. Sau cùng là sự mô

phỏng trên phần mềm PowerWorld Simulator thể hiện bài toán tối ưu và xác định

phí tương ứng, thêm vào đó là sự phân tích các thành phần của giá biên nút (LMP)

trong bài toán tối ưu của hệ thống điện.

viii

ABSTRACT

Electricity is an energy source which is indispensable in economic development of any

country in the world, especially in regard to developing countries like Vietnam. In

order to meet the growth of the country’s economy as well as in regional integration,

Vietnam’s power sector has had a remarkable transformation in recent years, namely

marketization of power sector is in progress. Currently, Vietnam’s power sector is at

the level of competitive electricity market (2005-2014) which is the first of the three

levels of a fully marketizing process of electricity sector. The next two levels are those

competitive wholesale electricity market (2015-2022) and competitive retail electricity

market (after 2022), both of these levels will bring many issues that need to be solved,

especially the level of coming competitive wholesale electricity market. In this level,

issues such as market model selection, research of cost determining methods, etc… as

well as the application of algorithms to optimize the operation of the system. That is the

reason to choose the topic “Researching on competitive wholesale electricity market,

optimal power flow and cost determination of electricity transmission grids”, the

solution of issues mentioned in the thesis will address to an issue aspect that needs to

be solved in the level of competitive wholesale electricity market in Vietnam in future.

The thesis focuses on researching competitive wholesale electricity market; in which

focusing on the selection of the market model, structure of transmission grid. Then,

researching on the methods of Optimal Power Flow (OPF) such as Gradient, Newton,

ACO, PSO, etc…, presenting the advantages and disadvantages of each method,

applications of OPF in electricity markets and selecting application method for

Vietnam’s power market. Next, researching on methods of transmission cost

determination such as “postage-stamp”, MW-km, etc…, proposing method of applied

transmission cost calculation for Vietnam’s power market. The final one is the

simulation shown by PowerWorld Simulator software which presents an optimal

problem and corresponding cost determination, in addition to the analysis on the

compositions of Location Marginal Price (LMP) in the optimal problem of power

system.

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ........................................................................ xiii DANH MỤC CÁC BẢNG........................................................................................xv DANH MỤC CÁC HÌNH....................................................................................... xvi CHƯƠNG 0. MỞ ĐẦU .............................................................................................1 Đặt vấn đề ...............................................................................................1 0.1 0.2 Tính cấp thiết của đề tài ..........................................................................2 0.3 Mục tiêu của đề tài ..................................................................................3 Nội dung nghiên cứu...............................................................................3 0.4 Phương pháp luận và phương pháp nghiên cứu......................................4 0.5 0.5.1 Phương pháp luận...................................................................................4 0.5.2 Phương pháp nghiên cứu........................................................................4

1.1

1.2

2.1 CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN, CHỦ TRƯƠNG QUY ĐỊNH VỀ THỊ TRƯỜNG HÓA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN BÁN BUÔN Ở VIỆT NAM .....................................................................................................................................6 Tổng quan về TTĐ ..................................................................................6 1.1.1 Giới thiệu chung ....................................................................................6 1.1.2 Lịch sử hình thành và phát triển ngành điện Việt Nam ........................7 1.1.3 Một số khái niệm chung.........................................................................9 1.1.3.1 Độc quyền và độc quyền tự nhiên ..................................................9 1.1.3.2 Khái niệm TTĐ và TTĐ hoàn hảo ................................................11 1.1.4 Tổng quan hoạt động HTĐ theo cơ chế kín và mở..............................12 1.1.4.1 Hệ thống điện kín ..........................................................................12 1.1.4.2 Hệ thống điện mở .........................................................................13 1.1.5 Các lý do dẫn đến TTĐ ........................................................................14 1.1.6 Các thành phần cơ bản của TTĐ bán buôn ..........................................15 1.1.6.1 Thị trường điện bán buôn..............................................................15 1.1.6.2 TTĐ mở rộng đến bán lẻ...............................................................17 Chủ trương quy định về thị trường hóa TTĐ bán buôn ở Việt Nam ....18 1.2.1 Lộ trình triển khai TTĐ cạnh tranh ở Việt Nam ..................................18 1.2.1.1 Cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (2005 - 2014) ............18 1.2.1.2 Cấp độ 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015 - 2022) ....19 1.2.1.3 Cấp độ 3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2022) ..........20 1.2.2 Chủ trương trong TTĐ bán buôn .........................................................21 1.2.2.1 Chủ trương của Chính phủ ............................................................21 1.2.2.2 Chủ trương của Bộ Công thương ..................................................22 1.2.2.3 Chủ trương trong Luật điện lực.....................................................23 CHƯƠNG 2. NHỮNG VẤN ĐỀ VỀ TRUYỀN TẢI ĐIỆN VÀ CÁC LỰA CHỌN CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH ...........................................................24 Những vấn đề về truyền tải điện trong TTĐ.........................................24 2.1.1 Vận hành HTĐ .....................................................................................24 2.1.2 Lưới điện trong TTĐ............................................................................25

2.2

2.1.2.1 Nhiệm vụ của lưới truyền tải điện.................................................26 2.1.2.2 Các dịch vụ cấp cho khách hàng...................................................27 2.1.2.3 Các nhiệm vụ của SO....................................................................28 2.1.3 Các giới hạn truyền tải vật lý ...............................................................29 2.1.4 Tắt nghẽn truyền tải .............................................................................31 2.1.5 SO và giảm tắt nghẽn ...........................................................................32 2.1.6 Giá truyền tải........................................................................................33 Các lựa chọn cho TTĐ cạnh tranh ở Việt Nam ....................................34 2.2.1 Hiện trạng ngành điện Việt Nam .........................................................34 2.2.1.1 Nguồn điện ....................................................................................34 2.2.1.2 Lưới điện truyền tải.......................................................................38 2.2.1.3 Mô hình tổ chức của EVN ............................................................40 2.2.2 Mô hình quản lý kinh doanh lưới điện truyền tải Việt Nam................41 2.2.2.1 Nguyên nhân độc quyền tự nhiên của lưới điện truyền tải ...........41 2.2.2.2 Thực trạng mô hình tổ chức quản lý lưới điện truyền tải .............42 2.2.2.3 Vị trí của NPT trong TTĐ cạnh tranh ...........................................43 2.2.3 Lựa chọn cấu trúc TTĐ ........................................................................45 2.2.4 Lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện .................................................45

3.1

3.3 CHƯƠNG 3. NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TỐI ƯU DÒNG CHẢY CÔNG SUẤT VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP ỨNG DỤNG CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM.....................................................................................................48 Giới thiệu...............................................................................................48 3.1.1 Lịch sử tối ưu dòng chảy công suất .....................................................48 3.1.2 Khái niệm dòng chảy công suất ...........................................................48 3.1.3 Khái niệm kiểm soát dòng chảy công suất...........................................49 3.2 Mục đích và công thức chung ...............................................................49 3.2.1 Mục đích...............................................................................................49 3.2.2 Công thức tổng quát .............................................................................50 Các phương pháp giải quyết tối ưu dòng chảy công suất .....................51 3.3.1 Các phương pháp tối ưu xác định ........................................................54 3.3.1.1 Phương pháp Gradient ..................................................................54 3.3.1.2 Phương pháp Newton....................................................................55 3.3.1.3 Phương pháp đơn hình ..................................................................57 3.3.1.4 Phương pháp lập trình tuyến tính liên tục.....................................59 3.3.1.5 Phương pháp lập trình bậc hai liên tục..........................................60 3.3.1.6 Phương pháp điểm nội suy ...........................................................62 3.3.1.7 Các phương pháp bổ sung.............................................................63 3.3.1.8 Tóm tắt các phương pháp tối ưu xác định.....................................63 3.3.2 Các phương pháp tối ưu không xác định .............................................66 3.3.2.1 Phương pháp tối ưu đàn kiến .......................................................66 3.3.2.2 Phương pháp mạng nơtron nhân tạo ............................................68 3.3.2.3 Phương pháp giải thuật vi khuẩn tìm kiếm thức ăn .....................69 3.3.2.4 Phương pháp giải thuật tối ưu hỗn độn ........................................70 3.3.2.5 Phương pháp giải thuật tiến hóa ...................................................71

3.4

3.5

3.3.2.6 Phương pháp tối ưu bầy đàn .........................................................72 3.3.2.7 Phương pháp mô phỏng luyện kim ...............................................73 3.3.2.8 Phương pháp tìm kiếm Tabu.........................................................75 3.3.2.9 Tóm tắt các phương pháp tối ưu không xác định..........................76 3.3.3 Các phương pháp lai ............................................................................80 3.3.3.1 Các phương pháp xác định kết hợp...............................................80 3.3.3.2 Các phương pháp xác định và không xác định kết hợp ................80 3.3.3.3 Các phương pháp không xác định kết hợp....................................81 3.3.3.4 Logic mờ kết hợp với OPF............................................................81 Các ứng dụng thông thường của OPF...................................................82 3.4.1 OPF trong EMS ...................................................................................82 3.4.2 OPF đối với quy hoạch hệ thống..........................................................83 Các ứng dụng của OPF trong TTĐ .......................................................84 3.5.1 Thị trường giao dịch ngay minh bạch và giá cả ..................................85 3.5.2 Giá truyền tải........................................................................................85 3.5.3 Quản lý tắt nghẽn .................................................................................85 3.5.4 Đánh giá khả năng truyền tải khả dụng................................................86 3.5.5 Mua sắm dịch vụ phụ trợ .....................................................................86 3.5.6 Phân bổ quyền truyền tải tối ưu ...........................................................87 Đề xuất phương pháp “tối ưu dòng chảy công suất sử dụng giải thuật

3.6 tối ưu bầy đàn” ứng dụng cho TTĐ Việt Nam..................................................87 3.6.1 Tổng quan.............................................................................................87 3.6.2 Giải thuật PSO......................................................................................88 3.6.3 Kết quả giải thuật PSO.........................................................................91 3.6.3.1 Trường hợp 1: Giảm thiểu chi phí nhiên liệu................................91 3.6.3.2 Trường hợp 2: Cải thiện hồ sơ điện áp hệ thống ..........................93 3.6.3.3 Trường hợp 3: Tăng sự ổn định điện áp........................................93 3.6.4 Kết luận ................................................................................................94

4.1

4.2 CHƯƠNG 4. NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH PHÍ TRUYỀN TẢI, ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÍ TRUYỀN TẢI CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM.....................................................................................................95 Những vấn đề cơ bản khi tính phí truyền tải.........................................95 4.1.1 Mục đích và yêu cầu đối với phí truyền tải..........................................95 4.1.1.1 Mục đích........................................................................................95 4.1.1.2 Yêu cầu..........................................................................................95 4.1.2 Các thành phần của phí truyền tải........................................................95 4.1.3 Sơ đồ tính phí truyền tải.......................................................................97 4.1.4 Doanh thu yêu cầu về sử dụng lưới truyền tải .....................................98 Các phương pháp tính phí truyền tải...................................................100 4.2.1 Phương pháp “tem thư”......................................................................100 4.2.1.1 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh (MW) ...........................101 4.2.1.2 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh kết hợp điện năng ........102 4.2.1.3 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh tháng trước...................103 4.2.2 Phương pháp MW-km........................................................................104

xii

4.2.2.1 Phương pháp MW-km cơ bản.....................................................105 4.2.2.2 Phương pháp MW-km theo module............................................105 4.2.2.3 Phương pháp MW-km với chi phí bằng không cho dòng chảy công suất ngược chiều......................................................................................106 4.2.2.4 Phương pháp MW-km với dòng chảy công suất vượt trội .........106

4.3 4.4 4.5

4.5.2 Giá biên nút

4.2.3 Phương pháp tính thành phần công suất do khách hàng u gây ra trên đường dây k. ................................................................................................107 4.2.3.1 Phương pháp tham gia trung bình...............................................107 4.2.3.2 Phương pháp tham gia biên.........................................................109 Ví dụ tính phí sử dụng lưới truyền tải bằng một số phương pháp ......111 4.3.1 Tính phí sử dụng lưới truyền tải bằng phương pháp MW-km...........111 4.3.2 Tính phí sử dụng lưới truyền tải bằng phương pháp tham gia biên...117 So sánh các phương pháp tính phí truyền tải ......................................120 Giá biên nút trong quản lý tắt nghẽn truyền tải ..................................122 4.5.1 Tắt nghẽn truyền tải ...........................................................................122 4.5.1.1 Khái niệm tắt nghẽn ....................................................................122 4.5.1.2 Nguyên nhân gây ra tắt nghẽn.....................................................122 .....................................................................................123 4.5.2.1 Khái niệm giá biên nút ................................................................123 4.5.2.2 Xác định giá biên nút trong quản lý tắt nghẽn truyền tải............124 Đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho TTĐ Việt Nam ............127

4.6

5.1 CHƯƠNG 5. MÔ PHỎNG BÀI TOÁN TỐI ƯU DÒNG CHẢY CÔNG SUẤT DỰA TRÊN RÀNG BUỘC THỊ TRƯỜNG VÀ TẮT NGHẼN, TÍNH PHÍ TƯƠNG ỨNG CHO HỆ THỐNG .........................................................................................129 Giới thiệu phần mềm mô phỏng và bài toán OPF...............................129 5.1.1 Giới thiệu PowerWorld Simulator .....................................................129 5.1.2 Giới thiệu Primal LP của OPF trong Powerworld Simulator. ...........129 5.2 Mô phỏng bài toán trên PowerWorld Simulator.................................130 5.2.1 Bài toán OPF với giải thuật Primal LP không có ràng buộc và có ràng buộc .............................................................................................................130 5.2.1.1 Bài toán OPF với giải thuật Primal LP không có ràng buộc.......131 5.2.1.2 Bài toán OPF với giải thuật Primal LP có ràng buộc..................132

5.2.2 Bài toán dùng giải thuật tối ưu Primal LP OPF và xác định phí tương ứng...............................................................................................................135 5.2.2.1 Bài toán với phương pháp phân bổ kinh tế (ED) thông thường..136 5.2.2.2 Bài toán với phương pháp Primal LP OPF .................................138 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.................................................................................141 Kết luận: ..........................................................................................................141 Kiến nghị:........................................................................................................142 TÀI LIỆU THAM KHẢO.......................................................................................143

xiii

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

Alternating Current: Dòng điện xoay chiều Ant Colony Optimization: Tôi ưu đàn kiến Automatic Generation Control: Kiểm soát nguồn phát tự động Artificial Immune System: Hệ thống miễn nhiễm nhân tạo Artificial Neural Network: Mạng nơtron nhân tạo Average Participation: Tham gia trung bình Available Transmission Capability: Khả năng truyền tải khả dụng Bacterial Foraging Algorithm: Giải thuật vi khuẩn tìm kiếm thức ăn Conjugate Gradient: Gradient liên hợp Chaos Optimization Algorithms: Giải thuật tối ưu hỗn độn Direct Current: Dòng điện một chiều Differential Evolution: Tiến hóa vi phân

AC ACO AGC AIS ANN AP ATC BFA CG COA DC DE

DISCO Distribution Company: Công ty phân phối điện

EA ED EMS EP EVN FACTS

Evoluation Algorithms: Giải thuật tiến hóa Economic Dispatch: Phân bổ kinh tế Energy Management System: Hệ thống quản lý năng lượng Evolutionary Programming: Lập trình tiến hóa Vietnam Electricity: Tập đoàn Điện lực Việt Nam Flexible AC Transmission System: Hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt Firm Transmission Right: Quyền truyền tải chắc chắn Genetic Algorithm: Giải thuật Gen

FTR GA

GENCO Generation Company: Công ty phát điện

GRG HTĐ IEEE

IPM IPP ISO

Generalized Reduced Gradient: Gradient suy giảm tổng quát Hệ thống điện Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện các kỹ sư điện và điện tử Interior Point Method: Phương pháp điểm nội suy Independent Power Producer: Nhà máy phát điện độc lập Independent System Operator: Đơn vị vận hành hệ thống điện độc lập Local Distribution Company: Công ty phân phối địa phương Locational Marginal Price: Giá biên nút Linear Programming: Lập trình tuyến tính Market Operator: Đơn vị điều hành thị trường điện. Marginal Participation: Tham gia biên Nonlinear Programming: Lập trình phi tuyến tính

LDC LMP LP MO MP NLP

xiv

NPT

OPF PSO

National Power Transmission Corporation: Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia Optimal Power Flow: Tối ưu dòng chảy công suất Particle Swarm Optimization: Tối ưu bầy đàn

RESCO Retail Sale Company: Công ty bán lẻ Reduced Gradient: Gradient suy giảm Simulated Annealing: Rèn luyện bắt chước Sequential Linear Programming: Lập trình tuyến tính liên tục System Operator: Đơn vị vận hạnh hệ thống điện Sequential Quadratic Programming: Lập trình bậc hai liên tục

RG SA SLP SO SQP

TRANSCO Transmission Company: Công ty truyền tải điện

TRIPMs Trust Region Interior Point Methods: Các phương pháp điểm nội

suy vùng tin cậy. Tabu Search: Tìm kiếm Tabu Total Transfer Capability: Khả năng tải tổng Thị trường điện

TS TTC TTĐ

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1: Nguồn phát điện toàn quốc năm 2012......................................................35

Bảng 2.2: Phụ tải điện toàn quốc năm 2012 .............................................................36

Bảng 2.3: Khối lượng lưới điện truyền tải dự kiến xây dựng theo từng giai đoạn...40

Bảng 3.1: So sánh các kỹ thuật tối ưu xác định ........................................................64

Bảng 3.2. So sánh các kỹ thuật không xác định........................................................78

Bảng 3.3: Các ứng dụng của OPF trong TTĐ...........................................................84

Bảng 3.4. Thiết lập tối ưu của các biến kiểm soát của PSO .....................................92

Bảng 3.5: Các hệ số chi phí nguồn phát....................................................................93

Bảng 4.1 Dữ liệu hệ thống kiểm tra 5 nút...............................................................112

Bảng 4.2 Các kết quả dòng chảy công suất tương ứng cho từng phương án..........115

Bảng 4.3 Phí cơ bản và phí bổ sung........................................................................115

Bảng 4.4 Phí R1(1) nhà máy điện G1 phải trả.........................................................116

Bảng 4.5 Phí R1(4) nhà máy điện G4 phải trả.........................................................116

Bảng 4.6 Phí R2(1) nhà máy điện G1 phải trả.........................................................116

Bảng 4.7 Phí R2(4) nhà máy điện G4 phải trả.........................................................117

Bảng 4.8 Công suất tại các nút tải và phát ..............................................................117

Bảng 4.9 Dòng công suất các đường dây chế độ cơ sở và tăng thêm 1MW ..........119

Bảng 4.10 Tính hệ số tham gia (uil) của nút i trên đường dây l .............................119

Bảng 4.11 Tính hệ số tham gia biên (Kil) của nút i và đường dây l........................119

Bảng 4.12 Tỷ lệ trả phí của mỗi nút i cho từng đường dây l ..................................120

Bảng 4.13 So sánh các phương pháp tính phí truyền tải trong TTĐ ......................121

Bảng 5.1: Thông số nguồn phát hệ thống 3 nút ......................................................131

Bảng 5.2: Thông số đường dây hệ thống 3 nút .......................................................131

Bảng 5.3: Thông số nguồn phát hệ thống điện 7 nút ..............................................135

Bảng 5.4: Thông số đường dây hệ thống điện 7 nút ...............................................135

Bảng 5.5: Giá biên nút theo phương pháp ED ........................................................137

Bảng 5.6: Giá biên nút theo phương pháp Primal LP OPF không ràng buộc tải đường dây................................................................................................................139

Bảng 5.7: Giá biên nút theo phương pháp Primal LP OPF có ràng buộc tải đường dây ...........................................................................................................................140

xvi

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1: Lợi ích xã hội ròng trong điều kiện thị trường cạnh tranh........................11

Hình 1.2: Mô hình HTĐ kín......................................................................................12

Hình 1.3: Mô hình HTĐ mở (TTĐ cạnh tranh).......................................................13

Hình 1.4: TTĐ bán buôn có 1 TRANSCO. ..............................................................16

Hình 1.5: TTĐ bán buôn có nhiều TRANSCO.........................................................17

Hình 1.6: TTĐ bán buôn + bán lẻ .............................................................................18

Hình 2.1: Các nhiệm vụ của SO................................................................................28

Hình 2.2: Nguồn phát điện toàn quốc năm 2012 ......................................................35

Hình 2.3: Phụ tải điện toàn quốc 5 năm gần đây ......................................................36

Hình 3.1: Các phương pháp OPF..............................................................................53

Hình 3.2: Quan hệ giữa OPF và các ứng dụng EMS chủ yếu khác. .........................83

Hình 4.1: Sơ đồ tính phí truyền tải............................................................................98

Hình 4.2: Mô tả tỷ lệ công suất vào/ra tại một nút .................................................108

Hình 4.3: Ví dụ tính theo phương pháp AP ............................................................109

Hình 4.4: Phương pháp tham gia biên ....................................................................111

Hình 4.5 Hệ thống điện đơn giản 5 nút...................................................................112

Hình 4.6 Phương án cơ bản.....................................................................................113

Hình 4.7 Phương án chỉ có nhà máy G1 phát .........................................................114

Hình 4.8 Phương án chỉ có nhà máy G4 phát .........................................................114

Hình 4.9 Hệ thống điện 5 nút với công suất tại các nút..........................................118

Hình 4.10 Hệ thống điện 5 nút với dòng công suất trên các đường dây trong chế độ cơ sở. .......................................................................................................................118

Hình 5.1: Sơ đồ mô phỏng hệ thống điện 3 nút ......................................................131

Hình 5.2: Kết quả mô phỏng hệ thống điện 3 nút khi không có ràng buộc tải đường dây ...........................................................................................................................132

Hình 5.3: Kết quả mô phỏng hệ thống điện 3 nút khi có ràng buộc tải đường dây 133

Hình 5.4: Kết quả mô phỏng hệ thống điện 3 nút có ràng buộc với tải tăng thêm .134

Hình 5.5: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút .......................................................................136

Hình 5.6: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút phân bổ kinh tế (ED) ....................................137

Hình 5.7: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút Primal LP OPF không có ràng buộc tải đường dây. ..........................................................................................................................138

Hình 5.8: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút Primal LP OPF có ràng buộc tải đường dây.139

CHƯƠNG 0

MỞ ĐẦU

0.1 Đặt vấn đề

Hiện đã có một xu hướng trên toàn thế giới đối với việc tái cơ cấu và bãi bỏ quy

định của ngành công nghiệp điện năng trong thập kỷ qua. Sự cạnh tranh trong thị

trường sản xuất, bán buôn và thị trường bán lẻ cùng với việc tiếp cận với mạng

truyền tải có thể mang lại nhiều lợi ích cho người tiêu dùng cuối cùng, chẳng hạn

như giá điện thấp hơn và dịch vụ tốt hơn. Tuy nhiên, sự cạnh tranh này cũng mang

lại nhiều vấn đề kỹ thuật mới và thách thức đối với hoạt động của HTĐ, được coi là

"độc quyền tự nhiên" do các đặc tính đặc biệt của điện như một thứ hàng hóa. Mặt

khác, điều này có nghĩa là cơ hội và thách thức thực sự đối với các kỹ sư điện và

các nhà nghiên cứu.

Ở các nước này, mục tiêu là nâng cao hiệu quả hoạt động và hiệu quả đầu tư của các

công ty Điện lực Quốc gia (hầu hết là sở hữu Nhà nước), tăng cường tính cạnh tranh

ở cả 3 khâu của thị trường bằng cách thiết lập TTĐ 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 môi 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 mô hình thống nhất cho TTĐ ở tất cả các Quốc gia.

Xuất phát từ yêu cầu thực tế, khi nền kinh tế Việt Nam phát triển mạnh trong những

năm gần đây và đang hội nhập với nền kinh tế trong khu vực và trên thế giới thì

việc hình thành TTĐ là một tất yếu. Khi đó, cơ cấu tổ chức và phương thức hoạt

động của ngành điện nói chung và của Công 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 TTĐ đã được Thủ tướng Chính phủ phê

duyệt gồm 3 cấp độ: 1/ 2005 – 2014: Thị trường phát điện cạnh tranh, 2/ 2015 –

2022: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, 3/ Từ sau 2022: Thị trường bán lẻ điện

cạnh tranh. Hiện nay, ở nước ta đã và đang áp dụng những bước thí điểm về cấp độ

thị trường phát điện cạnh tranh nhưng số lượng và công suất còn nhỏ so với tổng

cống suất cả nước, riêng phần thị trường bán buôn điện cạnh tranh và thị trường

bán lẻ điện cạnh tranh chưa được thực hiện. Để tiến tới xây dựng một TTĐ cạnh

tranh hoàn toàn, cần có những nghiên cứu về TTĐ nói chung và những nghiên cứu

về “thị trường bán buôn điện cạnh tranh” nói riêng, cũng như thị trường bán lẻ

điện cạnh tranh thích hợp cho từng giai đoạn để thị trường hóa toàn phần ngành

điện Việt Nam.

Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh thì hệ thống lưới điện truyền tải đóng

vai trò trung tâm, vì vậy một yêu cầu đặt ra là cần lựu chọn mô hình quản lý vận

hành phù hợp; tối ưu dòng chảy công suất, tắt nghẽn truyền tải, cơ chế tính phí sử

dụng, v.v… trên lưới điện truyền tải phải được tiến hành khẩn trương để bắt kịp xu

hướng phát triển của ngành điện, đồng thời thực hiện Quyết định của Thủ tướng

Chính phủ thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh ở cấp độ 2 (2015-2020),

cũng như nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh và mang lại nhiều lợi ích cho

người tiêu dùng cuối cùng.

0.2 Tính cấp thiết của đề tài

Quá trình xây dựng mô hình, tối ưu dòng công suất hay tính phí truyền tải trên

đường dây truyền tải còn là vấn đề có nhiều ý kiến khác nhau vì liên quan đến nhiều

loại chi phí của các bên bán điện (nguồn phát) và bên phân phối. Mặc dù phí truyền

tải chỉ chiếm một phần nhỏ trong tổng chi phí của ngành điện, nhưng mạng lưới

truyền tải vẫn đóng một vai trò hết sức quan trọng trong các TTĐ cạnh tranh. Do

đó, việc định phí truyền tải là một chỉ số kinh tế quan trọng để có thể quyết định

việc phân bổ nguồn lực, phát triển và củng cố hệ thống.

Tuy nhiên, việc có được một hệ thống định phí truyền tải hiệu quả, phù hợp với tất

cả các cơ cấu thị trường ở những nơi khác nhau là rất khó khăn. Những nghiên cứu

về định phí truyền tải đang được tiến hành chỉ ra rằng không có một sự thống nhất

chung nào về phương pháp định phí. Trên thực tế, mỗi Quốc gia hoặc mỗi mô hình

cấu trúc lại có một phương pháp riêng dựa trên những đặc điểm riêng của mạng lưới

đó.

Với lý do trình bày ở trên cho thấy, việc nghiên cứu đề tài “Nghiên cứu thị trường

bán buôn điện cạnh tranh, tối ưu dòng chảy công suất và xác định phí trên lưới

điện truyền tải” là một yêu cầu mang tính cấp thiết trên cả hai phương diện lý luận

và thực tiễn trong việc phát triển TTĐ cạnh tranh cấp độ 2 (2015 – 2022) ở Việt

Nam hiện nay.

0.3 Mục tiêu của đề tài

Mục tiêu chính của đề tài là:

- Tổng quan về TTĐ cạnh tranh nói chung và phân tích những vấn đề về

truyền tải điện trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

- Nghiên cứu các phương pháp tối ưu dòng chảy công suất (OPF), trình

bày ưu và nhược điểm của mỗi phương pháp cũng như các ứng dụng của

OPF trong TTĐ. Đề xuất lựa chọn phương pháp tối ưu ứng dụng cho

TTĐ Việt Nam.

- Nghiên cứu các phương pháp xác định phí truyền tải và đề xuất phương

pháp khả dụng cho thị trường bán buôn điện cạnh tranh ở Việt Nam.

- Sau cùng là sự mô phỏng thể hiện bài toán tối ưu và xác định phí tương

ứng, cũng như phân tích các thành phần của giá biên nút (LMP) trong bài

toán tối ưu.

0.4 Nội dung nghiên cứu

Để đạt được mục tiêu đề ra của đề tài, quá trình nghiên cứu cần giải quyết các

nhiệm vụ cụ thể sau đây:

- Thực trạng TTĐ cạnh tranh trên thế giới và ở Việt Nam hiện nay. Việc

phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh ở Việt Nam.

- Các vấn đề liên quan đến thị trường bán buôn điện cạnh tranh như cấu

trúc thị trường bán buôn, lưới điện truyền tải, v.v…

- Quản lý lưới truyền tải như nghiên cứu các phương pháp tối ưu dòng

chảy công suất cũng như việc tính phí trên lưới điện truyền tải và khả

năng áp dụng.

Để giải quyết các nhiệm vụ nêu trên, các nội dung nghiên cứu mà đề tài cần

thực hiện bao gồm:

(cid:131) Nghiên cứu tổng quan thực trạng về TTĐ trên thế giới và ở Việt Nam, tập

trung sâu vào thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

(cid:131) Phân tích những vấn đề về truyền tải điện trong thị trường bán buôn điện

cạnh tranh và lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện cho thị trường bán

buôn điện cạnh tranh phù hợp với HTĐ Việt Nam.

(cid:131) Nghiên cứu các phương pháp OPF, ứng dụng OPF trong thị trường điện

và đề xuất phương pháp ứng dụng cho thị trường bán buôn điện cạnh

tranh ở Việt Nam.

(cid:131) Nghiên cứu các phương pháp xác định phí truyền tải trong thị trường bán

buôn điện cạnh tranh và đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho thị

trường bán buôn điện cạnh tranh ở Việt Nam.

(cid:131) Mô phỏng HTĐ thể hiện dòng chảy công suất tối ưu và xác định phí tương

ứng cũng như phân tích các thành phần của giá biên nút (LMP) trong bài

toán tối ưu.

0.5 Phương pháp luận và phương pháp nghiên cứu

0.5.1 Phương pháp luận

Phương pháp nghiên cứu là những nguyên tắc và cách thức hoạt động khoa học

nhằm đạt tới chân lý khách quan dựa trên cơ sở của sự chứng minh khoa học. Điều

này có nghĩa rằng, các nghiên cứu khoa học cần phải có những nguyên tắc và

phương pháp cụ thể, mà dựa theo đó các vấn đề sẽ được giải quyết.

Việc nghiên cứu thị trường bán buôn điện cạnh tranh, tối ưu dòng chảy công suất và

xác định phí trên lưới điện truyền tải là nghiên cứu các phương pháp mà đã được

các nhà khoa học trên thế giới nghiên cứu và ứng dụng.

0.5.2 Phương pháp nghiên cứu

(cid:131) Phương pháp thu thập thông tin

- Thu thập các tài liệu tổng quan về TTĐ cạnh trạnh ở Việt Nam và trên thế

giới. Tài liệu qua mạng Internet, nghị định, thông tư, văn bản Chính phủ,

Bộ Công thương, Cực Điều tiết Điện lực và EVN.

- Thu thập, tổng hợp các tài liệu báo cáo khoa học, các sách báo, tạp chí

chuyên ngành, các luận án, luận văn trong và ngoài nước.

(cid:131) Phương pháp phân tích

- Từ các tài liệu có được, phân tích các mô hình TTĐ, mô hình TTĐ bán

buôn, truyền tải, các phương pháp tối ưu dòng chảy công suất, các

phương pháp xác định phí, v.v...

(cid:131) Phương pháp so sánh

- So sánh các TTĐ trên thế giới, các mô hình đã và đang áp dụng ở các

nước tiên tiến, so sánh các phương pháp để rút ra phương pháp khả dụng

cho thị trường Việt Nam từ những kết quả của các bài báo đã công bố.

(cid:131) Phương pháp thống kê và xử lý số liệu

- Sau khi thu thập các tài liệu, tiến hành thống kê dữ liệu. So sánh và đưa

ra phương án tối ưu cũng như tính khả dụng áp dụng cho TTĐ Việt Nam.

(cid:131) Phương pháp chuyên gia

- Tham vấn từ giáo viên hướng dẫn, thầy dạy học, các chuyên gia trong

ngành cũng như các công nhân viên ngành điện để đưa ra định hướng,

phương án giải quyết mục tiêu của đề tài.

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN, CHỦ TRƯƠNG QUY ĐỊNH

VỀ THỊ TRƯỜNG HÓA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN BÁN BUÔN Ở

VIỆT NAM

1.1 Tổng quan về TTĐ

1.1.1 Giới thiệu chung [1]

Ngành điện trên thế giới đang phải đương đầu với cơ cấu lại, tiến tới tư nhân hóa và

mở đầu những cuộc cạnh tranh trong thị trường năng lượng điện. Những cải cách

ngành công nghiệp điện trên toàn thế giới được xem như là một điều kiện cần thiết

để tăng tính hiệu quả sản xuất năng lượng điện, truyền tải, phân phối và cung cấp

một mức giá hợp lý hơn, chất lượng cao hơn và sản phẩm an toàn hơn cho khách

hàng

Lịch sử quá trình hình thành và phát triển TTĐ 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 công 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 làn 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 trò 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 và huy động tối đá các nguồn lực cho phát triển lưới điện.

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 TTĐ liên quốc gia như TTĐ

Châu Âu hoặc TTĐ Bắc Mỹ v.v... Ở những TTĐ liên khu vực này, các công 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 thông dụng

khác.

Hiện nay, HTĐ Việt Nam cũng đã kết nối với một số nước trong khu vực như

Trung Quốc, Lào, Campuchia để mua bán, trao đổi điện và tương lai gần sẽ hình

thành hệ thống truyển tải điện trong các nước ASEAN. Các công ty điện nước ngoài

đang và sẽ 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 TTĐ khu vực, xây dựng các nhà máy điện

v.v…

Quá trình cải tổ cơ cấu ngành điện Việt Nam và xây dựng TTĐ sẽ mở ra môi trường

cạnh tranh lành mạnh giữa các doanh nghiệp kinh doanh điện trên TTĐ Việt Nam.

Các doanh nghiệp sẽ phải đổi mới một cách cơ bản về tổ chức, chiến lược kinh

doanh, đầu tư v.v… để phù hợp với môi trường kinh doanh mới.

Vì TTĐ là một vấn đề rất mới đối với Việt Nam, cho nên cần thiết phải có những

nghiên cứu về TTĐ, từ đó áp dụng một cách linh hoạt, hợp lý để xây dựng TTĐ

Việt Nam thích hợp cho từng cấp độ.

1.1.2 Lịch sử hình thành và phát triển ngành điện Việt Nam [2]

(cid:131) Ngày 21/12/1954, hơn hai tháng sau ngày tiếp quản Thủ đô, Bác Hồ đã đến

thăm Nhà máy điện Yên Phụ và Nhà máy đèn Bờ Hồ. Từ đó, ngày 21/12

hằng năm được coi là ngày Truyền thống của ngành Điện lực Việt Nam.

(cid:131) Ngày 21/7/1955, Bộ trưởng Bộ Công Thương ra Quyết định số 169-

BCT/ND/KB (Thứ trưởng Đặng Viết Châu ký) thành lập Cục Điện lực trực

thuộc Bộ Công Thương

(cid:131) Tháng 1/1958, tuyến đường dây 35 kV đầu tiên (Hà Nội – Phố Nối) được

khởi công xây dựng và trong quý III cùng năm đã khánh thành.

(cid:131) Ngày 19/5/1961, Nhà máy Nhiệt điện Uông Bí với công suất 48 MW được

khởi công xây dựng. Sau đó, Nhà máy được nâng công suất lên 153 MW.

Tháng 5/2002, dự án Nhà máy Nhiệt điện Uông Bí mở rộng công suất 300

MW (1 tổ máy).

(cid:131) Quý III/1962, tuyến đường dây 110 kV đầu tiên của miền Bắc (Đông Anh-

Việt Trì, Uông Bí-Hải Phòng) được khởi công xây dựng và đến quý IV/1963

hoàn thành đóng điện. Thời gian tiếp theo, nhiều nhà máy điện, tuyến đường

dây và TBA 110 kV, 35 kV đã ra đời. 9 trong số 12 nhà máy điện đã được

nối liền bằng đường dây 110 kV, tạo thành một HTĐ hoàn chỉnh của miền

Bắc.

(cid:131) Ngày 19/8/1964, khởi công xây dựng Nhà máy Thủy điện Thác Bà (Yên Bái)

công suất 108 MW, vận hành ngày 5/10/1971 công suất lớn nhất miền Bắc.

(cid:131) Ngày 7/10/1975, Công ty Điện lực miền Trung (nay là Công ty Điện lực 3)

được thành lập, địa bàn hoạt động tại 13 tỉnh, thành phố miền Trung, Tây

Nguyên.

(cid:131) Ngày 7/8/1976, Bộ trưởng Bộ Điện và Than ra Quyết định số 1592/QĐ-

TCCB.3 về việc đổi tên Tổng cục Điện lực (thành lập ngay sau ngày miền

Nam hoàn toàn giải phóng) thành Công ty Điện lực miền Nam (Công ty Điện

lực 2).

(cid:131) Tháng 3/1979, tuyến đường dây 220 kV Hà Đông – Hòa Bình được khởi

công xây dựng và đến tháng 5/1981 đưa vào vận hành..

(cid:131) Ngày 6/11/1979 khởi công công trình Thủy điện Hòa Bình. Thời điểm đó,

đây là công trình thủy điện lớn nhất Việt Nam có tổng công suất 1.920 MW.

Ngày 20/12/1994, công trình Thủy điện Hòa Bình đã được khánh thành.

(cid:131) Ngày 5/4/1992, đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc-Nam (mạch 1) dài 1.487

km được khởi công xây dựng và ngày 27/5/1994 đã khánh thành, đóng điện

vận hành. Sự kiện này đánh dấu bước trưởng thành mang tính đột phá của

Điện lực Việt Nam.

(cid:131) Ngày 11/4/1994, Bộ trưởng Bộ Năng lượng Thái Phụng Nê ký Quyết định số

180/NL/TCCB-LĐ về việc thành lập Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (Ao)

-Tổng công ty Điện lực Việt Nam được thành lập theo Quyết định số

562/QĐ-TTg ngày 10/10/1994 của Thủ tướng Chính phủ trên cơ sở sắp xếp

lại các đơn vị thuộc Bộ Năng lượng; tổ chức và hoạt động theo Điều lệ ban

hành kèm theo Nghị định số 14/CP ngày 27/1/1995 của Chính phủ.

(cid:131) Ngày 22/6/2006, Thủ tướng Chính phủ ra Quyết định số 147/QĐ-TTg về

việc phê duyệt Đề án thí điểm hình thành Tập đoàn Điện lực Việt Nam.Ngày

25/6/2010, Thủ tướng Chính phủ ban hành quyết định số 975/QĐ-TTg về

việc chuyển Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt Nam thành công ty TNHH

một thành viên do Nhà nước làm chủ sở hữu.

(cid:131) Ngày 4/7/2008, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) được thành lập

với mô hình công ty TNHH MTV, do EVN sở hữu 100% vốn, gồm 4 công ty

truyền tải 1, 2, 3, 4 và 3 Ban quản lý dự án các công trình điện miền Bắc,

Trung, Nam.

(cid:131) Ngày 25/11/2009, nhà máy ĐHN đầu tiên của Việt Nam đã được Quốc hội

khóa XII kỳ họp thứ 6 thông qua. Theo đó, dự án ĐHN Ninh Thuận bao gồm

2 nhà máy có tổng công suất 4000 MW

Tháng 4/2010, 5 Tổng công ty Điện lực đã ra mắt và chính thức đi vào hoạt động.

Đó là: Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVN NPC); Tổng công ty Điện lực miền

Nam (EVN SPC); Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVN CPC); Tổng công ty

Điện lực thành phố Hà Nội (EVN HANOI); Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ

Chí Minh (EVN HCMC)

Ngày 25/06/2010, Thủ tướng Chính phủ ban hành quyết định số 975/QĐ-TTg về

việc chuyển Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt Nam thành công ty TNHH một

thành viên do Nhà nước làm chủ sở hữu. Tên gọi sau khi chuyển đổi là: Tập đoàn

Điện lực Việt Nam (EVN). Tại thời điểm chuyển đổi vốn điều lệ của EVN là 110

nghìn tỷ đồng. Đây là một bước chuyển đổi quan trọng theo đúng lộ trình cam kết

của Việt Nam với tổ chức WTO

1.1.3 Một số khái niệm chung

1.1.3.1 Độc quyền và độc quyền tự nhiên [1]

Quá trình sản xuất và kinh doanh của ngành công nghiệp điện ở bất cư quốc gia nào

bao giờ cũng gồm 3 khâu thống nhất với nhau: Sản xuất, truyền tải và phân phối

điện năng. Không giống như các loại hàng hóa khác, điện năng là một loại hàng hóa

đặc biệt, không thể dự trữ được sau khi đã sản xuất ra. Vì vậy, việc cân bằng giữa

sản xuất và tiêu thụ tại mọi thời điểm là quy luật cơ bản của chu trình sản xuất và

kinh doanh điện năng.

Từ trước đến nay, theo cấu trúc truyền thống, các chức năng nêu trên thường được

tập trung trong một công ty: Công ty Điện lực Quốc gia. Tài sản của công ty điện

lực hầu hết thuộc sở hữu Nhà nước hoặc một chử sở hữu nhất định. Dưới dạng

ngành dọc toàn phần như vậy, một công ty sở hữu và vận hành toàn bộ các nhà máy

cùng với lưới truyền tải và phân phối, đồng thời đảm nhận việc bán lẻ điện năng tới

người sử dụng. Công ty được độc quyền trong việc sản xuất và bán sản phẩm trong

phạm vi dịch vụ của mình.

Sự tập trung các chức năng trong một công ty như vậy là do xuất phát từ quan điểm

cho rằng nếu như một công ty sở hữu và điều khiển toàn bộ quá trình thì chi phí cho

sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng sẽ thấp hơn.

Vậy bản chất độc quyền là gì: Độc quyền là tình trạng xảy ra khi thị trường chỉ

tồn tại một người bán. Do không có sự cạnh tranh, người độc quyền có thể tự định

đoạt giá bán sản phẩm của mình nhằm mang lại lợi nhuận cao nhất.

Hiện tượng độc quyền có thể xảy ra đối với cả khu vực sở hữu công cộng (ví dụ:

Bưu chính viễn thông, giao thông, cấp nước, v.v…) lẫn khu vực sở hữu tư nhân. Dù

thuộc khu vực sở hữu nào, các đơn vị độc quyền thường được hình thành ở các lĩnh

vực mà Nhà nước (bằng các luật và quy chế) muốn giới hạn sự cạnh tranh.

Theo kinh tế học, độc quyền tự nhiên xuất hiện khi, do quy luật tăng hiệu quả kinh

tế theo quy mô, hiệu quả sản xuất và phân phối của một doanh nghiệp hoặc một

ngành đạt được tối đa khi chỉ có một người cung cấp duy nhất. Khi đó, chi phí trung

bình trên một đơn vị sản phẩm giảm nhanh khi sản lượng tăng lên và thường xuất

hiện ở những ngành có chi phí cố định lớn.

Điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt, với đặc thù là sản xuất và tiêu thụ xảy ra

đồng thời, các hoạt động điện lực có mối quan hệ chặt chẽ với nhau trong một HTĐ

thống nhất nên mang tính độc quyền tự nhiên cao – dù có sự tham gia rộng rãi của

các thành phần kinh tế. vì vậy, cần phải điều tiết hoạt động này để hạn chế độc

quyền tự nhiên, không biến độc quyền Nhà nước thành độc quyền doanh nghiệp.

Khi xem xét hoạt động truyền tải điện, có thể thấy rằng đây là một dạng thị trường

độc quyền tự nhiên. Chi phí cố định cao trong khi chi phí thường xuyên lại có xu

hướng thấp. Vì những lý do như vậy, Nhà nước phải đưa ra các quy định cụ thể để

tạo ra tính cạnh trạnh trong các hoạt động của các đơn vị tham gia TTĐ.

Hơn nữa, hệ thống phân phối và truyền tải là các ranh giới tự nhiên. Lưới phân phối

và truyền tải trong một khu vực do một đơn vị sở hữu và điều khiển mà không có

một đơn vị nào khác được quyền thâm nhập vào. Để cạnh tranh trong hoạt động

truyền tải và phân phối, một đơn vị phải xây dựng lưới truyền tải và phân phối riêng

của mình, điều này chắc chắn là khó thực hiện; đồng thời, nếu có đầu tư xây dựng

được chắc chắn sẽ tốn kém không chỉ về tiền bạc mà còn ảnh hưởng lớn đến hiệu

quả kinh tế xã hội trong việc sử dụng các cơ sở hạ tầng của Quốc gia hay khu vực.

Tóm lại: Từ những phân tích về bản chất độc quyền và độc quyền tự nhiên, nguyên

nhân của sự độc quyền trong ngành điện trong một thời gian dài như vậy là do bản

chất của quá trình sản xuất và kinh doanh của ngành công nghiệp điện.

1.1.3.2 Khái niệm TTĐ và TTĐ hoàn hảo [1]

Khái niệm TTĐ: Cũng như các giao dịch thương mại 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, TTĐ là nơi diễn ra các giao dịch điện năng giữa người bán và

người mua, người truyền tải, được xác định bằng các hợp đồng kinh tế.

Khái niệm TTĐ hoàn hảo: Một TTĐ cạnh tranh hoàn hảo đạt được khi giá trị lợi

ích xã hội ròng là cao nhất. Lý thuyết kinh tế vi mô cho thấy rằng lợi ích xã hội

ròng bằng thặng dư của bên mua cộng thặng dư của bên bán (hình 1.1). Giá trị này

sẽ đạt giá trị cao nhất trong một thị trường canh 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 hoàn hảo để tối ưu hóa giá trị lợi ích xã hội

ròng. Vậy, TTĐ hoàn hảo là thị trường mà lợi ích xã hội lớn nhất hay nhiều người

được sử dụng điện nhiều nhất.

Giá

Thặng dư tiêu dùng

Thặng dư sản xuất

Sản lượng

Hình 1.1: Lợi ích xã hội ròng trong điều kiện thị trường cạnh tranh.

1.1.4 Tổng quan hoạt động HTĐ theo cơ chế kín và mở

1.1.4.1 Hệ thống điện kín [3]

Là HTĐ được điều khiển với hàm mục tiêu là tối ưu hóa cả quá trình từ sản xuất,

truyền tải, phân phối đến tiêu thụ. Cách điều khiển này có thể tập trung hay phân

quyền, nhưng các hệ con phải phối hợp chặt chẽ với nhau nhằm đạt được mục tiêu

chung. Nói cách khác, trong hệ thống điều khiển kín, không có khái niệm lợi

nhuận riêng cho các hệ con của một quá trình, mà ngược lại các hệ con cùng

phối hợp nhằm tối ưu lợi nhuận chung cho cả hệ thống lớn. Theo cơ chế này sẽ

không có sự cạnh tranh giữa các hệ con trong cùng một hệ lớn.

Trong HTĐ kín, bộ phận sản xuất, truyền tải và phân phối hoạt động theo quan

hệ hàng dọc. Mọi hoạt động đều thông qua Trung tâm Điều độ. Các bộ phận chức

năng theo mối quan hệ hàng dọc sẽ thực hiện tốt chức năng của mình. Yếu tố

cạnh tranh trong thị trường không xảy ra. Mô hình HTĐ kín giới thiệu như ở

hình 1.2.

Nhà máy phát điện

Bộ phận Truyền tải điện

Nhà máy phát điện

Khối điều khiển trung tâm (Trung tâm điều độ)

Bộ phận phân phối

Bộ phận Truyền tải điện

Bộ phận phân phối

Hình 1.2: Mô hình HTĐ kín

Đây là một thị trường độc quyền. Điều này dẫn đến người tiêu dùng sẽ phải ký

hợp đồng mua điện với mức giá được công ty độc quyền qui định. Hiện nay

nước ta vận hành với cơ chế kín. Nhà nước đầu tư nguồn phát, mạng truyền

tải, mạng phân phối và gọi là công ty điện lực. Các công ty điện lực sản xuất và

cung cấp cho những nơi tiêu thụ.

Trong giai đoạn nào đó, phải thừa nhận rằng, ngành điện cần phải có cơ chế độc

quyền này vì chỉ có cơ quan nhà nước mới đủ khả năng xây dựng cơ sở hạ tầng

ngành điện. Tuy nhiên, ngày nay cùng với sự phát triển rất phức tạp về cấu

trúc hệ thống điện, sự đòi hỏi phải đa dạng về các nguồn đầu tư, dẫn tới quyền

lợi của các phần tử trong hệ thống dần dần tách biệt làm cơ chế điều khiển hệ

thống kín xuất hiện nhiều khiếm khuyết. Một cơ chế điều khiển HTĐ mới dần

dần hình thành và có tác dụng hết sức tích cực cho việc tăng trưởng HTĐ: HTĐ

mở ra đời trong bối cảnh đó.

1.1.4.2 Hệ thống điện mở [3]

Là HTĐ được điều khiển theo kiểu phân tán mà theo đó một quá trình sản xuất

được phân ra làm nhiều công đoạn là một công ty, một tập đoàn riêng biệt đảm

nhiệm, nên có những mục tiêu và lợi nhuận riêng. Các hệ con chỉ việc điều khiển

sao cho tối ưu hóa hàm mục tiêu của chính mình. Ngoài ra, các hệ con còn tuân

thủ theo những luật lệ ràng buộc khi tham gia vào hệ thống lớn. Chính những luật

lệ và sách lược mà hệ lớn đưa ra sẽ buộc các hệ con vận hành sao cho tối ưu hệ

con của mình, điều này dẫn đến tối ưu cho toàn hệ thống (hình 1.3)

Công ty phát điện

Công ty Truyền tải điện

Công ty phát điện

Trung tâm mua bán điện năng ( Công ty môi giới -POOLCO )

Công ty phân phối

Công ty Truyền tải điện

Công ty phân phối

Hình 1.3: Mô hình HTĐ mở (TTĐ cạnh tranh)

Lợi ích của mô hình hệ thống mở: việc tư nhân hóa ngành điện tại nhiều quốc gia

mang lại sự tiến bộ rất lớn cho ngành điện, có thể kể ra vài nét chính như sau:

(cid:131) Do cạnh tranh, giá thành sản xuất điện và truyền tải giảm, dẫn đến người

tiêu thụ được hưởng lợi: các dịch vụ cung cấp điện cho khách hàng tốt

hơn, chất lượng điện năng tốt hơn, độ tin cậy được nâng cao.

(cid:131) Nhà nước không phải bù lỗ cũng như bỏ vốn vào các công trình điện, vì

thế nguồn vốn sẽ được đầu tư vào những lĩnh vực mà tư nhân không sẵn

sàng đầu tư.

1.1.5 Các lý do dẫn đến TTĐ [1]

Sự phát triển của công nghiệp điện trên thế giới được chia thành hai giai đoạn:

(cid:153) Giai đoạn đầu công nghiệp điện được tổ chức theo kiểu độc quyền, trong một

khu vực địa lý hoặc trong một quốc gia chỉ có một công ty điện duy nhất làm

tất cả các công việc từ sản suất, truyền tải đến phân phối bán lẻ cho người

dùng điện. Công ty điện này thường là sở hữu Nhà nước hoặc một công ty tư

nhân lớn. Nhà nước lập ra hệ thống các quy định, quy tắc để HTĐ này vận

hành. Trong HTĐ này không có cạnh tranh.

(cid:153) Giai đoạn 2: Từ những năm 80 của thế kỷ trước, một số nước bắt đầu sửa lại

các quy tắc xóa bỏ độc quyền cũ nhằm cho phép cạnh tranh trong công

nghiệp điện và như vậy tạo ra TTĐ nhằm khuyến khích đầu tư vào công

nghiệp điện.

Các lý do dẫn đến TTĐ:

(cid:131) Sự cần thiết phải thay đổi cơ chế độc quyền: Có 3 nguyên nhân cơ bản dẫn

tới việc cần phải thay đổi cơ chế độc quyền là những cơ sở cho sự độc quyền

trong TTĐ đang ngày càng biến mất vào cuối thế kỷ 20. Đó là: Sự độc quyền

mang lại cho các công ty điện một ưu thế là gần như không có rủi ro về kinh

doanh trong quá trình phát triển HTĐ; hiện nay hầu như không có nơi nào

trên thế giới, nơi có điện mà không có “lưới điện”; chi phí xây dựng đã được

khấu hao từ nhiều thập kỷ trước đây.

(cid:131) Tư nhân hóa: Tư nhân hóa có nghĩa là Chính phủ bán các Công ty thuộc sở

hữu Nhà nước cho các nhà đầu tư tư nhân. Sự thúc đẩy tư nhân hóa và các

quan điểm chính trị đi kèm, luôn hổ trợ quá trình tự do hóa ngành công

nghiệp này.

Quá trình cơ cấu lại ngành điện không phải là một phần của quá trình tư nhân

hóa, mà quá trình này dường như trùng hợp ngẫu nhiên với quá trình tư nhân

hóa trong phạm vi quốc gia, từ sự cần thiết thu hút vốn đầu tư. Như vậy, quá

trình xóa bỏ sự độc quyền gần như luôn luôn song hành cùng quá trình tư nhân

hóa.

(cid:131) Giảm chi phí: Cạnh tranh sẽ tạo ra động lực cho sự đổi mới, năng suất hơn và

giảm chi phí sản xuất. Giảm chi phí để tăng lợi nhuận là mục tiêu của các

nhà sản xuất. Để đạt được mục tiêu này, các công ty bắt buộc phải đầu tư

công nghệ sản xuất mới trong phát triển HTĐ. Ví dụ, người ta đã so sánh chi

phí công suất trung bình bán ra của 6 Công ty lớn ở Hoa Kỳ, với chi phí của

một trạm biến áp tiêu chuẩn trong giai đoạn 1930 – 2000. Kết quả là giảm

giá điện không theo kịp với sự giảm giá thiết bị.

(cid:131) Thị trường độc quyền không tạo động lực cho sự đổi mới: Hoạt động độc

quyền và việc thiếu đi sự cạnh tranh đã dẫn tới các công ty trong ngành điện

mất đi động lực để cải thiện năng suất, tính chủ động trong kinh doanh hoặc

chấp nhận rủi ro về những ý tưởng mới mà có thể giúp gia tăng lợi ích cho

các khách hàng. Ví dụ, từ sau chiến tranh thế giới thứ II đến năm 1990 thì ở

ngành điện trước khi dẫn đến TTĐ, các công ty điện vẫn cung cấp tới khách

hàng của họ những sản phẩm không có gì thay đổi so với 50 năm trước đó.

(cid:131) Cạnh tranh sẽ cải thiện mới quan tâm khách hàng: Việc cạnh tranh sẽ thúc

đẩy các nhà sản xuất quan tâm hơn tới khách hàng của họ, cung cấp nhiều

lựa chọn hơn cho khách hàng hoặc giúp khách hàng tăng khả năng quản lý

lượng điện tiêu thụ. Chẳng hạn, một công ty độc quyền lắng nghe khách

hàng của họ khi khách hàng nói lên yêu cầu của mình và sau đó giải quyết

các yêu cầu đó; còn một công ty cạnh tranh luôn tìm hiểu các yêu cầu của

khách hàng và giải quyết các yêu cầu đó trước khi khách hàng phàn nàn.

Tóm lại, cạnh tranh và tập trung vào khách hàng có nghĩa không chỉ là giá thấp mà

còn tăng sự lựa chọn cho khách hàng.

1.1.6 Các thành phần cơ bản của TTĐ bán buôn [1]

1.1.6.1 Thị trường điện bán buôn

Các thành phần chính của TTĐ bán buôn:

(cid:131) Các công ty sản xuất điện (GENCO): Mỗi công ty sở hữu một hoặc nhiều nhà

máy điện.

Các GENCO có chức năng vận hành và bảo dưỡng các nhà máy điện. Thông

thường, các GENCO là các chủ sở hữu của nhà máy. Khi có các GENCO, lưới điện

truyền tải cần ở cho việc tự do truyền tải điện của các GENCO thông qua các hợp

đồng và chỉ được hạn chế dựa trên tính toán theo thị trường.

(cid:131) Các công ty mua bán điện đó là các công ty phân phối điện địa phương (LDC):

Các công ty này quản lý lưới điện phân phối trung hạ áp, hoặc một bộ phận lưới

cao áp (110kV) mua điện từ GENCO và bán điện đến các hộ tiêu thụ trong một

vùng nhất định. Công ty phân phối điện (DISCO): Mỗi công ty cấp điện cho

một khu vực sử dụng điện hay một tập hợp các hộ tiêu thụ điện.

Công ty phân phối điện thông thường chỉ có chức năng quản lý và bảo dưỡng hệ

thống phân phối để đảm bảo tính ổn định và độ tin cậy. Ngoại trừ trong các mô hình

mua bán điện độc quyền ở cấp phân phối, trong đó công ty phân phối điện vừa làm

chức năng quản lý hệ thống phân phối, vừa độc quyền trong việc bán điện đến các

hộ tiêu thụ.

(cid:131) Các công ty truyền tải điện (TRANSCO): Mỗi công ty sở hữu một phần lưới

điện cao áp. Các công ty này tải điện từ các GENCO đến LDC.

Trên hình 1.4 là TTĐ có một TRANSCO duy nhất; trên hình 1.5 là TTĐ có nhiều

TRANSCO được nối với nhau bằng các đường dây dài siêu cao áp.

GENCO

NMĐ

TRANSCO

Lưới truyền tải

Lưới PP

LDC

Hộ tiêu thụ

Hình 1.4: TTĐ bán buôn có 1 TRANSCO.

NMĐ

GENCO

Đường dây dài

TRANSCO

Lưới truyền tải

Lưới PP

LDC

Hộ tiêu thụ

Hình 1.5: TTĐ bán buôn có nhiều TRANSCO

(cid:131) Đơn vị vận hành HTĐ (đơn vị điều độ: SO hay ISO): SO có đội ngũ cán bộ kỹ

thuật trình độ cao có nhiều kinh nghiệm, nhiều trang bị kỹ thuật cần thiết, trung

tâm tính toán và điều khiển, hệ thống thu thập thông tin từ xa để theo dõi, phân

tích và điều khiển hệ thống.

(cid:131) Đơn vị điều hành TTĐ (MO): MO dự báo phụ tải, lập kế hoạch phát điện, lập kế

hoạch dịch vụ phụ sao cho đạt chi phí nhỏ nhất đồng thời đảm bảo an toàn cung

cấp điện theo yêu cầu của SO trong thời gian thực.

Như vậy trong cấu trúc TTĐ bán buôn có ít nhất 5 thành phần như đã đề cập ở trên.

1.1.6.2 TTĐ mở rộng đến bán lẻ

Các LDC tách làm 2: Các công ty phân phối điện địa phương (DISCO) và các công

ty bán lẻ đến các hộ dùng điện (RESCO). RESCO có thể là một khách hàng lớn như

xí nghiệp v.v… Hình 1.6 là mô hình TTĐ mở rộng đến bán lẻ.

NMĐ

GENCO

Đường dây dài

TRANSCO

Lưới truyền tải

Lưới PP

DISCO

RESCO

Hộ tiêu thụ

Hình 1.6: TTĐ bán buôn + bán lẻ

1.2 Chủ trương quy định về thị trường hóa TTĐ bán buôn ở Việt Nam

1.2.1 Lộ trình triển khai TTĐ cạnh tranh ở Việt Nam [4]

Ngày 26/01/2006 Thủ tướng Chính phủ đã có Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg phê

duyệt lộ trình hình thành và phát triển TTĐ lực tại Việt Nam. Sự hình thành và phát

triển của TTĐ tạo môi trường hoạt động điện lực cạnh tranh lành mạnh, xóa bỏ bao

cấp trong ngành điện, đồng thời tăng quyền lựa chọn các nhà cung cấp cho khách

hàng sử dụng điện. TTĐ tạo điều kiện thu hút mọi thành phần kinh tế trong và ngoài

nước tham gia hoạt động điện lực, góp phần nâng cao hiệu quả hoạt động sản xuất

kinh doanh, đồng thời đảm bảo cho ngành Điện phát triển bền vững.

TTĐ lực được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ (mỗi cấp độ gồm một bước thí

điểm và một bước hoàn chỉnh)

1.2.1.1 Cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh (2005 - 2014)

Bước 1: Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm

Từ năm 2005 đến năm 2008, sẽ thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh giữa các

nhà máy điện thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) để thí điểm cạnh tranh

trong khâu phát điện theo mô hình một đơn vị mua duy nhất do EVN quản lý. Các

nhà máy điện, các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN sẽ

được tổ chức lại dưới dạng các công ty hạch toán độc lập. Các công ty phát điện độc

lập (IPP) không thuộc sở hữu của EVN sẽ tiếp tục bán điện cho EVN theo các hợp

đồng mua bán điện dài hạn (PPA) đã được ký kết. Kết thúc bước thí điểm, các nhà

máy điện lớn có vai trò quan trọng trong HTĐ thuộc EVN phải được chuyển đổi

thành các đơn vị phát điện độc lập IPP dưới dạng các công ty nhà nước độc lập. Các

nhà máy điện còn lại sẽ chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập dưới dạng

các công ty cổ phần để chuẩn bị cho TTĐ phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh. Bộ

Công nghiệp ban hành các quy định điều tiết các hoạt động của TTĐ và hướng dẫn

thực hiện.

Bước 2: Thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh

Từ năm 2009 đến năm 2014 sẽ thực hiện thị trường phát điện canh tranh hoàn

chỉnh, cho phép các IPP không thuộc sở hữu của EVN tham gia chào giá để bắt đầu

thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh (theo mô hình một người mua duy nhất);

các đơn vị phát điện sẽ bán điện thông qua các hợp đồng PPA và cháo giá cạnh

tranh trên thị trường giao ngay với tỷ lệ điện năng mua, bán theo hai hình thức của

từng đơn vị do Cục Điều tiết Điện lực quy định. Về cơ cấu tổ chức, các nhà máy

điện thuộc EVN được tách thành các đơn vị phát điện độc lập (không có chung lợi

ích kinh tế với đơn vị mua duy nhất, đợn vị truyền tải và đơn vị điều hành giao dịch

TTĐ) dưới dạng các công ty nhà nước độc lập, hoặc các công ty cổ phần. Tổng

công suất đặt của một đơn vị phát điện không vượt quá 25% công suất đặt của toàn

hệ thống.

1.2.1.2 Cấp độ 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (2015 - 2022)

Bước 1: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm (2015 – 2016)

Sẽ thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm khi các điều kiện đã

được đáp ứng. Cho phép lựa chọn một số đơn vị phân phối và khách hàng lớn để

hình thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm; hình thành một số đơn vị

bán buôn mới để tăng cường cạnh tranh trong khâu mua bán điện. Các công ty

truyền tải điện hiện tại được sát nhập thành một công ty truyền tải điện quốc gia

duy nhất trực thuộc EVN; các đơn vị phân phối, đơn vị vận hành hệ thống và đơn

vị điều hành giao dịch TTĐ do EVN tiếp tục quản lý.

Bước 2: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh (2017 – 2022)

Thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh, cho phép các công ty

phân phối điện thuộc EVN được chuyển đổi thành các công ty độc lập (công ty

nhà nước hoặc cổ phần), để mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện và

ngược lại, các đơn vị phát điện cũng cạnh tranh để bán điện cho các công ty

này. Đơn vị mua buôn (duy nhất) của EVN tiếp tục mua điện từ các đơn vị

phát điện bán cho các công ty phân phối không được lựa chọn thí điểm. Các

đơn vị bán buôn cũng tham gia cạnh tranh để bán điện cho các đơn vị phân

phối và các khách hàng lớn. Từ giai đoạn này, EVN chỉ thuần tuý quản lý các

hoạt động truyền tải và giữ vai trò vận hành thị trường và vận hành hệ thống.

1.2.1.3 Cấp độ 3: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2022)

Bước 1: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm (2022-2024)

Sẽ thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm khi các điều kiện đã được

đáp ứng. Trong đó, cho phép lựa chọn một số khu vực lưới phân phối có quy mô

thích hợp để triển khai thí điểm. Theo mức độ tiêu thụ điện do Cục Điều tiết điện

lực quy định, các khách hàng được quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình

(đơn vị bán lẻ điện). Chức năng kinh doanh bán lẻ điện của các công ty phân phối

được lựa chọn thí điểm sẽ được tách khỏi chức năng quản lý và vận hành lưới

phân phối; các đơn vị bán lẻ điện sẽ cạnh tranh để bán điện tới từng khách hàng sử

dụng điện và cạnh tranh để mua điện từ các đơn vị bán buôn điện.

Bước 2: Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh (từ năm 2024).

Căn cứ mức độ tiêu thụ điện do Cục Điều tiết điện lực quy định, các khách hàng

sử dụng điện trên toàn quốc được quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình

(đơn vị bán lẻ điện), hoặc trực tiếp mua điện từ thị trường. Các tổ chức, cá nhân

đáp ứng các yêu cầu về hoạt động điện lực được phép thành lập mới các đơn vị

bán lẻ điện để cạnh tranh trong khâu bán lẻ. Các đơn vị này được quyền mua

điện từ các đơn vị phát điện hoặc từ thị trường để bán lẻ cho khách hàng sử dụng

điện... Được biết, thực hiện Quyết định của Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công

nghiệp đã và đang xây dựng, hoàn chỉnh Đề án Tái cơ cấu ngành Điện, phù hợp

với lộ trình phát triển các cấp độ TTĐ được duyệt; chỉ đạo thực hiện xây dựng

và phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam theo lộ trình phát triển các cấp

độ thị trường điện được duyệt; phê duyệt Đề án Thiết kế TTĐ các cấp độ và các

đề án tổ chức lại các công ty điện, các đơn vị truyền tải, các đơn vị phân phối

phù hợp với từng cấp độ thị trường và tổ chức thực hiện; ban hành các quy

định cho vận hành TTĐ và hoạt động điều tiết tại các cấp độ phát triển TTĐ;

tiếp nhận hỗ trợ của các tổ chức tài trợ quốc tế cho các dự án phục vụ tiến trình

xây dựng và phát triển các cấp độ TTĐ.

Lộ trình hình thành và phát triển TTĐ lực là cơ sở vững chắc để Cục Điều tiết Điện

lực – Bộ Công nghiệp thực hiện chức năng điều tiết hoạt động điện lực và TTĐ lực,

góp phần cung cấp điện an toàn, ổn định, chất lượng, sử dụng điện tiết kiệm, có

hiệu quả và đảm bảo tính công bằng, minh bạch, đúng quy định của pháp luật.

1.2.2 Chủ trương trong TTĐ bán buôn

1.2.2.1 Chủ trương của Chính phủ [4]

Ngày 26/01/2006 Thủ tướng Chính phủ đã có Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg phê

duyệt lộ trình hình thành và phát triển TTĐ lực tại Việt Nam.

Lộ trình hình thành và phát triển được thể hiện qua 3 cấp độ:

(cid:131) Cấp độ 1: (2005 – 2014): Thị trường phát điện cạnh tranh.

(cid:131) Cấp độ 2: (2015 – 2022): Thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

(cid:131) Cấp độ 3: (Từ sau 2022): Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Mỗi cấp độ được thực hiện theo hai bước: thí điểm và hoàn chỉnh.

Riêng cấp độ 2 (2015 – 2022) – Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, được thể hiện

trong quyết định của Thủ tướng Chính phủ như sau:

(cid:131) Bước 1 (2015 – 2016): Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm:

- Thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm khi các điều kiện tiên

quyết cho cấp độ này đã được đáp ứng.

- Cho phép lựa chọn một số đơn vị phân phối và khách hàng lớn để hình thành

thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm. Cho phép hình thành một số

đơn vị bán buôn mới để tăng cường cạnh tranh khâu mua bán buôn điện. Các

công ty truyền tải điện hiện tại được sáp nhập thành một công ty truyền tải

điện quốc gia duy nhất trực tiếp EVN; các đơn vị phân phối, đơn vị vận hành

hệ thống và đơn vị điều hành giao dịch TTĐ do EVN tiếp tục quản lý.

(cid:131) Bước 2 (2017 – 2022): Thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh:

- Thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh khi các điều kiện

tiên quyết cho bước này đã được đáp ứng.

- Cho phép các công ty phân phối điện hiện thuộc EVN được chuyển đổi thành

các công ty độc lập (công ty nhà nước hoặc cổ phần) để mua điện trực tiếp từ

các đơn vị phát điện và ngược lại, các đơn vị phát điện cũng cạnh tranh để

bán điện cho các đơn vị phân phối và các khách hàng lớn.

1.2.2.2 Chủ trương của Bộ Công thương

(cid:131) Ngày 15 tháng 04 năm 2010 Bộ Công thương ban hành Thông tư số

12/2010/TT-BCT về Quy định hệ thống điện truyền tải [5]

Thông tư này quy định về:

- Các tiêu chuẩn vận hành HTĐ truyền tải

- Đầu tư phát triển lưới điện truyền tải

- Dự báo nhu cầu phụ tải điện

- Điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điện truyền tải

- Điều độ và vận hành HTĐ truyền tải.

- Đo đếm điện năng tại các điểm giao nhận giữa lưới điện truyền tải và lưới

điện phân phối, nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải không tham

gia vào thị trường phát điện cạnh tranh và khách hàng sử dụng điện nhận

điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.

Thông tư áp dụng cho các đối tượng sau đây:

- Đơn vị truyền tải điện

- Đơn vị vận hành HTĐ và TTĐ

- Đơn vị bán buôn điện

- Đơn vị phân phối điện

- Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải

- Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.

- Tập đoàn điện lực Việt Nam.

(cid:131) Ngày 15 tháng 04 năm 2010 Bộ Công thương ban hành Thông tư số

13/2010/TT-BCT về Quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng

chi phí vận hành HTĐ và TTĐ [6].

Thông tư này quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng và chi phí

vận hành HTĐ và TTĐ.

Thông tư này áp dụng đối với Đơn vị vận hành HTĐ và TTĐ quốc gia, Công ty

mua bán điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

(cid:131) Ngày 15 tháng 04 năm 2010 Bộ Công thương ban hành Thông tư số

14/2010/TT-BCT về việc quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây

dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện [7].

(cid:131) Ngày 19 tháng 01 năm 2012 Bộ Công thương ban hành Thông tư số

03/2012/TT-BCT về việc sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số

14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 04 năm 2010 của Bộ Công thương quy định

phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền

tải điện [8].

1.2.2.3 Chủ trương trong Luật điện lực

(cid:131) Ngày 03 tháng 12 năm 2004 Quốc hội ban hành Luật điện lực số

28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 07 năm 2005 [9].

Sau đó Quốc hội đã sửa đổi, bổ sung Luật điện lực số 24/2012/QH13 ngày

20 tháng 11 năm 2012, có hiệu lực từ ngày 01 tháng 07 năm 2013 do Chủ

tịch Quốc hội Nguyễn Sinh Hùng ký. Trong đó TTĐ lực được quy định trong

Chương IV, thể hiện từ Điều 17 đến Điều 31 [10].

CHƯƠNG 2

NHỮNG VẤN ĐỀ VỀ TRUYỀN TẢI ĐIỆN VÀ CÁC LỰA CHỌN CHO

THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH

2.1 Những vấn đề về truyền tải điện trong TTĐ

2.1.1 Vận hành HTĐ [1]

Điện năng sản xuất ở các nhà máy điện được truyền tải qua lưới điện đến người tiêu

thụ. Đơn vị điều độ các cấp điều khiển quá trình vận hành từ khâu dự báo phụ tải,

chuẩn bị chương trình vận hành đến điều khiển vận hành trong thời gian thực.

Vận hành HTĐ là điều khiển hoạt động của HTĐ sao cho điện năng được truyền từ

các nguồn điện đến các phụ tải đúng như yêu cầu của họ với các chất lượng phục vụ

đạt yêu cầu và với chi phí sản xuất và truyển tải nhỏ nhất trong điều kiện hiện có

của lưới điện và HTĐ.

HTĐ thông qua hệ thống điều độ giải quyết liên tục các vấn đề sau:

(cid:131) Công suất tác dụng nguồn điện phát ra phải lớn hơn công suất yêu cầu của phụ

tải do có tổn thất công suất trên lưới điện.

(cid:131) Điều chỉnh liên tục công suất tác dụng phát ra của nguồn điện để cân bằng sự

biến thiên liên tục của phụ tải điện từ đó để giữ tần số trong phạm vi cho phép.

(cid:131) Phải điều chỉnh liên tục điện áp bằng cách điều chỉnh nguồn công suất phản

kháng và dòng công suất phản kháng trên lưới điện.

(cid:131) Phải dự phòng công suất tác dụng và phản kháng đủ đáp ứng các trường hợp sự

cố nguồn điện. Đảm bảo độ tin cậy của HTĐ ở mức hợp lý. Có thể có cả dự

phòng lạnh.

(cid:131) Khi sự cố, nguồn điện kể cả dự phòng không đủ đáp ứng phụ tải thì sa thải phụ

tải để giữ vững hệ thống.

(cid:131) Khi xảy ra nghẽn mạch (quá tải nhiệt một đường dây nào đó, điện áp nút nào đó

thấp hơn yêu cầu hay chế độ chạm giới hạn ổn định) cần phải điều chỉnh chế độ

phát của các nhà máy điện hoặc sa thải phụ tải nếu cần để giữ vững HTĐ.

Trong HTĐ duy nhất thuộc sở hữu Nhà nước (HTĐ độc quyền có điều tiết –

regulated monopoly) những vấn đề trên được giải quyết chung bởi đơn vị điều độ

HTĐ, mọi chi phí được bù đắp bởi tiền thu từ bán điện. Nhà nước lập ra các quy

định về pháp lý để vận hành HTĐ này. Giá điện cũng được quy định sao cho HTĐ

có lãi suất hợp lý.

Khi HTĐ mở cửa cho tư nhân đầu tư vào khâu sản suất và phân phối điện, thì hình

thành TTĐ và các vấn đề trên được giải quyết trên nguyên tắc theo cơ chế thị

trường. TTĐ xuất hiện, Nhà nước phải đưa ra các quy định mới để kiểm soát và

điều tiết TTĐ đồng thời khuyến khích đầu tư vào ngành điện.

2.1.2 Lưới điện trong TTĐ [1]

Trong HTĐ độc quyền lưới điện cùng với nhà máy điện và các đơn vị phân phối

điện là một tổng thể duy nhất được điều khiển theo mục tiêu chung của toàn hệ

thống. Điều độ Quốc gia điều khiển đồng thời các nhà máy điện và lưới truyền tải

nhằm đạt được mục tiêu là chi phí sản suất của toàn hệt thống điện là nhỏ nhất. Do

đó, lưới truyền tải điện không có đơn vị điều hành riêng. Các đơn vị truyền tải được

lập ra nhằm mục đích quản lý cơ sở hạ tầng lưới điện. Sự giao tiếp giữa các đơn vị

truyền tải, nhà máy điện và đơn vị phân phối theo các quy tắc đơn giản.

Trong TTĐ thì các đơn vị truyền tải, phát điện và phân phối điện hoạt động độc lập,

theo đuổi các mục tiêu riêng, lưới truyền tải làm nhiệm vụ truyền tải điện theo yêu

cầu của các đơn vị này, mối quan hệ giữa các đơn vị trở thành phức tạp, do đó có

các yêu cầu đối với lưới truyền tải điện mà ở HTĐ độc quyền không có.

Các yêu cầu đó là :

Lưới điện phải đảm bảo sao cho tất cả những người cần sử dụng, người mua và

ngưới bán điện đều có thể sử dụng lưới điện một cách công bằng để thực hiện hợp

đồng mua bán điện đã ký kết.

Để thực hiện được các yêu cầu trên, lưới truyền tải điện phải được quản lý bằng một

tổ chức độc lập được gọi là SO hay ISO tùy từng nước.

SO phải thực hiện các hợp đồng tải điện, phải là trung gian thanh toán giữa đơn vị

mua và bán, phải thực hiện công việc quy hoạch và phát triển lưới điện.

Trong hệ thống chỉ có một người mua duy nhất không có vấn đề này, vì POOLCO*

mua tất cả điện của GENCO và tải đến nơi bán.

Tuy nhiên, trong các kiểu TTĐ khác như mua bán song phương hay mua bán trên

sàn, vấn đề sử dụng lưới điện một cách công bằng cần được giải quyết. Nhưng trên

hết lưới liện, do đơn vị vận hành SO điều khiển phải đảm bảo HTĐ vận hành tốt, tin

cậy, ổn định, đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật và kinh tế. Vận hành HTĐ là công việc

rất khó khăn, phức tạp trong TTĐ.

Như vậy, SO phải vận hành lưới điện theo đúng các quy định vận hành, tải điện

năng theo yêu cầu, đảm bảo được sử dụng lưới điện một cách công bằng cho mọi

người sử dụng trên cơ sở các quy tắc cho từng TTĐ đặt ra.

2.1.2.1 Nhiệm vụ của lưới truyền tải điện [1]

Lưới điện truyền tải bao gồm các đường dây và máy biến áp trung gian 220-

500/110kV, thiết bị bù dọc và ngang, thiết bị điều khiển và đo lường, thông tin

v.v… làm nhiệm vụ tải điện từ các nhà máy điện đến các điểm nhận điện của các

công ty mua điện LDC.

Lưới điện trong TTĐ là lưới điện mở cho mọi khách hàng, SO điều khiển vận hành

lưới điện này có nhiệm vụ sau:

(cid:153) Đảm bảo an toàn cho HTĐ: Bảo đảm các thông số vận hành thỏa mãn các

điều kiện kỹ thuật đồng thời kinh tế nhất. Các điều kiện kỹ thuật gồm 3

nhóm: Bảo vệ an toàn cho từng thiết bị điện, mỗi thiết bị truyền tải để có khả

năng tải nhất định đã được lựa chọn khi thiết kế; bảo đảm chất lượng phục vụ

cho khách hàng (tần số, điện áp, và độ tin cậy cung cấp điện).; đảm bảo an

toàn cho HTĐ (ổn định tĩnh, ổn định động và ổn định điện áp).

Trong vận hành SO chọn các chế độ phát công suất và điều chỉnh theo các yêu

cầu – cắt các phụ tải cắt được để đảm bảo an toàn cho lưới truyền tải điện khi

xảy ra nghẽn mạch.

(cid:153) Cung cấp các dịch vụ truyền tải điện mà người bán và người mua yêu cầu.

Ở TTĐ loại sàn giao dịch, SO phải tính và công bố giá mua bán điện cho

* POOLCO: Đơn vị mua buôn

khách hàng, thực hiện thu tiền của khách hàng mua và trả tiền cho khách

hàng bán điện.

(cid:153) Tính và công bố phí sử dụng lưới điện, phí vận hành. Phí này phải đảm

bảo thu hồi vốn đầu tư, chi phí vận hành và lãi suất được Nhà nước quy định.

SO phải nắm được ai dùng cái gì, làm và gửi hóa đơn, thanh toán với khách

hàng sau đó chuyển các tiền lãi cho các chủ sở hữu lưới điện. Phí truyền tải

được tính và công bố thường xuyên cho khách hàng.

Ngoài ra, đơn vị vận hành lưới điện còn phải sẵn sàng cung cấp các dịch vụ phụ

mà khách hàng yêu cầu.

(cid:153) Đảm bảo cơ hội sử dụng lưới điện một cách công bằng cho mọi khách

hàng, không có sự phân biệt đối xử nào.

Trong TTĐ kiểu POOLCO không có vấn đề trên vì chỉ có một người vừa mua

vừa bán duy nhất, nhưng trong các kiểu thị trường khác có nhiều người mua

người bán thì vấn đề sẽ nảy sinh và cũng khá phức tạp.

Người mua cạnh tranh nhau để được sử dụng lưới điện một cách tốt nhất cho

mình, SO phải có cơ chế hoạt động sao cho mọi khách hàng đều có cơ hợi sử

dụng lưới điện như nhau. Nguyên tắc cơ bản để giải quyết vấn đề này là “ai đến

trước, được phục vụ trước”.

SO phải cung cấp thường xuyên cho khách hàng thông tin về tình trạng kỹ thuật

của lưới truyền tải điện, hiện trạng mua bán điện, khả năng tải của lưới điện

trong tương lai để khách hàng có thể thỏa thuận ký kết các hợp đồng mua bán

điện song phương và đặt chỗ cho truyền tải điện.

(cid:153) Mở thị trường thứ cấp đấu thầu quyền truyền tải chắc chắn giúp cho

khách hàng mua và bán điện hạn chế được ảnh hưởng của giao động giá điện

khi xảy ra nghẽn mạch.

(cid:153) Thực hiện các biện pháp nâng cao khả năng tải của lưới truyền tải điện

khi cần thiết để hạn chế nghẽn mạch, gọi vốn đầu tư. Quy hoạch phát triển

lưới truyền tải điện đáp ứng yêu cầu này càng tăng của khách hàng.

2.1.2.2 Các dịch vụ cấp cho khách hàng

Lưới truyền tải điện làm các dịch vụ cho người sử dụng bao gồm [1]:

Dịch vụ chính là tải điện từ điểm này đến điểm khác của lưới điện theo yêu cầu của

người bán và người mua.

Tuy nhiên, để HTĐ có thể vận hành suôn sẻ thì khách hàng còn phải trả tiền cho các

dịch vụ phụ khác rất cần thiết, thiếu nó HTĐ không thể hoạt động được, các dịch vụ

đó là:

- Điều khiển HTĐ.

- Cấp cấp công suất phản kháng và điều chỉnh điện áp.

- Bù tổn thất công suất tác dụng.

- Bù không cân bằng điện năng.

- Theo dõi phụ tải.

- Dự trữ vận hành.

SO phải tính toán phí truyền tải, phí nghẽn mạch, khả năng tải của lưới điện nói

chung và khả năng tải đi xa, các loại dịch vụ có thể cấp và giá cả v.v… và công bố

công khai để khách hàng lựa chọn loại và mức dịch vụ.

2.1.2.3 Các nhiệm vụ của SO

Các nhiệm vụ của đơn vị vận hành TTĐ được thể hiện trên sơ đồ sau đây (hình 2.1)

[1]:

SO Đơn vị vận hành TTĐ

Vận hành lưới truyền tải điện

Vận hành thị trường điện

Quản lý nghẽn mạch

Quy hoạch phát triển lưới truyền tải điện

Tính toán và thu phí truyền tải

Cung cấp FTR hạn chế rủi ro khách cho hàng do nghẽn mạch

1. Lựa chọn chế độ vận hành đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật và chất lượng. 2. Điều khiển vận hành trong thời gian thực

1. Cung cấp các dịch vụ chính và phụ. 2. Tính toán giá điện cho sàn giao dịch 3. Cung cấp thông tin cho khách hàng

Thực hiện các biện pháp kỹ thuật nâng cao khả năng tải, giảm nghẽn mạch

Tính toán giá biên

Tính toán khả năng tải của lưới điện

Hình 2.1: Các nhiệm vụ của SO

2.1.3 Các giới hạn truyền tải vật lý [11]

Để thiết kế một phương pháp quản lý tắt nghẽn hiệu quả, các nguyên nhân có thể

đối với tắc nghẽn truyền tải cần được kiểm tra đầu tiên. Giới hạn truyền tải rất phức

tạp nhưng có ít nhất các giới hạn truyền tải vật lý sau đây cần được quan tâm trong

quản lý tắt nghẽn

• Giới hạn nhiệt (thermal limits) – Dòng công suất gây ra tổn thất điện năng

làm nóng các đường dây điện và gây ra độ võng đường dây. Vượt qua nhiệt

độ nhất định, đường dây quá tải sẽ bị hư hỏng vĩnh viễn. Nguyên nhân đó là

do không chỉ bởi dòng công suất tác dụng mà còn bởi dòng công suất phản

kháng.

• Giới hạn biên độ điện áp (voltage magnitute limits) – hạn chế điện áp xác

định giới hạn vận hành mà có thể giới hạn dòng công suất trên các đường

dây truyền tải. Hạn chế điện áp chắc chắn đòi hỏi sự chú ý cho cả tải và việc

truyền công suất tác dụng và công suất phản kháng trên hệ thống truyền tải

xoay chiều. Việc tiêu thụ công suất phản kháng có xu hướng tạo nên võng

điện áp. Thường thì điều này phải được chỉnh sửa bằng cách bơm công suất

phản kháng tại địa phương bởi vì công suất phản kháng thì không dễ dàng

truyền qua khoảng cách dài.

• Giới hạn ổn định trên đường dây (Stabilitiy limits on power lines) – Dòng

công suất thông qua các đường dây điện AC vì điện áp ở cuối nguồn phát đạt

tối đa của nó hơn đầu điện áp ở cuối phụ tải. Độ lớn điện áp nguồn phát ở

phía trước được gọi là “góc pha”. Vượt quá 90 độ, dòng công suất giảm và

trở nên hoàn toàn không ổn định. Đây là giới hạn ổn định vật lý của đường

dây. Ổn định góc có thể được phân chia thành 2 loại: ổn định tín hiệu nhỏ, là

khả năng của hệ thống để duy trì đồng bộ dưới một sự xáo trộn nhỏ; ổn định

tạm thời, là khả năng duy trì đồng bộ khi bị một xáo trộn thoáng qua mạnh.

• Giới hạn ổn định điện áp (Voltage stability limits) - Ổn định điện áp là khả

năng của HTĐ để duy điện áp ổn định ở mức chấp nhận được ở tất cả các

Nút trong hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường hoặc sau khi chịu

một một sự xáo trộn. Yếu tố chính gây mất ổn định điện áp là sự mất khả

năng của hệ thống để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng. Trung tâm của

vấn đề thường là điện áp rơi mà xảy ra khi dòng công suất tác dụng và công

suất phản kháng qua cảm kháng kết hợp với lưới truyền tải.

Ngoài 4 giới hạn vật lý được liệt kê ở trên, ràng buộc dự phòng cũng được xem xét

đối với tắt nghẽn. Các ràng buộc dự phòng là một yếu tố cơ bản của việc kiểm soát

an ninh kinh tế. Phân tích dự phòng xác định các trường hợp khẩn cấp tiềm tàng

thông qua mở rộng mô phỏng trên mạng HTĐ. Một ước tính vừa phải hơn của khả

năng truyền tải là sẽ thu được sau khi xem xét những ràng buộc dự phòng sau biến

cố (post-contingency)

Các giới hạn truyền tải vật lý trên quyết định TTC và ATC, đó là thông tin hệ thống

quan trọng được công bố trong bất kỳ TTĐ nào. TTC xác định sản lượng điện có

thể được truyền qua các mạng truyền tải được kết nối với nhau một cách đáng tin

cậy dựa trên các điều kiện theo sau. Đối với cấu hình hệ thống hiện có hoặc quy

hoạch, và với các quy trình vận hành (trước dự phòng) bình thường có hiệu lực, tất

cả các phụ tải bộ phận phải nằm trong công suất bình thường và tất cả các điện áp

phải nằm trong các giới hạn bình thường. Tất cả các HTĐ phải có khả năng hấp thụ

động vượt qua các dao động và duy trì ổn định, theo sau một sự nhiễu loạn là các

kết quả về tổn thất của bất kỳ thành phần HTĐ đơn nào, chẳng hạn như một đường

dây truyền tải, máy biến áp, hoặc đơn vị nguồn phát. Với định nghĩa rất chung

chung này, TTC là một chức năng của các giới hạn điện áp, nhiệt và ổn định hệ

thống và được cho bởi:

TTC = Min {Giới hạn nhiệt, giới hạn điện áp, giới hạn ổn định góc, giới hạn ổn (2.1)

định điện áp}.

Biên truyền tải tin cậy (Transmission Reliability Margin - TRM) là lượng công suất

truyền tải cần thiết để đảm bảo rằng các mạng truyền tải kết nối với nhau an toàn

dưới một phạm vi hợp lý các điều kiện của hệ thống. Việc đánh giá này phản ánh

ảnh hưởng của nhiều nguồn khác nhau về sự không chắc chắn trong thệ thống và

trong các điều kiện vận hành hệ thống. Dự trữ lợi ích về khả năng tải (Capacity

Benefit Margin - CBM) là lượng công suất truyền tải đặt trước thực hiện bởi các bộ

phận dịch vụ phụ tải để đảm bảo truy cập vào nguồn phát từ các hệ thống lân cận

kết nới với nhau để đáp ứng các yêu cầu độ tin cậy hệ thống.

Khi đó, Khả năng truyền tải khả dụng được định nghĩa là một thước đo công suất

truyền tải còn lại trong mạng truyền tải vật lý cho toàn bộ hoạt động thương mại

trong tương lai đã được cam kết sử dụng và được thể hiện như sau:

ATC = TTC – TRM – CBM – Các cam kết truyền tải tồn tại.

(2.2)

Thông tin ATC nên được tính toán và công bố cho giờ, tháng tiếp theo, và 12 tháng

sau đó.

2.1.4 Tắt nghẽn truyền tải

Trong trường hợp không có trường hợp tắt nghẽn và các vấn đề độ tin cậy vận hành,

thì không cần đầu tư mở rộng truyền tải; hệ thống hiện tại đủ để xử lý tất cả các

giao dịch yêu cầu trên cơ sở tin cậy. Về lý thuyết, một hệ thống như vậy có thể cho

phép điều phối chi phí tối thiểu nguồn phát và cắt giảm tải. Các kết quả tắt nghẽn

khi có một yêu cầu, cho các lý do độ tin cậy hoặc thương mại, để truyền nhiều điện

năng thông qua một đường dây truyền tải (hoặc một giao diện) hơn đường dây

truyền tải (hoặc giao diện) có thể cung cấp. Hệ quả của giao diện tắt nghẽn là nó tạo

ra một nút cổ chai trong đó cấm cung cấp nguồn năng lượng kinh tế cho những

người tiêu dùng ở phía bên chi phí cao của nút cổ chai. Điều này có nghĩa rằng

những người tiêu dùng trả nhiều tiền hơn cho điện năng của họ hơn là nếu có đủ khả

năng truyền tải để thực hiện tất cả giao dịch thương mại. Nói cách khác, các chi phí

năng lượng thật sự phụ thuộc vào vị trí, được đưa ra các hạn chế truyền tải [11].

Giả sử rằng các kết quả tắt nghẽn không hiệu quả kinh tế, lựa chọn để giảm tắt

nghẽn thông qua tăng truyền tải là điều mong muốn mà chi phí hiệu quả. Trong

hoàn cảnh cụ thể, thường có một số lựa chọn thay thế để giảm tắt nghẽn và mục tiêu

là khuyến khích các hệ thống sáng kiến mà tạo chi phí hiệu quả có nghĩa là giảm

bớt tắt nghẽn mà nó có tính kinh tế để thực hiện. Từ khía cạnh của mặt kế hoạch,

các phương pháp giảm hiệu quả có thể bao gồm lắp đặt và/hoặc vận hành nguồn

phát tỷ lệ lớn hay nhỏ trong khu vực bị tắt nghẽn cho việc sản xuất năng lượng, cho

việc hổ trợ điện áp, tăng cường sự ổn định, hoặc giảm dòng chảy trên những đường

dây cụ thể. Các giải pháp dựa trên truyền tải có thể bao gồm việc xây dựng những

đường dây mới hoặc các nhà máy mới, nâng cấp các đường dây hoặc nhà máy, việc

lắp đặt hổ trợ điện áp (tụ bù, cuộn cảm, máy biến áp điều chỉnh điện áp, hoặc tụ bù

VAR tĩnh), hoặc lắp đặt các thiết bị kiểm soát dòng chảy (bộ điều chỉnh góc pha

hoặc các thiết bị FACTS), và các bộ ổn định HTĐ ở các trạm phát. Công nghệ cho

phép truyền tải công suất nhiều hơn trên một đường dây hoặc vận hành hệ thống tin

cậy hơn. Các phương pháp quản lý phụ tải (bao gồm đấu thầu ngắt tải để đáp ứng

các giá minh bạch thị trường khác nhau) cũng có thể giúp làm giảm tắt nghẽn trong

những hoàn cảnh nhất định. Những khuyến khích (và hơn thế nữa, không khuyến

khích) đối với một kiểu giảm cụ thể phụ thuộc vào các yếu tố kinh tế, kỹ thuật,

thông tin và quy tắc khác [11]..

2.1.5 SO và giảm tắt nghẽn [11]

Như đã thảo luận trong phần 2.1.2.3, SO đã được đề xuất như là một cách để tạo

điều kiện thuận lợi cho các thị trường phát điện cạnh tranh trong một môi trường mà

một số nhà máy điện – hệ thống và các chức năng vốn vẫn độc quyền. Tại đó SO đã

được thành lập có ý nghĩa để đảm bảo truy cập không phân biệt đối xử (non-

discriminatory) vào truyền tải đối với tất cả các nguồn phát trong vùng thị trường

bán buôn (và bán lẻ), chức năng là yêu cầu phân bổ các nguồn tài nguyên độc quyền

khan hiếm đang tồn tại, chẳng hạn như khả năng truyền tải hiện có, giữa các bên

cạnh tranh trong một phương thức đồng ý dưới sự kiểm soát của SO. Với các

nguyên tắc thị trường tại chỗ SO khi đó có thể xác định cách tốt nhất để vận hành

hệ thống truyền tải phù hợp đáng tin cậy như nhiều người sử dụng nhất có thể trên

cơ sở không phân biệt đối xử, và cho phép các thị trường cạnh tranh hoạt động.

Quản lý tắt nghẽn có thể được thiết kế để thu hút và lựa chọn các giải pháp giữa tái

điều động nguồn phát, phía nhu cầu (phụ tải), hoặc cắt giảm giao dịch như là cách

đối phó với tình trạng tắt nghẽn cụ thể, tất cả trên cơ sở kế hoạch dài hạn và trong

các thị trường vận hành thời gian thực.

Tuy nhiên, hai vấn đề cơ bản phát sinh khi cố gắng để quyết định xem đó là hình

thức nhu cầu để đầu tư vốn ngắn hạn hay là hình thức khác để giảm bớt tắt nghẽn.

Vấn đề đầu tiên là không có đồng ý về cách thích hợp để giá “sử dụng truyền tải” từ

quan điểm việc tạo ra các tín hiệu giá hiệu quả cho đầu tư (nguồn phát) hoặc sử

dụng (nhu cầu). Vấn đề thứ hai là các lựa chọn cạnh tranh để giảm tắt nghẽn vận

hành trong các thị trường khác nhau với các cấu trúc khác nhau: Các giải pháp phía

nguồn phát và nhu cầu vận hành chủ yếu trong các thị trường cạnh tranh, trong khi

truyền tải phần lớn còn lại là một dịch vụ độc quyền quy định. Khi một nguồn phát

được bán vào cả thị trường cạnh tranh và thị trường quy định, khó có thể xác định

rõ ràng phân bổ hợp lý các chi phí giữa các thị trường này và thiết lập các ưu đãi

phù hợp để đầu tư hiệu quả (hoặc thay thế sản xuất) trong các thị trường này.

Không chắc chắn sẽ dẫn đến việc được đầu tư.

SO nên tiến hành lập kế hoạch và thực hiện để tăng cường truyền tải, giống như các

tiện ích tích hợp theo chiều dọc thực hiện ngày nay và cung cấp các tín hiệu tắc

nghẽn dựa trên thị trường để có thể giải quyết các vấn đề liên quan tắt nghẽn thông

qua các ràng buộc thị trường.

SO sẽ định nghĩa những ràng buộc mà tắt nghẽn có khả năng ảnh hưởng đến độ tin

cậy. Sau đó có thể tạo một loạt các tác động. Có thể yêu cầu công ty truyền tải địa

phương để xây dựng truyền tải, hoặc có thể đề xuất yêu cầu để xây dựng và/hoặc sở

hữu nhà máy cần thiết. Có thể chia sẻ giá cả và thông tin quy hoạch khác có các

thành phần tham gia thị trường khác. SO có thể yêu cầu đề xuất các giải pháp. Các

đề xuất có thể là dựa trên nguồn phát, truyền tải hoặc phụ tải. SO có thể lựa chọn

giải pháp chi phí thấp nhất cho hệ thống tổng thể và sẽ hổ trợ sự chấp thuận của cơ

quan quản lý thích hợp cho đầu tư bởi những nhà đầu tư khác (ví dụ, các nhà phát

triển nguồn phát hoặc các chủ sở hữu truyền tải), người yêu cầu của dịch vụ truyền

tải cố định tạo ra sự cần thiết đối với việc tăng thêm truyền tải mới hoặc chính bản

thân SO. Giải pháp có thể được thực hiện và các chi phí có thể được bao gồm trong

giá truyền tải tổng quát

SO cũng sẽ cung cấp các tín hiệu giá liên quan đến tắt nghẽn cho người sử dụng

truyền tải khi phân bổ truy cập qua các giao diện bị ràng buộc và thông qua các thỏa

thuận trong hợp đồng theo sau việc thực hiện các phương pháp để giảm các ràng

buộc độ tin cậy. Các ràng buộc khả năng truyền tải sẽ được dựa trên điều kiện tin

cậy và tải truyền tải. Các thành phần tham gia thị trường có thể tự quyết định và khi

đó đề xuất đầu tư truyền tải. Trong trường hợp không đầu tư, bất kỳ nguồn nào mà

được kết nối hoàn toàn vào quyền truyền tải cố định sẽ được hưởng dịch vụ ưu tiên

trong thời gian tắt nghẽn.

2.1.6 Giá truyền tải [11]

Giá truyền tải có thể phức tạp vì điện không di chuyển theo những hướng xác định

trước đó như tôn trọng các điều khoản của hợp đồng cung cấp. Điện chảy theo

đường dây có điện trở nhỏ nhất. Trong một mạng lưới tích hợp, điều này có nghĩa là

điện có thể chảy qua nhiều đường dây song song theo tình trạng mạng có thể thay

đổi từ một thời điểm này đến thời điểm khác và chịu ảnh hưởng bởi tất cả người

dùng của mạng. Hiện tượng này thường được gọi là dòng chảy song song. Dòng

chảy song song có thể gây ra việc tăng tổn thất và tăng tắt nghẽn.

Để phản ánh chi phí truyền tải và bên ngoài mạng một cách chính xác, chi phí

truyền tải có thể chia thành 3 phần riêng biệt: Chi phí truyền tải ngầm, chi phí

truyền tải thay đổi (tổn thất và tắt nghẽn), và chi phí khôi phục đầu tư mới. Giá

truyền tải được trình bày chi tiết trong chương 4..

Nếu không có tắt nghẽn truyền tải, tất cả các nút sẽ phải trả chi phí năng lượng như

nhau cộng thêm tổn thất biên đường dây. Khi tắt nghẽn xảy ra, nguồn phát chi phí

cao hơn sẽ phải được thay thế bởi nguồn phát chi phí thấp hơn, nếu không nguồn

phát chi phí cao sẽ được sử dụng. Theo cách tiếp cận LMP, giá năng lượng sẽ khác

nhau từ nơi này đến nơi bất kỳ khi nào có tắt nghẽn xảy ra, phản ánh chi phí biên

thời gian thực (real-time) của việc cung cấp năng lượng tại mỗi điểm trên mạng. Sự

khác biệt giá năng lượng giữa hai nút có thể được xem là chi phí tắt nghẽn biên

(marginal congestion cost) của truyền tải.

2.2 Các lựa chọn cho TTĐ cạnh tranh ở Việt Nam

2.2.1 Hiện trạng ngành điện Việt Nam

2.2.1.1 Nguồn điện

Ngành điện hiện tại đang được vận hành theo mô hình liên kết dọc truyền thống.

Tập đoàn Điện lực Việt nam (EVN) hiện đang sở hữu một phần lớn công suất các

nguồn phát điện (trừ một số nhà máy được sở hữu bởi các đơn vị phát điện bên

ngoài), nắm giữ toàn bộ khâu truyền trải, vận hành hệ thống, phân phối và kinh

doanh bán lẻ điện.

Trong khâu phát điện, hiện tại EVN đang sở hữu hoặc nắm cổ phần chi phối 71%

tổng công suất đặt toàn bộ hệ thống, phần còn lại được sở hữu bởi Tổng Công ty

hay Tập đoàn nhà nước (Tập đoàn Dấu khí Việt Nam, Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam, v.v…), các nhà đầu tư nước ngoài (theo hình thức BOT*) và các nhà

đầu tư tư nhân khác (theo hình thức IPP). Các nhà máy này bán điện cho EVN qua

hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA).

* BOT: Build – Operation – Transfer – Xây dựng – Vận hành – Chuyển giao

Trong năm 2012, điện năng sản suất toàn HTĐ Quốc gia đạt 120.210 GWh (bao

gồm cả sản lượng điện nhập khẩu) (bảng 2.1) và được thể hiện trên hình 2.2, sản

lượng điện tiêu thụ toàn quốc là 119.033 GWh, tăng 10,6% so với năm 2011 [12]

(bảng 2.2).

Bảng 2.1: Nguồn phát điện toàn quốc năm 2012

(Nguồn EVN, 2012)

Công suất khả dụng (MW) 12.951

Tỷ trọng về công suất đặt (%) 48,26%

Tổng sản lượng (triệu kWh) 52.795

Tỷ trọng về sản lượng (%) 43,9%

468

1,74%

311

0,3%

4.750

17,70%

22.715

18,9%

Thủy điện Nhiệt điện chạy khí Nhiệt điện than Nhiệt điện dầu Tuabin khí Nhập khẩu Khác Tổng

517 7.103 1.000 48 26.836

122 41.169 2.676 423 120.210

0,1% 34,2% 2,2% 0,4% 100%

1,93% 26,47% 3,73% 0,18% 100%

Nguồn phát điện toàn quốc năm 2012

Nhập khẩu 4%

Khác 0%

Tuabin khí 26%

Thủy điện 48%

Nhiệt điện dầu 2%

Nhiệt điện than 18%

Nhiệt điện chạy khí 2%

(Nguồn: EVN, 2012)

Hình 2.2: Nguồn phát điện toàn quốc năm 2012

Bảng 2.2: Phụ tải điện toàn quốc năm 2012

Khu vực

Phụ tải (triệu kWh)

47.174 11.802 59.194

(Nguồn EVN, 2012) Tăng trưởng so với năm trước (%) 110,9% 113,1% 110,3%

119.033

110,6%

Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Toàn quốc (tính cả tổn thất truyền tải)

Hiện nay, về cơ bản EVN đã đáp ứng đủ nhu cầu điện cho các ngành kinh tế quốc

dân và sinh hoạt của nhân dân. Nhưng trong tương lai, nhu cầu về điện tăng

lên rất cao, như dự báo theo phương án của các cơ sở dùng điện sản xuất:

52.050 tỷ kWh (2005), khoảng 88 đến 93 tỷ kWh (2010) và năm 2020 đạt sản

lượng từ 201 đến 250 tỷ kWh. Trên cơ sở đó tổng công suất phát sẽ là: 11.340

MW (2005), 22.029 MW (năm 2011) và 26.854 MW (2020).

Phụ tải điện toàn quốc 5 năm gần đây

140000

16.00%

14.08%

14.00%

120000

13.15%

12.00%

)

100000

%

10.60%

) h W k

10.02%

10.00%

80000

8.56%

8.00%

60000

6.00%

u ệ i r t ( i ả t

( g n ở ư r t g n ă T

40000

ụ h P

4.00%

20000

2.00%

0.00%

2008

2009

2011

2012

2010

Năm

Phụ tải (triệu kWh)

Tăng trưởng so với cùng kỳ năm trước (%)

(Nguồn: EVN, 2012)

Hình 2.3: Phụ tải điện toàn quốc 5 năm gần đây

Một số chỉ tiêu chủ yếu EVN đặt ra cho năm 2013 [13]:

(cid:131) Điện sản xuất và mua 130,53 tỷ kWh, tăng 11% so với năm 2012

(cid:131) Tổng sản lượng điện thương phẩm: 117 tỷ kWh, tăng 11,5% so với năm

2012;

(cid:131) Giá bán điện bình quân toàn ngành đạt: 1.459 đ/kWh.

(cid:131) Tỷ lệ tổn thất điện năng giảm xuống còn 8,8%

(cid:131) Tiết kiệm trong lĩnh vực sử dụng điện tương đương 1,5% kế hoạch điện

thương phẩm

(cid:131) Đầu tư xây dựng các dự án nguồn điện và lưới điện với tổng giá trị thực hiện

khoảng 106.605 tỷ đồng. Trong đó: Đầu tư thuần 75.973 tỷ đồng, tăng

39,65% so với năm 2012;

(cid:131) Trả nợ gốc và lãi vay toàn Tập đoàn 30.289 tỷ đồng

(cid:131) Toàn Tập đoàn sản xuất và kinh doanh điện năng có lợi nhuận.

08 nhiệm vụ chính của EVN năm 2013 [13]:

(cid:131) Cung cấp điện đáp ứng yêu cầu của phát triển kinh tế - xã hội và sinh hoạt

của nhân dân.

(cid:131) Đảm bảo tiến độ, khối lượng và chất lượng đầu tư xây dựng các công trình

nguồn điện và lưới điện.

(cid:131) Sản xuất và kinh doanh có lợi nhuận, bảo toàn và phát triển vốn, nâng cao

hiệu quả hoạt động chung toàn Tập đoàn và từng đơn vị thành viên.

(cid:131) Thực hiện tái cơ cấu Tập đoàn theo Quyết định số 1782/QĐ-TTg của thủ

tướng Chính phủ.

(cid:131) Nâng cao hiệu quả kinh doanh điện năng và chất lượng dịch vụ, đáp ứng yêu

cầu ngày càng cao của khách hàng sử dụng điện khi ngành điện chuyển sang

cơ chế thị trường.

(cid:131) Thực hiện tốt nhiệm vụ tham gia đảm bảo an sinh xa hội và an ninh, quốc

phòng.

(cid:131) Tiếp tục đẩy mạnh thực hiện dân chủ cơ sở và phòng chống tham nhũng.

Thực hiện nghiêm chỉnh Chương trình thanh tra, kiểm tra việc chấp hành

chính sách, pháp luật của nhà nước.

(cid:131) Đảm bảo việc làm, nâng cao đời sống cán bộ công nhân viên.

Mục tiêu cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, sản lượng điện sản xuất và nhập

khẩu năm 2015 khoảng 194 – 210 tỷ kWh, năm 2020 khoảng 330 – 362 tỷ kWh,

năm 2030 khoảng 695 – 834 tỷ kWh [14].

2.2.1.2 Lưới điện truyền tải [15]

Lưới điện truyền tải Việt Nam bắt đầu được xây dựng từ những năm 1960. Sau nửa

thế kỷ hình thành và phát triển, đến nay lưới điện truyền tải đã lớn mạnh với hàng

vạn km đường dây và hàng trăm trạm biến áp.

Năm 1994, lưới điện 500kV chính thức được đưa vào vận hành (ngày 27/05/1994)

đồng thời Tổng công ty Điện lực Việt Nam được thành lập (theo Quyết định số

562/TTg ngày 10/10/1994 của Thủ tướng Chính phủ) là bước ngoặt quan trọng

trong quá trình phát triển của lưới điện truyền tải. Các Công ty Truyền tải điện thực

sự chuyển biến về trình độ kỹ thuật và quản lý vận hành nhờ việc tiếp cận với công

nghệ truyền tải điện cao áp 500kV.

Năm 2006, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được chuyển đổi từ Tổng công ty Điện lực

Việt Nam (theo Quyết định số 148/2006/QĐ-TTg ngày 22/06/2006 của Thủ tướng

Chính phủ). Lưới điện truyền tải với gần 9.000km đường dây và 21.000MVA dung

lượng máy biến áp từ 220kV đến 500kV được quản lý vận hành bởi các Công ty

Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Năm 2007, “Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2006 – 2015 có xét

đến năm 2025” được phê duyệt (theo Quyết định số 110/2007/QĐ-TTg ngày

18/07/2007 của Thủ tướng Chính phủ). Lưới điện truyền tải được định hướng phát

triển đồng bộ với nguồn điện nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội của

đất nước với mức tăng GDP khoảng 8,5% - 9%/năm giai đoạn 2006 – 2010 và dự

báo nhu cầu điện tăng ở mức 17% (phương án cơ sở) trong giai đoạn 2006 – 2015.

Dự kiến trong giai đoạn 2006 – 2015, khoảng 20.000MVA dung lượng máy biến áp

500kV, 50.000MVA dung lượng máy biến áp 220kV, 5.200km đường dây 500kV

và 14.000km đường dây 220kV sẽ được xây dựng và đưa vào vận hành.

Năm 2008, Tổng Công ty Truyền tải Quốc Gia được thành lập (theo Quyết định số

223/QĐ-EVN ngày 11/04/2008 của Hội đồng quản trị Tập đoàn Điện lực Việt Nam)

trên cơ sở tổ chức lại 04 Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4 và 03 Ban Quản lý dự án

các Công trình điện miền Bắc, Trung, Nam theo lộ trình hình thành và phát triển

TTĐ tại Việt Nam mở ra một thời kỳ mới cho sự phát triển của lưới điện truyền tải

Việt Nam.

Tính đến 31/12/2012, lưới điện truyền tải bao gồm 15.600MVA dung lượng máy

biến áp 500kV, 26.226MVA dung lượng máy biến áp 220kV, 3.246MVA dung

lượng MBA 110KV, 4.848km đường dây 500kV và 11.313km đường dây 220kV.

Công nghệ đường dây nhiều mạch, nhiều cấp điện áp, cáp ngầm cao áp 220kV, trạm

GIS 220kV, thiết bị SVC 110kV, tụ bù dọc 500kV, hệ thống điều khiển tích hợp

bằng máy tính và nhiều công nghệ truyền tải điện tiên tiến trên thế giới đã được áp

dụng rộng rãi tại lưới điện truyền tải Việt Nam.

Quy hoạch phát triển lưới điện [14]:

Theo quy hoạch điện VII như sau:

+ Quy hoạch phát triển lưới điện truyền tải siêu cao áp:

(cid:131) Điện áp 500kV là cấp điện áp truyền tải siêu cao áp chủ yếu của Việt Nam.

(cid:131) Nghiên cứu khả năng xây dựng cấp điện áp 750kV, 1000kV hoặc truyền tải

bằng điện một chiều giai đoạn sau năm 2020.

(cid:131) Lưới điện 500kV được sử dụng để truyền tải công suất từ Trung tâm điện

lực, các nhà máy điện lớn đến các trung tâm phụ tải lớn trong từng khu vực

và thực hiện nhiệm vụ trao đổi điện năng giữa các vùng, miền để đảm bảo

vận hành tối ưu HTĐ.

+ Quy hoạch phát triển lưới điện truyền tải 220kV:

(cid:131) Các trạm biến áp xây dựng quy mô từ 2 đến 3 máy biến áp, xem xét phát

triển trạm có 4 máy biến và trạm biến áp GIS, trạm biến áp ngầm tại các

thành phố lớn.

(cid:131) Các đường dây xây dựng mới tối thiểu là mạch kép, đường dây từ các nguồn

điện lớn, các trạm biến áp 500/220kV thiết kể tối thiểu mạch kép sử dụng

dây dẫn phân pha.

+ Tổng nhu cầu vốn đầu tư:

Tổng vốn đầu tư cho toàn ngành điện đến năm 2020 khoảng 929,7 nghìn tỷ đồng

(tương đương với 48,8 tỷ USD, trung bình mỗi năm cần khoảng 4,88 tỷ USD). Giai

đoạn 2021 – 2030, ước tính tổng đầu tư khoảng 1.429,3 nghìn tỷ đồng (tương

đương với 75 tỷ USD). Trong cả giai đoạn 2011 – 2030, nhu cầu đầu tư khoảng

2.359 nghìn tỷ đồng (tương đương 123,8 tỷ USD). Trong đó:

(cid:131) Đầu tư vào nguồn điện: Giai đoạn 2011 – 2020 là 619,3 nghìn tỷ đồng chiếm

66,6% tổng vốn đầu tư, giai đoạn 2021 – 2030 là 935,3 nghìn tỷ đồng, chiếm

65,5%.

(cid:131) Đầu tư vào lưới điện: Giai đoạn 2011- 2020 là 210,4 nghìn tỷ đồng, chiếm

33,4% tổng vốn đầu tư, giai đoạn 2021 – 2030 là 494 nghìn tỷ đồng, chiếm

34.5%.

Bảng 2.3: Khối lượng lưới điện truyền tải dự kiến xây dựng theo từng giai đoạn

Hạng mục

Đ.Vị

2011-2015

2016-2020

(Nguồn: EVN, 2012) 2026-2030

2021-2025

Trạm 500kV

MVA

17.100

26.750

24.400

20.400

Trạm 220kV

MVA

35.863

39.063

42.775

53.250

ĐZ 500kV

3.833

4.539

2.234

2.724

ĐZ 220kV

10.637

5.305

5.552

5.020

2.2.1.3 Mô hình tổ chức của EVN

Mô hình tổ chức của EVN hiện nay gồm các khối chức năng chính như sau [1]:

(cid:153) Khối phát điện: Gồm 16 công ty phát điện. Trong đó, 6 Công ty đã cổ phần

hóa, 3 Công ty đã chuyển sang mô hình Công ty trách nhiệm hữu hạn một

thành viên. Các công ty phát điện còn lại tồn tại dưới hình thức đơn vị hạch

toán phụ thuộc.

(cid:153) Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia được thành lập dưới hình thức đơn vị hạch

toán phụ thuộc.

Theo “Quy trình Điều độ hệ thống điện Quốc gia, QTĐĐ-11-2001” ban hành

theo quyết định số 56/QĐ-BCN ngày 26 tháng 11 năm 2001 của Bộ trưởng Bộ

Công nghiệp (nay là Bộ Công thương), việc điều hành HTĐ quốc gia được chia

thành 3 cấp điều độ. Bao gồm: Điều độ HTĐ quốc gia, điều độ HTĐ miền, điều

độ lưới điện phân phối.

(cid:153) Công ty Mua bán điện: Được thành lập và đi vào hoạt động từ tháng 01 năm

2008 dưới hình thức công ty hạch toán phụ thuộc, đại điện cho EVN đàm

phán mua bán điện từ các nhà máy điện lớn để bán lại cho các công ty điện

lực.

(cid:153) Khối truyền tải: Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) được thành

lập và đi vào hoạt động từ tháng 7 năm 2008 dưới hình thức là đơn vị hạch

toán phụ thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. NPT có trách nhiệm quản lý,

vận hành hệ thống lưới truyền tải điện từ cấp điện áp 220kV trở lên, với 4

đơn vị thành viên là Công ty truyền tải điện 1, 2, 3 và 4.

(cid:153) Khối phân phối điện: Có 11 công ty điện lực. Trong đó, Công ty điện lực

Khánh Hòa được thành lập dưới hình thức công ty cổ phần (JSC), 5 Tổng

công ty điện lực được thành lập dưới hình thức công ty TNHH MTV, các

công ty điện lực còn lại được thành lập dưới hình thức công ty hạch toán độc

lập. Tại các thành phố lớn, các khách hàng sử dụng điện được mua điện trực

tiếp từ các công ty điện lực thuộc EVN. Ở các vùng sâu, vùng xa, hình thức

kinh doanh điện qua các Hợp tác xã vẫn mang tính phổ biến, tạo nên một cấp

kinh doanh điện bán lẻ cho các bộ phận.

2.2.2 Mô hình quản lý kinh doanh lưới điện truyền tải Việt Nam

2.2.2.1 Nguyên nhân độc quyền tự nhiên của lưới điện truyền tải [1]

Như đã trình bày, độc quyền tự nhiên là một trường hợp đặc biệt của độc quyền

trong kinh tế, nó thoát ly khỏi ý thức chủ quan của các nhà kinh doanh và được tạo

nên do đặc thù công nghệ sản xuất hoặc do đặc thù của ngành, lĩnh vực kinh doanh.

Đối với hoạt động truyền tải điện, việc thiết lập hai hay nhiều hệ thống truyền tải

hoạt động song song cạnh tranh lẫn nhau sẽ làm lãng phí kinh tế đất nước, những

lợi ích mà cạnh tranh mang lại ở đây sẽ là rất nhỏ so với tác hại của nó. Xem xét mô

hình tổ chức hoạt động truyền tải của các nước trên thế giới cho thấy, truyền tải

luôn được tổ chức theo mô hình độc quyền. Ở một số quốc gia có thể cho phép tồn

tại vài công ty truyền tải điện nhưng các công ty này vẫn phải mang tính chất độc

quyền theo vùng địa lý và không thể cạnh tranh lẫn nhau.

Truyền tải điện giữ một vai trò hết sức quan trọng trong sản xuất – kinh doanh điện

năng. Việc Nhà nước nắm quyền sở hữu lưới điện truyền tải là một cơ sở quan trọng

để Nhà nước quản lý, điều tiết TTĐ cũng như các doanh nghiệp khác hoạt động

trong ngành công nghiệp nặng lượng này.

2.2.2.2 Thực trạng mô hình tổ chức quản lý lưới điện truyền tải [1]

Từ tháng 7 năm 2007 trở về trước, mô hình tổ chức công tác đầu tư xây dựng và

quản lý vận hành các lưới điện truyền tải của EVN bao gồm 4 công ty truyền tải

điện và 3 ban quản lý dự án công trình điện miền Bắc, Trung và Nam. Kể từ ngày

01 tháng 04 năm 2007, các công ty truyền tải đã bàn giao lưới điện 110kV cho các

công ty Điện lực, chỉ quản lý lưới điện 220 – 500kV. Công ty Truyền tải điện 1

quản lý lưới điện khu vực miền Bắc, đến Hà Tĩnh (29 tỉnh); Công ty Truyền tải điện

2 quản lý khu vực trung Trung Bộ, từ Quảng Bình đến Quảng Nam (7 tỉnh); Công

ty Truyền tải điện 3 quản lý lưới điện khu vực nam Trung Bộ, từ Quảng Ngãi đến

Ninh Thuận và Tây Nguyên (7 tỉnh); Công ty Truyền tải điện 4 quản lý lưới điện

khu vực miền Nam (21 tỉnh). Theo mô hình này các công công ty truyền tải điện

hạch toán phụ thuộc, hoạt động theo phân cấp và ủy quyền của EVN, được EVN

cấp các kinh phí cho hoạt đọng quản lý vận hành và đầu tư. Các công ty truyền tải

điện chỉ có chức năng: quản lý, vận hành lưới điện trong địa bàn quản lý; tổ chức

lực lượng và thực hiện thí nghiệm, sửa chữa; quản lý các dự án đầu tư thuộc loại cải

tạo, nâng cấp, mở rộng lưới điện hiện có (các công trình mới được giao cho ban

quản lý dự án). Cho đến năm 2007 thì 4 công ty truyền tải và 3 ban quản lý dự án đã

cơ bản hoàn thành nhiệm vụ được giao. Tuy nhiên, với phương thức quản lý điều

hành nói trên, khối lượng công việc tại EVN sẽ quá lớn, dẫn đến quá tải trong xét

duyệt cũng như dẫn đến cơ chế “xin cho”, chỉ đạo điều hành đôi khi chưa bám sát

thực tế quản lý vận hành, đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải. Do phần lớn các

hạng mục công trình phải có sự nhất trí, thông qua của tập đoàn nên các đơn vị bị

hạn chế tính chủ động, sáng tạo trong giải quyết công việc; cũng do các đơn vị hạch

toán phụ thuộc nên chưa khuyến khích các đơn vị chủ động giảm thiểu chi phí, thực

hành tiết kiệm, chống lãng phí. Trong khi cả 3 ban quản lý dự án của tập đoàn thực

hiện nhiệm vụ đầu tư xây dựng các công trình lưới điện mới thì tại các công ty

truyền tải điện cũng hình thành các ban quản lý dự án kiêm nhiệm trực thuộc để

thực hiện các dự án cải tạo, nâng cấp và mở rộng. Như vậy, có đến 2 khối ban quản

lý dự án là điều bất cập trong quản lý, lãng phí nhân lực và trang thiết bị, đồng thời

gây chống chéo hoặc đùn đẩy trách nhiệm khi xử lý công việc.

Xuất phát từ những bất cập nêu trên và để chuẩn bị các điều kiện tiên quyết cho thị

trường phát điện cạnh tranh cũng như các cấp độ TTĐ tiếp theo, sau khi được Thủ

tướng Chính phủ chấp thuận, ngày 07/07/2008 Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã

quyết định thành lập Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) theo mô hình

công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên (TNHH MTV), đáp ứng tiêu chí các

nhà máy điện, các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN

được tổ chức lại dưới dạng các công ty độc lập về hạch toán kinh doanh.

Hiện nay, NPT đang do EVN trực tiếp sở hữu, quản lý, phù hợp với các quy định

hiện hành của Nhà nước, là một phần sức mạnh không tách rời đảm bảo để EVN

chịu trách nhiệm chủ đạo trong việc đáp ứng nhu cầu điện của cả nước và trao đổi

điện với các nước trong khu vực; EVN giữ vai trò chính trong việc đảm bảo cung

cấp điện ổn đinh, an toàn cho sự phát triển kinh tế - xã hội. Thực hiện đầu tư phát

triển các công trình lưới điện đồng bộ nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư.

2.2.2.3 Vị trí của NPT trong TTĐ cạnh tranh [1]

Hiện nay, tuy NPT hạch toán độc lập nhưng vẫn thuộc sở hữu và chi phối của EVN.

Trong thời gian tới, khi mà TTĐ cạnh tranh phát triển ở Việt nam thì NPT có thể

được đặt một vị trí nào khác ngoài EVN hay không? Hiện có hai quan điểm đề cập

đến vị trí của NPT trong hệ thống quản lý Nhà nước về hoạt động điện lực.

Theo quan điểm thứ nhất, NPT cùng với Điều độ HTĐ Quốc gia được coi là các

đơn vị cung cấp dịch vụ chung cho HTĐ sẽ không chỉ tách hạch toán độc lập mà

còn tách độc lập về mặt pháp lý với EVN. Theo định hướng của thị trường phát điện

cạnh tranh thì phần phát điện của EVN ngày càng giảm, không còn giữ vị trí chủ

đạo trong thị trường thì việc tăng cường điều tiết của Nhà nước thông qua Bộ quản

lý ngành là một lựa chọn hợp lý. Tuy nhiên, nếu thực hiện nhược điểm của phương

án này là Chính phủ sẽ phải có một định hướng mới, phức tạp hơn cho EVN như là

một tập đoàn kinh tế nhà nước; đồng thời cũng không đạt được mục tiêu tách tổ

chức và quản lý của chủ sở hữu doanh nghiệp Nhà nước ra khỏi Cơ quan hành

chính Nhà nước, không hạn chế được các tác động trực tiếp và gián tiếp của Cơ

quan hành chính Nhà nước vào quyết định sản xuất kinh doanh. Hơn nữa, nếu thực

hiện theo phương án này cũng chưa phù hợp với chủ trương đường lối của Đảng và

Chính phủ là tách chức năng quản lý Nhà nước ra khỏi chức năng điều hành sản

xuất kinh doanh.

Quan điểm thứ hai cho rằng, vai trò chủ sở hữu Nhà nước chuyển về Tổng công ty

đầu tư và kinh doanh vốn Nhà nước (SCIC) hoặc một tổ chức chuyên trách trực

thuộc Chính phủ thống nhất thực hiện chức năng chủ sở hữu đối với phần vốn của

Nhà nước đầu tư tại các tập đoàn kinh tế Nhà nước có quy mô lớn và quan trọng.

Nếu thực hiện theo phương án này thì được coi là bước tiến lớn trong sắp xếp, đổi

mới doanh nghiệp Nhà nước, đặc biệt là trong lĩnh vực điện lực. Hoạt động truyền

tải sẽ được điều chỉnh bởi các thông lệ quản trị doanh nghiệp thông thường theo

nguyên tắc bình đẳng không phân biệt đối xử. Tuy nhiên, phương án này cần có sự

nghiên cứu thấu đáo do tính chất liên kết hệ thống rất cao trong HTĐ, một thành

phần tham gia hệ thống không tốt sẽ dẫn đến cả HTĐ hoạt động không tốt.

Trong giai đoạn nền kinh tế thị trường định hướng Xã hội chủ nghĩa trong giai đoạn

đầu ở nước ta, các mục tiêu tăng trưởng luôn gắn chặt với mục tiêu ổn định xã hội.

Định hướng Xã hội chủ nghĩa không cho phép sự tăng trưởng kinh tế quá nóng hoặc

mất cân bằng. EVN là một trong những doanh nghiệp Nhà nước đóng vai trò như

ngành công nghiệp hạ tầng cũng đã trải qua các quá trình sắp xếp, đổi mới căn bản

để theo kịp với yêu cầu cạnh tranh và phát triển nội tại của nền kinh tế, hội nhập

kinh tế khu vực và quốc tế. Trong quá trình sắp xếp đổi mới, EVN vẫn giữ vai trò

chính trong hoạt động điện lực, nếu NPT vẫn được giao là đầu mối duy nhất quản lý

truyền tải điện thì ngành Điện sẽ tiếp tục thể hiện vai trò nền tảng hạ tầng của đất

nước. Nói tóm lại, để doanh nghiệp Nhà nước như EVN tiếp tục khẳng định trách

nhiệm của mình đối với việc đáp ứng đủ nhu cầu điện năng phục vụ phát triển kinh

tế xã hội, để ngành Điện thực sự là đòn bẩy của sự nghiệp công nghiệp hóa – hiện

đại hóa đất nước thì việc NPT thuộc quản lý của EVN là hoàn toàn hợp lý. Khi đến

giai đoạn TTĐ phát triển, hành lang pháp lý cho hoạt động điện lực đầy đủ, cung

cấp điện đã đáp ứng đủ nhu cầu và có dự phòng hệ thống, giá cả điện năng do quy

luật cung cầu quyết định thì lúc đó vấn đề quản lý truyền tải điện thuộc hay không

thuộc EVN, truyền tải điện do Nhà nước sở hữu hay không phải Nhà nước sở hữu

dường như sẽ không còn là vấn đề gây tranh cãi. Tuy nhiên, để NPT làm tốt các

chức năng, nhiệm vụ được EVN và Nhà nước giao, Bộ Công thương cần khẩn

trương hoàn thiện hành lang pháp lý, văn bản quy phạm pháp luật cho hoạt động

truyền tải điện nói riêng và hoạt động điện lực nói chung. Cụ thể là: Giảm thiểu thủ

tục trong các quy định về điều kiện, trình tự, thủ tục cấp, sửa đổi, bổ sung, thu hồi

và quản lý giấy phép hoạt động điện lực, trong đó có giấy phép hoạt động điện lực

đối với hoạt động truyền tải điện; khẩn trương ban hành quy định trình tự, thủ tục

lập, thẩm định và phê duyệt quy hoạch chi phí tối thiểu, cơ sở pháp lý cho việc tính

toán phí truyền tải và phí đấu nối của các nhà máy điện vào lưới điện truyền tải

Quốc gia. Các quy định về hoạt động của TTĐ lực bao gồm: Quy định vận hành

TTĐ; quy định lưới điện truyền tải; quy định lưới điện phân phối; quy định đo đếm

điện năng v.v…; khẩn trương hoàn thành các quy định về phương pháp lập, trình tự,

thủ tục thẩm định và ban hành các loại giá và phí trong hoạt động điện lực theo quy

định của pháp luật.

2.2.3 Lựa chọn cấu trúc TTĐ [1]

TTĐ bán buôn hợp lý nhất, có mức độ cạnh tranh nhất là TTĐ mua bán trên sàn

giao dịch kết hợp giao dịch song phương. Do đó, TTĐ Việt Nam cần nhanh chóng

tiến tới TTĐ loại này.

Để xây dựng TTĐ loại này cần phải:

(cid:131) Thành lập đơn vị điều hành TTĐ: MO.

(cid:131) Tái cấu trúc HTĐ theo hướng:

- Lưới truyền tải trở thành đơn vị độc lập do nhà nước sở hữu và quản lý.

- Các nhà máy điện do sở hữu Nhà nước cần được cổ phần hóa thành các

GENCO độc lập.

- Các công ty phân phối được cổ phần hóa thành các công ty mua bán điện độc

lập.

- Đơn vị điều độ HTĐ A0 được tách riêng thành đơn vị độc lập SO (ISO) làm

nhiệm vụ điều hành HTĐ và TTĐ.

(cid:131) Lập sàn giao dịch mua-bán điện.

(cid:131) Nhà nước lập ra các quy định pháp lý và các quy tắc vận hành thích hợp.

Do đó, lựa chọn cấu trúc TTĐ giả thuyết rằng trong tương lai là một TTĐ bán buôn

kiểu mua-bán song phương và mua-bán trên sàn là kiểu TTĐ có độ cạnh tranh cao

có lợi hơn trong khuyến khích đầu tư vào ngành điện.

2.2.4 Lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện [1]

Khi nghiên cứu lưới điện truyền tải trong TTĐ, hệ thống phân phối và truyền tải là

các ranh giới tự nhiên. Lưới phân phối và truyền tải trong một khu vực do một Công

ty sở hữu và điều khiển mà không một công ty nào khác được quyền thâm nhập

vào. Để cạnh tranh trong hoạt động truyền tải và phân phối, một công ty phải xây

dựng lưới truyền tải riêng của mình, điều này chắc chắn là tốn kém không chỉ về tài

chính mà còn ảnh hưởng lớn đến hiệu quả kinh tế, xã hội trong việc sử dụng các cơ

sở hạ tầng của Quốc gia hay khu vực. Bởi vậy:

(cid:131) Nếu lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện duy nhất do một chủ sở hữu, do

Tổng công ty Truyền tải (NPT) làm chủ thì:

- Tính cạnh tranh và hiệu quả của TTĐ phụ thuộc vào khả năng của lưới điện

truyền tải. Hệ thống truyền tải càng mạnh thì xác suất hệ thống bị nghẽn

mạch do quá tải càng giảm và như vậy sẽ tránh được hiện tượng TTĐ cạnh

tranh bị chia cắt theo địa lý.

- Môi trường cạnh tranh của TTĐ đòi hỏi phải tiếp cận rộng rãi các hệ thống

truyền tải và phân phối kết nối với các khách hàng rải rác và các nhà cung

cấp, việc định giá truyền tải thích hợp có thể đem lại doanh thu như mong

muốn, thúc đẩy sự vận hành hiệu quả của các TTĐ, khuyến khích đầu tư vào

việc phân bổ các đường truyền và sản xuất một cách tối ưu.

- Tuy nhiên, khi xem xét thị trường truyền tải, có thể kết luận rằng đây là một

dạng độc quyền tự nhiên. Bởi vậy, để tránh độc quyền tự nhiên khi lựa chọn

cấu trúc lưới tải như trên, Nhà nước phải đưa ra hành lang pháp lý để tạo

điều kiện thuận lợi nhất cho các nhà sản xuất và người mua điện được cạnh

tranh với nhau trong việc sản xuất và bán lẻ điện. Lưới điện do Nhà nước sở

hữu được mở cửa tự do và công bằng cho mọi người sử dụng để buôn bán

điện.

(cid:131) Nếu cấu trúc lưới truyền tải điện chia thành 3 vùng: Bắc, Trung, Nam do các

Công ty Truyền tải địa phương làm chủ, hợp tác với nhau trong TTĐ. Với

cấu trúc lưới truyền tải này sẽ thuận lợi trong việc bảo trì, bảo dưỡng cũng

như phù hợp với trình độ quản lý của ngành điện Việt Nam như hiện nay.

Thúc đẩy lộ trình phát triển TTĐ Việt Nam đã được Thủ tướng Chính phủ

phê duyệt, đưa đến nhiều lựa chọn cho khách hàng, đảm bảo tính công bằng,

minh bạch.

Bên cạnh đó, khi lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện thành 3 khu vực sẽ có những

khó khăn trong công tác quản lý, đó là dẫn đến sự chồng chéo trong quản lý vận

hành lưới truyền tải điện. Mặc khác, do đặc thù của lưới điện truyền tải là độc

quyền tự nhiên dẫn đến việc độc quyền theo vùng địa lý có thể xảy ra.

Với việc lựa chọn cấu trúc lưới truyền tải điện là cơ sở để lựa chọn phương pháp và

thuật toán trong tính toán phí truyền tải điện. Từ hiện trạng của Ngành điện Việt

Nam, cấu trúc lưới truyền tải điện Việt Nam giả thuyết rằng được chia thành 3 khu

vực: Bắc, Trung và Nam do các công ty truyền tải địa phương làm chủ, hợp tác với

nhau trong TTĐ bán buôn kiểu mua-bán song phương và mua-bán trên sàn.

CHƯƠNG 3

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TỐI ƯU DÒNG CHẢY CÔNG

SUẤT VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP ỨNG DỤNG CHO THỊ

TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM

3.1 Giới thiệu

3.1.1 Lịch sử tối ưu dòng chảy công suất

Tối ưu HTĐ đã được mở ra với sự phát triển trong lý thuyết tối ưu và tính toán. Vào

giữa đầu thế kỷ 20, bài toán tối ưu dòng chảy công suất được làm sáng tỏ bởi những

kỹ sư và vận hành viên có kinh nghiệm sử dụng sự đánh giá, quy tắc ngón tay cái,

và các công cụ thô sơ, bao gồm những nhà phân tích mạng tương tự và những quy

tắc trượt đặc biệt. Dần dần, những người trợ giúp tính toán đã được giới thiệu để

tham gia trực quan về kinh nghiệm người vận hành. Bài toán tối ưu dòng chảy công

suất được lập thành công thức đầu tiên vào những năm 1960 [16].

Năm 1962, Carpentier đã giới thiệu một công thức lập trình phi tuyến tổng quát về

vấn đề phân bổ kinh tế (ED) bao gồm các ràng buộc điện áp và hoạt động khác. Bài

toán sau đó được đặt tên là tối ưu dòng chảy công suất (OPF) bởi Dommel and

Tinney. Từ đó, tối ưu dòng chảy công suất đã đóng vai trò rất quan trọng trong kế

hoạch và sự vận hành HTĐ. Ngày nay, tối ưu dòng chảy công suất đã được mở rộng

ra nhiều bài toán bao gồm việc xác định trạng thái ổn định tối ưu tức thời của HTĐ

[11].

3.1.2 Khái niệm dòng chảy công suất

Trong HTĐ xoay chiều 3 pha, các dòng chảy công suất tác dụng và phản kháng từ

trạm phát điện đến phụ tải thông qua các nhánh và thanh cái mạng lưới khác nhau.

Dòng chảy của công suất tác dụng và phản kháng được gọi là dòng chảy công suất

hay dòng chảy tải. Các nghiên cứu dòng chảy công suất cung cấp một phương pháp

toán học có hệ thống để xác định các điện áp thanh cái khác nhau, góc pha, các

dòng chảy công suất tác dụng và phản kháng thông qua các nhánh, nguồn phát và

phụ tải khác nhau trong điều kiện trạng thái ổn định. Phân tích dòng chảy công suất

được dùng để xác định điều kiện hoạt động trạng thái ổn định của một HTĐ. Phân

tích dòng chảy công suất được dùng rộng rãi đối với việc phân phối công suất

chuyên nghiệp trong quy hoạch và vận hành của hệ thống phân bổ công suất [17].

3.1.3 Khái niệm kiểm soát dòng chảy công suất [18]

Để kiểm soát dòng chảy công suất, điều cần thiết là có thể duy trì hoặc thay đổi trở

kháng đường dây, độ lớn điện áp thanh cái, hoặc sự chênh lệch góc pha. Các thiết bị

kiểm soát dòng chảy công suất có thể thay đổi hoặc duy trì một hoặc nhiều hơn các

tham biến ở trên. Các thiết bị kiểm soát dòng chảy công suất có thể kết hợp lại để

tác động tới trạng thái hệ thống. Có nhiều thiết bị kiểm soát dòng chảy công suất,

bao gồm cả thiết bị FACTS.

Thiết bị kiểm soát dòng chảy công suất làm việc bằng cách thay đổi sự tác động độ

dẫn nạp hoặc trở kháng. Tác động trở kháng có thể thay đổi thông qua việc sử dụng

các tụ điện vật lý và phần cảm điện hoặc thông qua việc sử dụng một nguồn điện áp

thực hiện bơm trở kháng tác dụng

3.2 Mục đích và công thức chung

3.2.1 Mục đích

Mục đích của thuật toán tối ưu dòng chảy công suất là để tìm ra điểm vận hành

trạng thái ổn định mà giảm tối thiểu chi phí và tổn thất nguồn phát, v.v. hoặc tối đa

phúc lợi xã hội, khả năng mang tải v.v. trong khi duy trì hiệu suất hệ thống có thể

chấp nhận được trong điều kiện giới hạn công suất tác dụng và công suất phản

kháng của các nguồn phát, dòng chảy giới hạn đường dây, công suất của các thiết bị

bù khác nhau v. v. [19]

4 mục tiêu phổ biến nhất của tối ưu dòng chảy công suất là [11]:

(cid:131) Giảm thiểu chi phí nguồn phát công suất tác dụng

(cid:131) Giảm thiểu tổn thất công suất tác dụng

(cid:131) Giảm thiểu sự thay đổi kiểm soát (control-shift)

(cid:131) Giảm thiểu số kiểm soát tái lịch trình (rescheduled controls)

Theo truyền thống, các phương pháp tối ưu cổ điển được dùng để giải quyết hiệu

quả bài toán tối ưu dòng chảy công suất. Nhưng gần đây vì sự kết hợp của các thiết

bị FACTS và việc tái cấu trúc ngành điện, các khái niệm truyền thống và thực tiễn

của các HTĐ được đặt lên hàng đầu bởi sự quản lý kinh tế thị trường, vì vậy tối ưu

dòng chảy công suất trở nên phức tạp. Trong những năm gần đây, các phương pháp

thông minh nhân tạo (Artificial Intelligence) đã được nổi lên mà có thể giải quyết

các bài toán tối ưu dòng chảy công suất phức tạp cao [19].

3.2.2 Công thức tổng quát

Bài toán OPF là để tối ưu hóa đặc tính trạng thái ổn định (steady state) của một

HTĐ trong điều kiện của một hàm mục tiêu trong khi đó thỏa mãn một số ràng buộc

đẳng thức và bất đẳng thức. Theo toán học, bài toán OPF có thể được xây dựng như

sau [20]:

Min J(x,u)

(3.1)

Tùy thuộc:

g(x,u) = 0

(3.2)

(3.3)

h(x,u) ≤ 0

Trong đó x là vector của các biến phụ thuộc (dependent variables) bao gồm công

suất nút cân bằng (slack bus)

1GP , điện áp nút tải VL, công suất phản kháng nguồn

phát QG, và tải đường dây truyền tải Sl. Do đó, x có thể được biểu diễn như sau:

... ... , , S ... S (3.4)

xT = [

L 1

G 1

l 1

QQV G , VP G 1

]nl

Trong đó NL, NG, và nl tuần tự là số nút tải, số nguồn phát, và số đường dây truyền

tải.

u là vector của các biến độc lập (independent variables), bao gồm điện áp nguồn

...

phát VG, công suất phát thực nguồn phát PG ngoại trừ bù shunt VAR Qc. Do đó, u có

... V G

P G

, QQTT 1

g 1

c 1

(3.5) thể được biểu diễn như sau: uT = [ V

]NC

Trong đó NT và NC tương ứng là số máy biến áp điều chỉnh và tụ bù shunt. J là

hàm mục tiêu được cực tiểu. g là những ràng buộc đẳng thức đại diện cho phương

trình dòng chảy công suất điển hình. h là những ràng buộc vận hành hệ thống bao

gồm:

(a) Ràng buộc nguồn phát: Điện áp nguồn phát, công suất phát thực, và công suất

≤

phát phản kháng bị hạn chế bởi các giới hạn trên và dưới như sau:

min G i

G i

max V G i

≤

(3.6) , i = 1,…,NG

min P G i

P G i

max P G i

≤

(3.7) , i = 1,…,NG

min Q G i

Q G i

max Q G i

(3.8) , i = 1,…,NG

(b) Những ràng buộc máy biến áp: Thiết lập nấc máy biến áp được giới hạn như

min

max

≤

T i

, i = 1,…,NT (3.9)

≤

như sau:

min Q ci

Q ci

max Q ci

, i = 1,…,NC (3.10)

(d) Ràng buộc an toàn: Chúng bao gồm các ràng buộc về điện áp tại những nút tải

≤

và tải đường dây truyền tải như sau:

min L i

L i

max L i

, i = 1,…,NL (3.11)

S ≤ 1 i

max 1 i

, i = 1,…,nl (3.12)

Điều đáng nói là các biến kiểm soát là tự ràng buộc (self-constrainted). Các bất

1GP , VL, QG, và S1 có thể được kết hợp vào trong hàm mục

đẳng thức quan trọng của

tiêu như là các điều khoản phạt bậc hai (quadratic penalty). Do đó, hàm mục tiêu có

J +=

−

( V

)

aug

λ P

λ V

( P G 1

lim P G 1

L i

lim L i

∑

1 =

−

thể được tăng cường (augment) như sau:

( Q

)

( S

)

λ Q

λ S

G i

lim G i

1 i

max 1 i

∑

1 =

(3.13)

Trong đó λP, λV, λQ, và λS là các hệ số phạt và xlim là giá trị giới hạn của biến phụ

max

;

lim

thuộc x được cho là:

min

;

⎧ ⎨ ⎩

(3.14)

3.3 Các phương pháp giải quyết tối ưu dòng chảy công suất

Sự phát triển tối ưu dòng chảy công suất trong hơn 50 năm qua đã được theo dõi

chặt chẽ những tiến bộ trong các kỹ thuật tối ưu số và công nghệ máy tính. Nhiều

cách tiếp cận khác nhau được đề xuất để giải quyết bài toán tối ưu dòng chảy công

suất.

Một cuộc khảo sát toàn diện đầu tiên liên quan tới việc phân bổ công suất tối ưu đã

được đưa ra bởi H.H.Happ và sau đó một nhóm làm việc IEEE trình bày tài liệu

khảo sát các chức năng chính về an ninh - kinh tế trong năm 1981. Sau đó vào năm

1985, Carpentier trình bày một cuộc khảo sát và phân loại các thuật toán OPF dựa

trên phương pháp giải quyết của họ. Vào năm 1990, Chowdhury đã thực hiện một

cuộc khảo sát về các phương pháp phân bổ kinh tế. Vào năm 1999, J.A.Momoh et

al. trình bày một đánh giá về các kỹ thuật OPF được chọn [19].

Các phương pháp OPF có thể được chia thành 3 nhóm sau:

- Các phương pháp tối ưu xác định (deterministic optimization).

- Các phương pháp tối ưu không xác định (non-deterministic optimization).

- Các phương pháp lai (hybrid).

Các phương pháp thông thường bao gồm các kỹ thuật cũng được biết đến như

phương pháp Gradient, Newton, lập trình bậc hai liên tục (SQP), lập trình tuyến tính

liên tục (SLP), lập trình phi tuyến tính (NLP), điểm nội suy (IPM), v.v… Phương

pháp thông minh bao gồm các phương pháp phát triển và phổ biến gần đây như

thuật toán di truyền (GA), thuật toán tối ưu bầy đàn (PSO), thuật toán tối ưu đàn

kiến (ACO), v.v… Các phương pháp OPF được thể hình trong hình 3.1 sau.

Trong phần này, luận văn đi nghiên cứu khái quát từng phương pháp OPF, liệt kê

ưu điểm và nhược điểm của từng phương pháp mà đã được nghiên cứu và ứng dụng

rộng rãi ở các TTĐ trên thế giới.

Các phương pháp tối ưu xác định

Các phương pháp tối ưu không xác định

Các phương pháp lai

Phương pháp Gradient

Phương pháp tối ưu đàn kiến

Các phương pháp xác định kết hợp

Phương pháp Gradient suy giảm

Phương pháp mạng nơtron nhân tạo

Phương pháp Gradient liên hợp

Các phương pháp xác định và không xác định kết hợp

Phương pháp giải thuật vi khuẩn tìm kiếm thức ăn

Phương pháp Gradient suy giảm tổng quát

Các phương pháp không xác định kết hợp

Phương pháp giải thuật tối ưu hỗn độn

Phương pháp Newton

Logic mờ kết hợp với OPF

Phương pháp tựa Newton

Phương pháp các giải thuật tiến hóa

Phương pháp đơn hình

Các hệ thống miễn nhiễm nhân tạo

Tiến hóa vi phân

Phương pháp lập trình tuyến tính liên tục

Lập trình tiến hóa

Phương pháp lập trình bậc hai liên tục

Giải thuật Gen

Phương pháp điểm nội suy

Phương pháp tối ưu bầy đàn

Các phương pháp bổ sung

Phương pháp mô phỏng luyện kim

Phương pháp tìm kiếm Tabu

CÁC PHƯƠNG PHÁP OPF

Hình 3.1: Các phương pháp OPF [21][24]

3.3.1 Các phương pháp tối ưu xác định

Trong phần này, chúng ta thảo luận các phương pháp tối ưu xác định (cổ điển) mà

đã được áp dụng cho các bài toán OPF. Các phương pháp như: Phương pháp

Gradient, phương pháp Newton’s, phương pháp đơn hình, v.v. Ở đây, chúng ta tóm

tắt ngắn gọn từng phương pháp cũng như trình bày ưu và nhược điểm của mỗi

phương pháp.

3.3.1.1 Phương pháp Gradient

Phương pháp Gradient là những nổ lực đầu tiên để giải quyết các các bài toán OPF

thực tế vào cuối những năm 1960. Phương pháp Gradient có thể được chia thành 3

phương pháp nghiên cứu: Phương pháp Gradient suy giảm (Reduced Gradient)

(Wolf, 1967), phương pháp Gradient liên hợp (Conjugate Gradient) (El-Hawary,

1993) và phương pháp Gradient suy giảm tổng quát (Generalized Reduced

Gradient) (Abadie và Carpentier, 1969). Các phương pháp Gradient sử dụng vector đạo hàm bậc 1 (1st order derivative) ∇f (xk) hàm mục tiêu của một NLP (có nghĩa là,

Gradient) để các định các hướng cải tiến cho giải pháp trong các bước lặp. Các

phương pháp Gradient là đáng tin cậy, dễ dàng thực hiện, và đảm bảo hội tụ cho các

hàm hoạt động tốt (well-behaved). Tuy nhiên, các phương pháp Gradient thì chậm

so với các phương pháp bậc cao (higher-order). Hơn nữa, bởi vì chúng không ước

lượng được đạo hàm bậc 2, chúng được đảm bảo để tìm một điểm dừng duy nhất

(có thể không phải là một tối ưu địa phương thật sự). Tối ưu toàn phần (global) có

thể chỉ được chứng minh cho các bài toán tối ưu hóa lồi (convex), mà không bao

gồm phần lớn các công thức OPF [21].

Ưu điểm [22]:

(cid:131) Với phương pháp Gradient, giải pháp dòng chảy công suất tối ưu thường yêu

cầu 10 đến 20 tính toán của ma trận Jacobian được hình thành trong phương

(cid:131) Biện pháp Gradient được sử dụng để tìm giải pháp OPF là khả thi với tất cả các

pháp Newton.

ràng buộc bất đẳng thức có liên quan. Nó xử lý các ràng buộc bất đẳng thức

(cid:131) Các phương pháp Gradient được trang bị tốt hơn cho những tài toán ràng buộc

chức năng bằng cách sử dụng các hàm phạt.

cao.

(cid:131) Các phương pháp Gradient có thể thích ứng với phi tuyến tính hóa, dễ dàng so

(cid:131) Các phương pháp Gradient rõ ràng nhỏ gọn, rất hiệu quả, đáng tin cậy, chính

sánh với phương pháp bậc hai (Quadratic method).

(cid:131) Điều này đúng khi bước tối ưu theo hướng Gradient được tính toán tự động

xác và nhanh chóng.

thông qua các sự phát triển bậc hai.

Nhược điểm [22]:

(cid:131) Gradient và các xử phạt trở nên dở cùng nhau, bởi vì một bài toán giá trị

Hessian Eigen, do đó, ngoại trừ cho mục đích rất đặc biệt, các phương pháp

phạt thưa thớt đang bị hủy bỏ. Tuy nhiên việc này không đúng với các phương

(cid:131) Phương pháp Gradient trở nên tồi tệ hơn từ sự khó khăn trong việc xử lý các

pháp Gradient rõ ràng nhỏ gọn.

(cid:131) Trong suốt quá trình giải quyết tài toán, hướng của Gradient phải thường được

ràng buộc bất đẳng thức thường gặp phải trong OPF.

thay đổi và điều này dẫn đến sự hội tụ (convergence) rất chậm. Điều này chiếm

ưu thế, đặc biệt là trong việc thực hiện sự ép buộc hàm xử phạt; việc lựa chọn

(cid:131) Các phương pháp Gradient về cơ bản thể hiện các đặc tính hội tụ chậm gần với

mức độ xử phạt là điểm tựa (bearing on) cho sự hội tụ.

(cid:131) Các phương pháp này khó để giải quyết trong sự hiện diện của các ràng buộc

giải pháp tối ưu.

bất đẳng thức.

3.3.1.2 Phương pháp Newton [21]

Phương pháp Newton là phương pháp bậc 2 cho sự tối ưu không ràng buộc

(unconstrained optimization) dựa trên ứng dụng của sự triển khai chuỗi Taylor bậc

2 về giải pháp ứng cử viện hiện tại (current cadidate). Đối với một hàm mục tiêu đã

cho f(x), phương pháp Newton xác định hướng tìm kiếm sk = -H(xk)-1∇f(xk), trong

đó H(xk) là ma trận Hessian của f(x) tại xk. Giải thuật khi đó tính toán kích thước

một bước αk theo hướng sk mà mang lại sự hoàn thiện lớn nhất trong hàm mục tiêu.

(đối với phương pháp Newton cổ điển, bước có kích thước được cố định tại αk= 1;

điều này mang lại sự tối ưu chính xác xấp xỉ bậc hai của hàm mục tiêu về xk).

Phương pháp Newton nổi tiếng với các tính chất hội tụ bậc hai của mình theo một

số giả định nhỏ trong miền lân cận của giải pháp (cf.Deuhard, 2004). Tuy nhiên,

phương pháp này không được đảm bảo hội tụ đối với cực tiểu địa phương trừ phi

ma trận Hessian nửa xác định dương trong vùng lân cận của điểm cực tiểu

(cf.Vanderplaats, 1999)

Khi áp dụng sự tối ưu ràng buộc (chẳng hạn như OPF), phương pháp Newton yêu

cầu việc sử dụng hàm Lagrangian, trong đó bao gồm các điều khoản phạt cho các

ràng buộc. Như các phương pháp Gradient, các biến có thể được chia thành các tập

hợp biến độc lập và các biến phụ thuộc để giảm các hướng tìm kiếm có thể. Các

giới hạn trên các biến độc lập bị ép buộc trực tiếp trong mỗi di chuyển. Các hệ số

(factors) hình phạt thích hợp cho những ràng buộc đẳng thức có thể được ước lượng

trực tiếp như là một phần của quá trình tìm kiếm giải pháp (cf.Wood và

Wollenberg, 1996). Các ràng buộc bất đẳng thức hoặc phải được xử lý như các ràng

buộc đẳng thức hoặc bỏ qua, tùy thuộc vào chúng sẽ kết hợp vào giải pháp tối ưu

hay không. Các bất đẳng thức hoạt động không được biết đến trước giải pháp; sự

xác định các ràng buộc bất đẳng thức hoạt động là một thử thách lớn cho Newton

dựa trên OPF (cf.Happ, 1977).

Mặc dù phương pháp của Newton có thể được áp dụng cho OPF, nhưng họ đã

không dùng nó bởi vì các yêu cầu tính toán là quá nhiều vào thời điểm đó

(cf.Dommel và Tinney, 1968). Tuy nhiên, Sasson et al. (1973) đã giới thiệu phiên

bản đầu tiên của Newton dựa trên OPF. Công thức của họ đã không sử dụng

Lagrangian mà là một loạt các hệ số phạt suy luận được tính toán. Sun et al. (1984)

đã giới thiệu một thuật toán hiệu quả hơn áp dụng Lagrangian. Đóng góp chính của

tác giả là một chương trình tìm kiếm về sự lũy biến và thực hiện ràng buộc bất đẳng

thức, với những ràng buộc thực hiện về các giới hạn của nó được dựa trên sự đánh

giá kỹ thuật. Phương pháp này được biết đến như một phương pháp thiết lập hoạt

động và phạt. Hong (1992) đã thảo luận việc thực hiện giải thuật của Newton dựa

trên OPF, bao gồm cả hiệu quả về số lượng và đảm bảo ổn định thuật toán.

Ưu điểm [22]:

(cid:131) Phương pháp này có khả năng hội tụ nhanh

(cid:131) Nó có thể sử lý các ràng buộc bất đẳng thức rất tốt.

(cid:131) Trong phương pháp này, các ràng buộc bất đẳng thức bắt buộc thì được xác

định, mà giúp trong việc hội tụ nhanh.

(cid:131) Đối với bất kỳ tập hợp đã cho của các ràng buộc bắt buộc, quá trình hội tụ đối

(cid:131) Cách tiếp cận Newton là một công thức linh hoạt mà có thể được sử dụng để

với các điều kiện Kuhn-Tucker trong việc lặp đi lặp lại ít hơn.

phát triển các giải thuật OPF khác nhau với các yêu cầu của các ứng dụng khác

(cid:131) Với giải pháp mạnh mẽ và hiệu quả của phương pháp này có thể đạt được đối

nhau.

(cid:131) Thời gian thực hiện giải pháp khác nhau xấp xỉ tỷ lệ với kích thước mạng và

với các bài toán của bất kỳ kích thước thực tế nào.

(cid:131) Không cần người dùng cung cấp các hệ số điều chỉnh và tỷ lệ (tuning and

tương đối độc lập với số lượng các ràng buộc bất đẳng thức và kiểm soát.

scalling factors) đối với quá trình tối ưu.

Nhược điểm [22]:

(cid:131) Hình phạt gần giới hạn là rất nhỏ bởi giải pháp tối ưu sẽ có xu hướng dẫn đến

(cid:131) Không thể phát triển các chương trình OPF thực tế mà thiếu việc sử dụng rải rác

biến số nổi quá (float over) giới hạn.

(cid:131) Newton dựa trên các kỹ thuật có một nhược điểm của các đặc tính hội tụ là nhạy

(sparsity) các kỹ thuật.

cảm với các điều kiện ban đầu (initial conditions) và chúng có thể không đạt hội

tụ do điều kiện ban đầu không phù hợp

Một bất lợi chính của phương pháp Newton là việc tính toán và đảo ngược của ma

trận Hessian là rất chuyên sâu về tính toán. Điều này đã truyền cảm hứng cho sự

phát triển của các phương pháp tựa Newton (Quasi-Newton): các phương pháp mà

xấp xỉ với ma trận Hessian sử dụng các giải thuật hiệu quả khác nhau. Trong một

vài trường hợp, các phương pháp tựa Newton có thể là nhanh hơn đáng kể so với

phương pháp Newton đầy đủ; trong việc thực hiện khác thì kém bởi vì sự xấp xỉ ma

trận Hessian không chỉ dẫn đến các hướng tìm kiếm hiệu quả (Nocedal và Wright,

2006).

3.3.1.3 Phương pháp đơn hình

Phương pháp đơn hình (Simplex Method) có lẽ là phương pháp tối ưu chính thức

lâu đời nhất và mạnh mẽ nhất cho LP. Phương pháp đơn hình lợi dụng tính lồi của

các chương trình tuyến tính (cả trong mục tiêu và tập hợp ràng buộc) bằng cách

khảo sát hệ thống mở rộng các đỉnh (vertices) của vùng khả thi cho đến khi không

có cải thiện hơn nữa đối với hàm mục tiêu là hợp lý. Mặc dù lý thuyết của phương

pháp đơn hình là (trong trường hợp xấu nhất) một thuật toán thời gian theo cấp số

mũ (cf.Klee và Minty, 1970). Trong thực tế, phương pháp đơn hình thực hiện cực

kỳ tốt đối với hầu hết các bài toán LP (cf.Smale, 1983) [21].

Phương pháp đơn hình có thể được áp dụng trực tiếp vào các công thức DC-OPF,

và cũng đã được áp dụng vào các mô hình tuyến tính gia tăng của các HTĐ. Các mô

hình gia tăng tìm kiếm sự vận hành tối ưu thông qua các thay đổi nhỏ xung quanh

một điểm cơ bản, và do đó rất thích hợp cho OPF trực tuyến (online). Đơn giản nhất

của các giải thuật là áp dụng một tuyến tính duy nhất và tìm kiếm một giải pháp tối

ưu địa phương. Stott và Hobson (1978) cung cấp một cuộc thảo luận tuyệt vời về

DC-OPF và OPF sử dụng các mô hình tuyến tính gia tăng. Stott và Marinho (1979)

là một ví dụ hữu ích: Các tác giả sử dụng các mô hình LP gia tăng để làm giảm bớt

quá tải đường dây và thực hiện phân bổ kinh tế ràng buộc – an toàn (security-

constrained) của nguồn phát. Phương pháp đơn hình thì cũng là bộ giải quyết sử

dụng nhiều thuật toán SLP cho OPF [21]..

Ưu điểm [23]:

Phương pháp đơn hình là một phương pháp đại số để giải quyết các bài toán lập

trình tuyến tính. Nó không phải là khó khăn để thực hiện (sau khi bạn đã quen với

từ vựng) nhưng rất khó để giải thích tại sao phương pháp làm việc. Các ưu điểm của

(cid:131) Có thể được sử dụng để giải quyết các bài toán mà trong đó có nhiều hơn 2 biến

phương pháp đơn hình:

(cid:131) Là một phương pháp có thể lập trình trên máy tính dễ dàng.

quyết định (Không thể với các phương pháp đồ thị)

Nhược điểm [23]:

Một nhược điểm của phương pháp đơn hình là nó chỉ có thể được áp dụng vào một

số loại nhất định của các bài toán lập trình tuyến tính. Các loại của bài toán mà các

phương pháp đơn hình phù hợp là những loại mà có thể được biểu thị theo dạng

(cid:131) Các ràng buộc phải bao gồm các ràng buộc không âm (non-negativity) đối với

mẫu tiêu chuẩn sau:

tất cả các biến quyết định.

(cid:131) Các ràng buộc khác phải được biểu thị dưới dạng mẫu (biểu thức tuyến tính) ≤

(cid:131) Mục tiêu phải là tối đa hóa một số biểu thức tuyến tính

No. trong đó No. bên phía tay phải phải là dương (+).

3.3.1.4 Phương pháp lập trình tuyến tính liên tục [21]

Phần lớn LP dựa vào các giải thuật OPF trong tài liệu được xuất bản không sử dụng

tuyến tính đơn. Thay vào đó, chúng thực hiện một hình thức lập trình tuyến tính liên

tục (SLP), còn được gọi là lập trình tuyến tính kế tiếp (Successive Linear). SLP là

một phần mở rộng của LP (Griffith và Stewart, 1961) mà cho phép tối ưu các bài

toán với các đặc tính phi truyến thông qua một loạt các xấp xỉ tuyến tính. NLP ban

đầu được giảm xuống một LP sử dụng một xấp xỉ tuyến tính của hàm mục tiêu và

các ràng buộc về một ước tính ban đầu của giải pháp tối ưu. Kết quả LP sau đó

được giải quyết, một tuyến tính mới được thực hiện về điểm giải pháp mới, và lặp

đi lặp lại quá trình cho đến khi hội tụ (cf.Bollt, 1964; Zhang, 1983). Bộ giải quyết

lựa chọn thường là một biến của phương pháp đơn hình hoặc một IPM.

SLP xử lý tất cả các loại ràng buộc liên tục dễ dàng và cung cấp tốc độ, tính linh

hoạt và độ chính xác cho các ứng dụng cụ thể. Các phương pháp SLP chỉ với một ít

ràng buộc bắt buộc trong giải pháp có sự khởi tạo đơn giản, nhanh và có thể phát

hiện tính bất khả thi ở giai đoạn đầu của quá trình tối ưu (cf.Das, 2002). Một điểm

yếu lớn của SLP là nó không thể tìm thấy một tối ưu cho NLPs trong đó tuyến tính

mang lại một hướng tìm kiếm không bị ràng buộc. Điều này có thể được khắc phục

bằng cách sử dụng khái niệm về một “vùng tin tưởng” mà tìm kiếm LP bị hạn chế

(cf.Bazaraa et al. ,2006).

Trong SLP như được áp dụng vào OPF, giải pháp tối ưu đạt được bằng cách lặp lại

giữa dòng chảy công suất thông thường và các bài toán con LP tuyến tính hóa

(cf.Zhang et al., 2006). Cụ thể, tại mỗi lần lặp tuyến tính được thực hiện bằng cách

tạo ra một loạt chuỗi mở rộng Taylor bậc 1 về giải pháp của một dòng chảy công

suất thông thường. SLP là mong muốn đối với OPF bởi vì nó vẫn duy trì được tốc

độ của LP nhưng các cách tiếp cận sự chính xác của các phương pháp NLP. Ngoài

ra, SLP có thể đảm bảo cải thiện hàm mục tiêu tại mỗi vòng lặp (cf.Alsac et

al.,1990). Tuy nhiên, bởi vì lập trình tuyến tính được xây dựng xung quanh một

điểm vận hành hiện tại, các phương pháp đó chỉ tìm tối ưu địa phương. Ngoài ra,

quá trình tuyến tính có thể dẫn đến sự giao động như là giải thuật tiếp cận tối ưu

(cf.Rosehart et al., 1997), hoặc làm chậm hội tụ và thậm chí phân kỳ (divergence)

trong trường hợp các hàm mục tiêu phi tuyến tính cao (cf.Grudinin ,1998).

Ưu điểm [22]:

(cid:131) Phương pháp SLP xử lý dễ dàng các ràng buộc phi tuyến tính

(cid:131) Hiệu quả trong việc giải quyết các bất đẳng thức.

(cid:131) Giao dịch hiệu quả với các ràng buộc địa phương

(cid:131) Có khả năng để kết hợp các ràng buộc hội tụ

(cid:131) Các phương pháp SLP mới nhất đã vượt qua những khó khăn của việc giải

quyết bài toán cực tiểu tổn thất không thể tách ra được, các giới hạn về mô hình

(cid:131) Không có yêu cầu bắt đầu từ một điểm khả thi. Quá trình được nhập với một

của đường đặc tính chi phí nguồn phát.

dòng chảy công suất được giải quyết hoặc không được giải quyết. Nếu một sự

cân bằng phản kháng không thể đạt được lúc đầu, giải pháp dòng chảy công suất

(cid:131) Giải pháp SLP là hoàn toàn đáng tin cậy

(cid:131) Có khả năng để nhận diện giải pháp không khả thi.

(cid:131) Giải pháp LP có thể rất nhanh

(cid:131) Những ưu điểm của cách tiếp cận SLP, chẳng hạn như tính toán hoàn toàn đáng

đầu tiên chuyển vào hoặc ra số lượng cần thiết của tụ bù VAR được kiểm soát.

tin cậy và tốc độ rất cao, phù hợp cho thời gian thực (real-time) hoặc các mục

đích chế độ ổn định

Nhược điểm [22]:

(cid:131) Thiếu sự chính xác.

(cid:131) Mặc dù các phương pháp LP là nhanh chóng và đáng tin cậy, nhưng nó có một

số nhược điểm liên quan với chi phí xấp xỉ tuyến tính từng phần (piecewise).

3.3.1.5 Phương pháp lập trình bậc hai liên tục [21]

Lập trình bậc hai liên tục (SQP), cũng được biết đến là lập trình bậc hai kế tiếp

(Successive Quadratic Programming), là giải pháp của bài toán NLP bằng cách giải

quyết một loạt các bài toán QP mà hội tụ đối với giải pháp tối ưu của bài toán ban

đầu (cf.Bell ,1984; Bazaraa et al., 2006). Bằng cách này, SQP thì tương tự như SLP.

Tại mỗi vòng lặp, giải thuật tạo ra một lập trình bậc hai mà xấp xỉ với hành vi của

bài toán NLP về một điểm vận hành cụ thể (thông thường, giải pháp tối ưu từ vòng

lặp QP trước). Tiếp theo, bài toán con QP được giải quyết để tối ưu. Giải pháp tối

ưu của bài toán con QP khi đó hình thành điểm suất phát cho vòng lặp SQP tiếp

theo, và quá trình này được lặp lại đến hội tụ. SQP có thể có hiệu quả đáng kể hơn

các cách tiếp cận NLP tổng quát và đã được áp dụng thành công hoàn toàn trong

một số giải thuật nghiên cứu và OPF thương mại. Tuy nhiên, giống như SLP, SQP

có thể bị dao động khi gần giải pháp tối ưu(cf.Rosehart et al., 1997).

Gần như tất cả việc thực hiện SQP đối với OPF, dòng chảy công suất thông thường

được sử dụng để tuyến tính hóa các ràng buộc tại mỗi vòng lặp, khi đó một phương

pháp tối ưu xác định được sử dụng để giải quyết kết quả QP. Việc sử dụng dòng

chảy công suất thông thường để thực hiện sự tuyến tính làm gia tăng hiệu quả tính

toán. Một phương pháp Gradient kết hợp với phương pháp đơn hình giống như lặp

đi lặp lại cung cấp giải pháp cho bài toán con QP (cf.Burchett et al., 1982, 1984).

Quy trình SQP được mô tả trong Contaxis et al. (1986) thì tương tự, nhưng các tác

giả không chỉ định phương pháp tối ưu NLP được sử dụng để giải quyết các bài

toán con QP. Đối với việc cực tiểu tổn thất, SQP sử dụng phương pháp của Newton,

giới thiệu các kỹ thuật tìm kiếm khác nhau để cải thiện hiệu suất thuật toán (Chang

et al., 1990).

Ưu điểm [22]:

(cid:131) Phương pháp này rất phù hợp với các điểm bắt đầu không khả thi hoặc phân kỳ

(cid:131) Dòng chảy công suất tối ưu trong các hệ thống điều kiện xấu và phân kỳ có thể

(cid:131) SQP không yêu cầu việc sử dụng các hệ số phạt hoặc xác định kích thước bước

được giải quyết trong nhiều trường hợp

Gradient mà có thể gây khó khăn hội tụ. Bằng cách này sự hội tụ thì rất nhanh

(cid:131) Phương pháp có thể giải quyết cả các bài toán phân bổ kinh tế và dòng chảy

chóng

(cid:131) Trong suốt giai đoạn tối ưu tất cả các kết quả trung gian có tính khả thi và giải

công suất.

(cid:131) Độ chính xác của phương pháp SQP là cao hơn nhiều so với các phương pháp

thuật chứng tỏ có hay không một giải pháp khả thi là có thể

khác được thiết lập.

Nhược điểm [22]:

(cid:131) Bài toán chính của việc sử dụng SQP trong tối ưu công suất phản kháng là:

- Tính hội tụ của chu trình lập trình xấp xỉ (giải pháp kế tiếp của lập trình bậc

hai và các bài toán dòng chảy tải)

- Những khó khăn trong việc có được giải pháp lập trình bậc hai trong kích

thước lớn xấp xỉ các bài toán SQP.

(cid:131) SQP dựa trên các kỹ thuật có một số nhược điểm liên quan với xấp xỉ chi phí

- Sự phức tạp và độ tin cậy của các giải thuật lập trình bậc hai.

bậc hai từng phần.

3.3.1.6 Phương pháp điểm nội suy

Các phương pháp điểm nội suy (IPM) là một gia đình của các giải thuật tỷ lệ ánh xạ

(projective scaling) để giải quyết các bài toán tối ưu tuyến tính và phi tuyến tính mà

ràng buộc tìm kiếm khu vực khả thi bằng cách giới thiệu các điều kiện rào cản đối

với hàm mục tiêu. Tổng quát, IPM cố gắng để xác định và theo một đường trung

tâm thông qua khu vực khả thi đối với giải pháp tối ưu. IMP đầu tiên như là một sự

thay thế đối với phương pháp đơn hình cho LP (cf.Karmarkar, 1984). Nghiên cứu

của Karmarkar sau đó đã được tinh chế bởi nhiều nhà nghiên cứu khác, và IPM đã

được chứng minh là có tính cạnh tranh cao với phương pháp đơn hình, đặc biệt cho

các bài toán lớn, các lập trình tuyến tính suy biến (degenerate), và lập trình ngẫu

nhiên. Đối với các lập trình tuyến tính, IPMs tiếp cận ranh giới (và do dó giải pháp

tối ưu) chỉ trong giới hạn và yêu cầu tính toán phức tạp đáng kể hơn tại mỗi vòng

lặp hơn phương pháp đơn hình (cf.Nocedal và Wright, 2006). Tuy nhiên, IPMs

cũng đạt được tiến độ cao tại mỗi vòng lặp, giúp giảm thiểu số lần lặp lại và cũng

thường giảm tổng thời gian giải pháp. IPM có một đa thức giả (pseudo-polynomial)

ràng buộc về thời gian chạy trong trường hợp xấu hơn mà là tốt hơn các giải thuật

Elipxoit (ellipsoid) (cf.Grigsby ,2000); như là một ràng buộc không được biết đến

đối với phương pháp đơn hình [21].

Ưu điểm [22]:

(cid:131) Phương pháp điểm nội suy là một trong những giải thuật hiệu quả nhất. Duy trì

độ chính xác cao trong khi đạt được những ưu điểm lớn trong tốc độ hội tụ lớn

như 12:1 trong một số trường hợp khi so sánh với các kỹ thuật lập trình tuyến

tính được biết khác.

(cid:131) Phương pháp điểm nội suy có thể giải quyết một bài toán lập trình tuyến tính có

tỷ lệ lớn bằng cách di chuyển thông qua nội suy, chứ không phải là giới hạn như

(cid:131) Phương pháp điểm nội suy nên thích nghi hơn với OPF vì độ tin cậy, tốc độ và

phương pháp đơn hình, của khu vực khả thi để tìm một giải pháp tối ưu.

(cid:131) Sự lựa chọn mục tiêu tự động (các lựa chọn phân bổ kinh tế, quy hoạch VAR và

độ chính xác của nó

(cid:131) IPM cung cấp người dùng sự tương tác trong việc lựa chọn các ràng buộc.

giảm thiểu tổn thất) dựa trên sự phân tích hệ thống.

Nhược điểm [22]:

(cid:131) Hạn chế vì các điều kiện bắt đầu và kết thúc.

(cid:131) Giải pháp không khả thi nếu kích thước bước được chọn không đúng

Ngoài ra còn có các phương pháp điểm nội suy đối ngẫu – ban đầu (Primal – Dual

Interior Point Methods), Phương pháp điểm nội suy đối ngẫu – ban đầu chỉnh sửa

và dự đoán trước (Predictor-Corrector PDIPM), phương pháp điểm nội suy đối ngẫu

– ban đầu đa chỉnh sửa trung tâm (Multiple Centrality Corrections PDIPM), và các

phương pháp điểm nội suy vùng tin cậy (TRIPMs).

3.3.1.7 Các phương pháp bổ sung [21]

(cid:153) Khai triển Bender (Decomposition) (Yamin et al. ,2003).

(cid:153) Khai triển Bender tổng quát (General) (Alguacil và Conejo, 2000).

(cid:153) Bổ sung phi tuyến (Nonlinear Complementarity) (Torres và Quintana ,2000).

(cid:153) Lập trình bán vô hạn (Semi-infinite programming) (Xia and Chan, 2006).

(cid:153) Khai triển tuyến liên kết (Tie-line decomposition) (Bakirtzis and Biskas,

(cid:153) Hỗn hợp lập trình tuyến tính số nguyên liên tiếp (Sequential Mixed Integer

2003).

Linear Programming) (Lobato et al., 2001).

3.3.1.8 Tóm tắt các phương pháp tối ưu xác định [21]

Các phương pháp tối ưu xác định được thảo luận trong phần này được tóm tắt trong

bảng 3.1. Cột đầu tiên trong bảng liệt kê các phương pháp trong khi cột thứ hai cho

biết các loại công thức mà đã được sử dụng với phương pháp. Cột thứ ba trong bảng

cung cấp một hoặc hai tài liệu tham khảo. Cột thứ tư cho biết không biết phương

pháp có tính hội tụ toàn cục đối với các bài toán OPF không. Và cột cuối cùng cung

cấp lời nhận xét cho phép so sánh ngắn gọn các phương pháp khác nhau.

Bảng 3.1: So sánh các kỹ thuật tối ưu xác định

Tham khảo

Nhận xét

Phương pháp

Công thức

Hội tụ toàn cục a

Có RGb QP, NLP

Dommel và Tinney (1968), Alsac và Stott (1974)

Có CGb QP, NLP Burchett et al. (1982a)

Không GRGb QP, NLP Peschon et al. (1972)

Newton Khôngd Sun et al. (1984) QPc, NLP

Khôngd QP, NLP Tựa Newton Housos và Irisarri (1982)

LP Có Đơn hình Stott và Hobson (1978)

SLP NLP Không Alsac et al. (1990)

Các ràng buộc hàm bất đẳng thức yêu cầu sử dụng các điều khoản phạt. Hội tụ chậm do đặc tính tìm kiếm “zig-zag”. Phần lớn được thay thế bởi các giải thuật hiệu quả hơn. Khắc phục được đặc tính tìm kiếm “Zig-zag” của RG, nhưng vẫn yêu cầu các điều khoản phạt đối với các ràng buộc hàm bất đẳng thức. Sử dụng các biến yếu và tuyến tính liên tiếp để loại bỏ nhu cầu các điều khoản phạt. Phân tích độ nhạy thì không phức tạp so với phương pháp RG. Phát triển đối với NLP không bị ràng buộc; sử dụng với OPF yêu cầu xác định sự bắt buộc tập hợp ràng buộc và sử dụng các điều khoản phạt đối với các ràng buộc hàm. Đặc tính hội tụ bậc hai. Được sử dụng như bộ giải địa phương trong nhiều phương pháp khác. Được sử dụng để vượt qua gánh nặng tính toán của phương pháp Newton. Không được sử dụng rộng rãi đối với OPF. Yêu cầu tuyến tính của các công thức OPF (mất độ chính xác). Tốc độ tuyệt vời trong hầu hết các ứng dụng. Sử dụng trực tiếp trong DC-OPF hoặc lặp đi lặp lại như bộ giải quyết địa phương trong SLP. Phương pháp tập hợp chủ động (active-set). Sử dụng rộng rãi; cạnh tranh thương mại với các phương pháp GRG và Newton đối với hầu hết các công thức và mục tiêu OPF cổ điển. Tuy nhiên, yêu cầu giám sát để đảm bảo hội tụ

Không SQP NLP

Burchett et al. (1984), Chang et al. (1990)

Không IPMs LP, NLP Torres và Quintana (2001)

a Có: Hội tụ đối với giải pháp (nhưng không nhất thiết phải tối ưu toàn cục) được đảm bảo đối với các bài toàn OPF hoạt động tốt. a Không: Hội tụ không được đảm bảo đối với các bài toán OPF. b Các phương pháp xếp thứ tự thứ 1; đảm bảo tìm được một điểm dừng duy nhất (không phải là tối ưu cục bộ) c Cung cấp giải pháp chính xác trong một bước duy nhất đối với QP. d Yêu cầu tính lồi đối với hội tụ toàn cục; các bài toán OPF thì không lồi

Có TRIPMs NLP Sousa và Torres (2007) và thể hiện số không ổn định và/hoặc dao động đối với nhiều kiểu bài toán nhất định. Sử dụng tốt nhất cho phân bổ kinh tế; thực hiện kém đối với phân bổ công suất phản kháng. Phương pháp tập hợp chủ động (active-set). Nhanh hơn so với SLP cho nhiều công thức OPF; cạnh tranh với IPM. Được sử dụng trong một số gói OPF thương mại. Vùng hoạt động của nghiên cứu. Các biến phổ biến bao gồm PDIPM*, PC-PDIPM**, và MCC-PDIPM***; thể hiện được các giải thuật xác định nhanh nhất và hiệu quả nhất đối với nhiều ứng dụng OPF. Thách thức bao gồm việc lựa chọn tham số hiệu quả và đảm bảo hội tụ. Vùng hoạt động cao đối với nghiên cứu OPF gần đây. Hy sinh tốc độ để vượt qua những khó khăn hội tụ của các IPM thông thường; hữu ích nhất cho các trường hợp bài toán phi tuyến tính cao hoặc số lượng không ổn định.

* PDIPM: Primal-Dual Interior Point Method – Phương pháp điểm nội suy đối ngẫu – ban đầu. ** PC-PDIPM: Predictor-Corrector PDIPM – Phương pháp điểm nội suy đối ngẫu – ban đầu chỉnh sửa và dự đoán trước. *** MCC-PDIPM: Multiple Centrality Corrections PDIPM – Phương pháp điểm nội suy đối ngẫu – ban đầu đa chỉnh sửa trung tâm.

3.3.2 Các phương pháp tối ưu không xác định

Trong hai thập kỷ qua, một số phương pháp tối ưu không xác định đã được phát

triển và áp dụng cho nhiều bài toán tối ưu hóa toàn cục để khắc phục khả năng tìm

kiếm toàn cục yếu kém của nhiều thuật toán tối ưu xác định thông thường (cf.He et

al., 2004); Alrashidi và El-Hawary (2009). Spall (2003) đưa ra một giới thiệu chung

về những phương pháp heuristic này, hoặc các phương pháp tìm kiếm ngẫu nhiên,

tối ưu. Nhiều trong số những kỹ thuật đó đã được áp dụng vào các bài toán OPF,

bao gồm phương pháp tối ưu đàn kiến (ACO), phương pháp mạng nơtron nhân tạo

(ANN), giải thuật vi khuẩn tìm kiếm thức ăn (BFA), các giải thuật tối ưu hỗn độn

(COA), các giải thuật tiến hóa khác (EAs), phương pháp tối ưu bầy đàn (PSO),

phương pháp rèn luyện bắt chước (SA), và phương pháp tìm kiếm Tabu (TS) [24].

3.3.2.1 Phương pháp tối ưu đàn kiến [24]

Phương pháp tối ưu đàn kiến (ACO), ban đầu được đề xuất bởi Colorni et al. (1991)

và Dorigo (1992), là một lớp các thuật toán xác suất theo mô hình hành vi đường đi

của đàn kiến (cf.Dorigo và Stutzle, 2004; Dorigo et al., 2008). ACO là một sự tìm

kiếm song song trên một chuỗi tính toán suy diễn khác nhau dựa trên dữ liệu bài

toán địa phương và một cấu trúc bộ nhớ động có chứa thông tin về chất lượng của

các kết quả thu được trước đó. ACO đã được lấy cảm hứng bằng cách quan sát đàn

kiến thiết lập tuyến đường đi ngắn nhất giữa đàn kiến và nguồn thức ăn. Kỹ thuật

được dựa trên một mô hình xác suất pheromone, bao gồm một tập hợp các thông số

mô hình được gọi là các thông số đường mòn (trail) pheromone. Các giá trị

pheromone được cập nhật sử dụng cho các giải pháp được tạo ra trước đó như là

một cách mà xác suất tạo ra các giải pháp chất lượng cao tăng theo thời gian. Không

giống như một số thuật toán ngẫu nhiên khác, chẳng hạn như SA và GA, ACO có

thể chạy liên tục và thích ứng với những thay đổi trong thời gian thực

(cf.Venayagamoorthy và Harley, 2007).

Gần đây, ACO đã được áp dụng cho một số bài toán OPF với các hàm mục tiêu

khác nhau; Lee và Vlachogiannis (2005) khảo sát một số trong số đó. Teng và Liu

(2003) đã sử dụng thành công các cách tiếp cận ACO để đối phó với bài toán di dời

chuyển đổi tối ưu, việc tìm kiếm các giải pháp ACO tin cậy hơn những sản phẩm

của một GA. Swarup (2005) đã áp dụng ACO vào việc phân bổ phụ tải kinh tế và

các bài toán lập chương trình nguồn phát. Kalil et al. (2006) đề xuất các kỹ thuật

ACO để phân bổ công suất phản kháng tối ưu để cải thiện các điều kiện ổn định

điện áp và giảm tổn thất đường dây trong khi cung cấp việc theo dõi hồ sơ điện áp.

Các tác giả chỉ ra rằng ACO vượt trội so với EP và AIS cả về chất lượng giải pháp

và thời gian tính toán.

ACO đã được áp dụng thành công vào các bài toán tối ưu hóa tổ hợp trong lĩnh vực

OPF. Vlachogiannis et al. (2005) đề ra một bài toán kiểm soát công suất phản

kháng như là một bài toán tối ưu tổ hợp trước khi áp dụng ACO. Simon et al.

(2006) xác nhận rằng ACO là một cách tiếp cận thích hợp vào bài toán cam kết đơn

vị tổ hợp. Allaoua và Laou (2008, 2009) sử dụng ACO để giảm thiểu tổng chi phí

nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong khi vẫn duy trì hiệu suất hệ thống ở

mức chấp nhận được trong điều kiện giới hạn trên công suất thực và công suất phản

kháng đầu ra, điện áp thanh cái, shunt tụ bù/cuộn kháng, thiết lập nấc máy biến áp

và dòng công suất trên đường dây truyền tải. Phương pháp của họ là đáng chú ý vì

nó tiết kiệm thời gian tính toán bằng cách phân tích các ràng buộc vào các bộ ràng

buộc chủ động và bị động. Các ràng buộc chủ động được sử dụng để tính bộ giải

pháp tối ưu sử dụng ACO trong khi các ràng buộc bị động được bắt buộc thực hiện

theo giải thuật dòng chảy công suất Newton-Raphson. Các kết quả mô phỏng cho

thấy phương pháp ACO của họ tốt hơn so với EAs được xuất bản trước đây trong

tốc độ tính toán cũng như chất lượng giải pháp. Gasbaoui và Allaoua (2009) cũng

sử dụng ACO để giải quyết bài toán OPF tổ hợp với đa mục tiêu, bao gồm giảm

thiểu chi phí nhiên liệu, cải thiện hồ sơ điện áp và tăng sự ổn định điện áp. Các tác

giả báo cáo rằng cách tiếp cận ACO thực hiện tốt hơn cả các kỹ thuật cổ điển và

GAs.

Ưu điểm [25]:

(cid:131) Sự song song sẵn có

(cid:131) Phép tính phản hồi tích cực cho việc phát hiện nhanh các giải pháp tốt.

(cid:131) Hiệu quả cho bài toán người bán hàng (Traveling Salesman Problem) và các bài

(cid:131) Có thể được sử dụng trong các ứng dụng động (thích nghi với những thay đổi

toán tương tự

như khoảng cách mới, v.v.)

Nhược điểm [25]:

(cid:131) Việc phân tích lý thuyết thì khó khăn

(cid:131) Trình tự sự quyết định ngẫu nhiên (không độc lập)

(cid:131) Những thay đổi phân bổ xác suất bằng cách lặp đi lặp lại.

(cid:131) Việc nghiên cứu là thử nghiệm hơn là lý thuyết

(cid:131) Thời gian hội tụ không chắc chắn (nhưng hội tụ được đảm bảo!)

3.3.2.2 Phương pháp mạng nơtron nhân tạo [24]

Mạng nơtron nhân tạo (ANN) là những công cụ tính toán dựa trên sự vận hành của

mạng lưới thần kinh sinh học (biological neural). ANN vận hành trên nguyên tắc xử

lý song song, tương tự như sự vận hành của bộ não con người (human brain). Do

đó, ANN khá nhanh, đặc biệt là khi giao dịch với khối lượng lớn dữ liệu mà không

biết tương quan toán học. Ngoài việc xử lý trực tuyến và khả năng phân loại, ưu

điểm chính của ANNs là khả năng giao dịch với các biến ngẫu nhiên của điểm vận

hành dự kiến được cho dữ liệu tăng. Lý thuyết của ANNs đã được thảo luận rộng rãi

trong nhiều sách khác nhau (cf.Ripley, 1996; Jurada, 1997; Dreyfus, 2005).

ANN đã được sử dụng trong một loạt các ứng dụng trong việc kiểm soát và vận

hành các HTĐ; Haque và Kashtiban (2005) xem xét một số trong số này. Nguyen

(1995, 1997) đã phát triển một cấu trúc mạng nơtron (Neural Network – NN) tổng

quát cho OPF mà có thể bao gồm các kiểu khác nhau của các hàm mục tiêu và các

ràng buộc. Cách tiếp cận đề xuất thông qua phương pháp Newton-Raphson cho việc

thực hiện trên NN. Một yếu tố chính của NN OPF là khả năng các module NN riêng

lẻ để xử lý các ràng buộc cụ thể. Song song các module đó dẫn đến sự tính toán tốc

độ cao. Giải thuật cũng khai thác rải rác các ma trận gặp phải trong các bài toán

OPF. Hartati và El-Hawary (2001) đề xuất một cách tiếp cận NLP dựa trên một bài

toán OPF mà trong đó một ANN tăng cường hàm chi phí bằng cách tính toán hình

phạt phù hợp. Cách tiếp cận này cho thấy hội tụ nhanh hơn trong bài toán OPF chủ

động hơn các phương pháp thông thường.

Ưu điểm [26]:

(cid:131) Mạng nơtron có thể thực hiện nhiều nhiệm vụ mà một lập trình tuyến tính không

(cid:131) Khi một thành phần của mạng nơtron lỗi, nó có thể tiếp tục mà không có bất kỳ

thể có.

(cid:131) Mạng nơtron học và không cần phải lập trình lại.

(cid:131) Có thể thực hiện trong bất kỳ ứng dụng nào.

vấn đề về bản chất song song của nó.

(cid:131) Có thể thực hiện mà không có bất kỳ vấn đề gì.

Nhược điểm [26]:

(cid:131) Mạng nơtron cần đào tạo để vận hành

(cid:131) Cấu trúc của mạng nơtron khác với cấu trúc của bộ vi xử lý do đó cần phải được

(cid:131) Yêu cầu thời gian xử lý cao cho các mạng nơtron lớn

mô phỏng

3.3.2.3 Phương pháp giải thuật vi khuẩn tìm kiếm thức ăn [24]

Lấy cảm hứng từ mô hình biểu lộ bởi vi khuẩn trong khi tìm kiếm thức ăn, Passino

(2002) đã giới thiệu giải thuật vi khuẩn tìm kiếm thức ăn (BFA). Trong môi trường

thời gian thay đổi, sự chọn lọc tự nhiên có xu hướng loại bỏ vi khuẩn mà chiến lược

tìm kiếm thức ăn kém (cf.Passino, 2002; Liu và Passino, 2002; Passino, 2005). Sau

nhiều thế hệ, chiến lược tìm kiếm thức ăn kém hoặc là loại bỏ hoặc được định hình

lại thành chiến lược tốt hơn. BFA bắt chước những mô hình đó để tối ưu một giải

pháp tập trung (solution pool)

Mặc dù tương đối mới, BFA đã thu hút sự quan tâm cộng đồng các HTĐ. Misha

(2007), Tripathy và Mishra (2007) áp dụng BFA để tối ưu tổn thất công suất thực và

các giới hạn ổn định điện áp của một mạng lưới điện. Điều này được xây dựng như

một bài toán OPF đa mục tiêu (multi-objective) với vị trí đặt bộ điều khiển dòng chảy công suất hợp nhất (UPFC*), hàng loạt UPFC bơm điện áp, và các vị trí nấc

máy biến áp như là các biến điều khiển. Các tác giả đã báo cáo rằng BFA là vượt

trội so với các kỹ thuật SLP điểm nội suy. Li et al. (2007) đã phát triển một BFA

với tập hợp khác nhau cho bài toán OPF. Các tác giả đã khảo sát cơ chế hóa hướng

động (chemotaxis), cảm nhận túc số (quorum), và sự phát triển (proliferation) cho

lần đầu tiên

Một nhược điểm của BFA là không thể luôn luôn theo dõi hiệu quả giải pháp tối ưu

toàn cục trong những môi trường động (cf.Passino, 2002). Để giải quyết nhược

điểm này, Tang et al. (2006) đã trình bày một cách tiếp cận được gọi là BFA động

(Dynamic BFA – DBFA) để giải quyết bài toán OPF với tải động. Những sự biến

thiên tải công suất và cấu trúc liên kết hệ thống được mô phỏng như là những thay

đổi môi trường thường xuyên và không thường xuyên. Các kết quả chứng minh khả

* UPFC: Unified Power Flow Controller – Bộ điều khiển dòng chảy công suất hợp nhất

năng thích ứng của DBFA với những sự thay đổi môi trường khác nhau và các tác

giả báo cáo rằng DBFA vượt trội hơn so với cả phương pháp BFA và PSO truyền

thống. Tang et al. (2008) sau đó áp dụng DBFA để giảm thiểu chi phí nhiên liệu

HTĐ với OPF được nhúng trong một môi trường có tải thay đổi động. Các kết quả

mô phỏng cho thấy trong sự so sánh với các phương pháp BFA và PSO, DBFA có

thể thích ứng nhanh hơn đối với những thay đổi tải và theo dõi chi phí nhiên liệu tối

ưu toàn cục chặt chẽ hơn.

3.3.2.4 Phương pháp giải thuật tối ưu hỗn độn [24]

Hỗn độn là một hiện tượng (phenomenon) phổ biến, xảy ra tự nhiên trong nhiều hệ

thống xác định. Hỗn độn thể hiện các quy tắc đa dạng, phức tạp và tinh vi không

theo một trật tự rõ ràng (apparent disorder). Một hệ thống có thể thực hiện việc biến

đổi từ một hệ thống có chu kỳ đều đặn (regular periodic) sang một hệ thống hỗn độn

đơn giản bằng cách thay đổi một trong số các tham số điều khiển (cf.Sheng-song et

al., 2003). Sự chuyển động hỗn độn có những đặc tính Ergodic, ngẫu nhiên bên

trong (intrinsic stochasticity) và đều đặn, và do đó có thể đi qua bất kỳ trạng thái

trong một vùng nhất định căn cứ vào quy tắc riêng của mình mà không có sự lặp lại.

Các giải thuật tối ưu hỗn độn (COAs) được giới thiệu bởi Li và Jiang (1998) khai

thác các khái niệm, sử dụng các biến hỗn độn để tìm kiếm cho một giải pháp tối ưu.

Là những phương pháp tìm kiếm ngẫu nhiên tương đối mới, COAs đã thật sự thu

hút sự chú ý lớn (cf.Yang et al., 2007). COAs có một số đặc điểm thuận lợi khác

nhau mà đặc biệt thích hợp cho OPF, bao gồm khả năng để thoát khỏi tối ưu địa

phương thông qua chuyển động hỗn độn, không nhạy cảm với các giá trị ban đầu,

tốc độ tìm kiếm cao, và hội tụ toàn cục dần dần.

COA đang dần được áp dụng để thực hành kỹ thuật, bao gồm OPF. Jiang et al.

(1999) đề xuất một COA để giải quyết bài toán phân bổ kinh tế của một nhà máy

thủy điện. Zhijiang et al. (2002) cũng áp dụng một COA vào phân bổ kinh tế và

OPF, báo cáo rằng các kết quả mô phỏng xác minh độ chính xác của giải pháp

COA. Xu et al. (2000) áp dụng một COA có tỷ lệ đột biến vào sự vận hành kinh tế

của các nhà máy điện. Tuy nhiên, các kết quả cho thấy rằng phương pháp này là tốn

thời gian. Sau đó, Han và Lu (2008) sử dụng một COA có tỷ lệ đột biến cải tiến để

giải quyết bài toán phân bổ tải kinh tế. Theo các tác giả, thuật toán của họ có tính

hiệu quả cao và có thể được áp dụng vào nhiều bài toán HTĐ, chẳng hạn như sự vận

hành kinh tế, OPF, sự nhận dạng hệ thống và kiểm soát tối ưu. Gần đây, COAs cũng

được kết hợp với các thuật toán tối ưu heuristic và chính xác khác.

Ưu điểm [27]:

(cid:131) Có thể giải quyết tối ưu hóa hàm phức tạp và việc tính toán hiệu quả cao (Li et

(cid:131) Nhạy cảm với giá trị ban đầu, dễ dàng bỏ qua giá trị cực tiểu địa phương, đẩy

al., 1998)

nhanh tốc độ tìm kiếm bởi vì làm giảm không gian tìm kiếm bởi sóng mang

(carrier wave), không sử dụng thông tin kinh nghiệm có được trước đó.

Nhược điểm [28]:

(cid:131) Nhươc điểm lớn nhất và quan trọng nhất của lý thuyết hỗn độn là tính năng định

nghĩa của nó: sự phụ thuộc nhạy cảm vào những điều kiện ban đầu. Các kết quả

lý thuyết hỗn độn thường bị ràng buộc nghiêm ngặt bởi sự cần thiết một lượng

(cid:131) Ở giai đoạn phát triển hiện tại của nó, nó không rõ ràng bao nhiêu dữ liệu được

lớn dữ liệu sơ bộ.

yêu cầu để xây dựng bộ không gian giai đoạn và xác định kích thước phân đoạn

(cid:131) Bởi vì lý thuyết này vẫn đang phát triển, nhiều ý tưởng tiếp tục nổi lên, và vì

của nó. Dữ liệu có thể sẽ là rất lớn.

vậy các khái niệm được định nghĩa lại hoặc bổ sung liên tục. Các nhà khoa học

đang cố gắng liên kết lý thuyết hỗn độn với các ngành khoa học khác để thành

(cid:131) Lý thuyết hỗn độn không phải là đơn giản để tìm một ứng dụng ngay lập tức và

lập một lý thuyết tổng quát hơn.

trực tiếp trong môi trường thương mại.

3.3.2.5 Phương pháp giải thuật tiến hóa [24]

Các thuật toán tiến hóa (EAs) bao gồm một loạt các kỹ thuật dựa trên lý thuyết về

tiến hóa sinh học nơi một vùng giải pháp được duy trì để bắt chước sự tiến hóa của

các cá nhân trong một quần thể. Theo thiết kế, EAs có hiệu quả cho các bài toán mà

phát triển theo thời gian và cần được giải quyết nhiều hơn. Hơn nữa, EAs thực hiện

không có giả định về khả năng khác biệt, lồi hoặc êm ái của các chức năng hiện

diện trong mô hình tối ưu và rất thích hợp cho các thuật toán song song do sự hiện

diện của một vùng giải pháp. EAs rất thích hợp cho các bài toán OPF mà việc thể

hiện các hàm đa mục tiêu hoặc một tập hợp các giải pháp (hơn một giải pháp) là

điều mong muốn.

Ký hiệu EA áp dụng cho một tập hợp khác nhau của các thuật toán, và một số cuộc

tranh luận tồn tại khi mà các thuật toán được phân loại đúng như EAs. Ở đây, chúng

ta phân loại như các thuật toán EAs sau đây mà đã được áp dụng cho OPF. Các hệ

thống miễn nhiễm nhân tạo (AIS), tiến hóa vi phân (DE), lập trình tiến hóa (EP), và

các giải thuật Gen (GAs) (Yu và Gen, 2010).

Ưu điểm [29]:

(cid:131) Khả năng áp dụng trong những bài toán mà không có phương pháp (tốt) có sẵn:

- Gián đoạn, các ràng buộc phi tuyến tính, đa phương thức (multi-modalities)

- Không gian biến rời rạc

- Các mô hình được xác định mặc nhiên (các cấu trúc nếu-thì-khác)

(cid:131) Phù hợp nhất trong những bài toán mà nhiều giải pháp được yêu cầu:

- Các bài toán ồn ào

- Các bài toán tối ưu đa phương thức

(cid:131) Thực hiện song song thì dễ dàng hơn

- Các bài toán tối ưu đa mục tiêu

Nhược điểm [29]:

(cid:131) Không đảm bảo cho việc tìm kiếm các giải pháp tối ưu trong một khoảng thời

gian giới hạn:

- Tuy nhiên, các chứng minh hội tụ tiệm cận (asymptotic) sẵn có

(cid:131) Tham số điều chỉnh phần lớn bởi thí nghiệm và lỗi (trial-and-errror):

- Đối với các bài toán cụ thể, tính toán phức tạp bị kết thúc

(cid:131) Cách tiếp cận quần thể có thể rất tốn kém

- Tự thích ứng là một cách khắc phục.

- Thực hiện song song là một cách khắc phục

3.3.2.6 Phương pháp tối ưu bầy đàn [22]

Tối ưu bầy đàn (PSO) là một tập hợp dựa trên kỹ thuật tối ưu hóa ngẫu nhiên được

lấy cảm hứng từ hành vi quần thể của đàn chim hoặc đàn cá.

Trong PSO, việc tìm kiếm cho một giải pháp tối ưu được tiến hành sử dụng một tập

hợp của các phần tử (particles), mà mỗi một phần đại diện cho một giải pháp ứng cử

cho bài toán tối ưu. Các phần tử thay đổi vị trí của nó bằng cách bay vòng quanh

một không gian đa chiều bằng cách làm theo các phần tử tối ưu hiện tại cho đến khi

một vị trí tương đối không thay đổi đã đạt được hoặc cho đến khi các giới hạn tính

toán bị vượt quá. Mỗi phần tử điều chỉnh quỹ đạo của nó theo hướng vị trí tốt nhất

trước đây của mình và theo hướng vị trí tốt nhất toàn cục đạt được cho đến sau đó.

PSO thì dễ dàng thực hiện và cung cấp hội tụ nhanh cho nhiều vấn đề tối ưu và đã

đạt được rất nhiều sự chú ý trong các ứng dụng HTĐ gần đây.

Ưu điểm [22]:

(cid:131) PSO là một trong những thuật toán heuristic hiện đại có khả năng để giải quyết

(cid:131) Ưu điểm chính của thuật toán PSO là: khái niệm đơn giản, thực hiện dễ dàng,

các bài toán tối ưu không lồi (non convex) quy mô lớn như OPF.

tương đối mạnh mẽ (robustness) để kiểm soát các thông số và tính toán hiệu

(cid:131) Ưu điểm nổi bậc của PSO là tốc độ hội tụ nhanh chóng của nó

(cid:131) Thuật toán PSO có thể được thực hiện đơn giản đối với việc điều chỉnh tham số

quả.

(cid:131) PSO có thể dễ dàng đối phó với những hàm mục tiều không lồi và không vi

ít hơn

(cid:131) PSO có tính linh hoạt để kiểm soát sự cân bằng giữa khảo sát địa phương và

phân được (non differentiable).

toàn cục của không gian tìm kiếm

Nhược điểm [22]:

(cid:131) Các giải pháp ứng cử trong PSO được mã hóa như một tập hợp các số thực.

Nhưng, phần lớn các biến kiểm soát như thiết lập nấc máy biến áp và các tụ bù

shunt ngắt được thay đổi một cách rời rạc. Mã hóa thực của các biến này đại

diện cho sự hạn chế của các phương pháp PSO như việc tính toán làm tròn đơn

(cid:131) Làm chậm hội tụ trong giai đoạn tìm kiếm tinh chế (khả năng tìm kiếm địa

giản có thể dẫn đến sai sót đáng kể.

phương yếu)

3.3.2.7 Phương pháp mô phỏng luyện kim [24]

Phương pháp mô phỏng luyện kim (Simulated Annealing - SA) là một meta-

heuristic chung, có tính xác xuất cho sự tối ưu hóa toàn cục mà được đề xuất bởi

Kirpatrick et al. (1983). Trong mỗi bước của giải thuật SA, giải pháp hiện tại được

thay thế bởi một giải pháp ngẫu nhiên gần hơn, được lựa chọn với một xác suất mà

phụ thuộc vào sự khác biệt giữa các giá trị hàm tương ứng và trên một tham số nhiệt

độ toàn cục đang giảm dần khi quá trình tiếp tục (cf.Ingber, 1993). Sự phụ thuộc

như vậy là giải pháp hiện tại phần lớn thay đổi ngẫu nhiên khi nhiệt độ lớn nhưng

sự di chuyển càng “xuống đồi - downhill” (hướng tới một giá trị hàm mục tiêu được

cải thiện) khi nhiệt độ tiến tới không. Sự cho phép di chuyển “lên đồi - uphill” giữ

cho phương pháp khỏi bị mắc kẹt tại cực tiểu địa phương, một bài toán thường gặp

trong các phương pháp tham lam (greedier). SA được đảm bảo để hội tụ tiệm cận

cho một giải pháp tối ưu toàn cục (cf.Aarts và Korst, 1989). Ngoài ra, SA là tương

đối dễ để thực hiện và đo đó phù hợp với một loạt các bài toán.

Một số tác giả đã áp dụng SA vào OPF. Hsiao et al. (1993) đã sử dụng SA để giải

quyết một bài toán dự phòng dựa trên việc hoạch định nguồn VAR tối ưu trong khi

xem xét các phương trình cân bằng công suất thực và công suất phản kháng. Trong

thử nghiệm, các tác giả cho rằng giải thuật đề xuất là phù hợp cho các HTĐ quy mô

lớn. Wong và Fung (1993) đã phát triển một SA tổng quát dựa trên giải thuật phân

bổ kinh tế kết hợp với tổn thất truyền tải thông qua việc sử dụng một công thức tổn

thất bậc hai. Mặc dù các kết quả thử nghiệm chứng minh rằng giải thuật có thể tìm

thấy một giải pháp tối ưu toàn cục hoặc gần với giải pháp tối ưu toàn cục, thời gian

tính toán cao. Roa-Sepulveda và Pavez-Lazo (2001) cũng đã sử dụng các kỹ thuật

SA để giải quyết một bài toán phân bổ kinh tế mà trong đó các ràng buộc truyền tải

được mô hình dưới dạng cực (polar form). Tuy nhiên, các tác giả cũng đã báo cáo

thời gian tính toán lâu. Các cách tiếp cận SA tinh khuyết đối với OPF đã được thay

thế bởi các phương pháp lai trong suốt thập kỷ vừa qua.

Ưu điểm [30]:

(cid:131) Một trong những lý do chính cho sự phổ biến của SA trong sự tối ưu hóa tổ hợp

một mục tiêu đã được chứng minh sự tồn tại hội tụ của phương pháp này.

Những bằng chứng hội tụ này được dựa trên thực tế mà hành vi của SA có thể

được mô hình sử dụng chuỗi Markov. Ví dụ của Hajek, đã chứng minh rằng nếu

lịch trình làm mát được xác định bởi tk = c/ log(1+k) được sử dụng (trong đó k

là số vòng lặp và c là nhỏ nhất của độ sâu sâu nhất cực tiểu địa phương. SA

được đảm bảo hội tụ trong thời gian tiệm cận. Kết quả này, mặc dù thú vị,

không phải là rất hữu ích trong thực tế bởi vì nó kéo theo thời gian tính toán yêu

cầu của SA phát triển theo hàm mũ liên quan đến kích thước của bài toán. Vì

vậy, trong một số trường hợp, SA có thể sẽ đòi hỏi lặp đi lặp lại nhiều hơn tìm

kiếm toàn diện. Tuy nhiên, các chứng minh hội tụ cung cấp một nền tảng chắc

(cid:131) Nổ lực đầu tiên để mở rộng các chứng minh hội tụ của SA đối với các bài toán

hơn cho kỹ thuật này.

tối ưu đa mục tiêu dường như là công việc của Serafini, sử dụng lập luận chứng

minh trên một số phân tích dựa trên chuỗi Markov, Serafini cho thấy rằng bằng

cách kết hợp hai quy tắc chấp nhận khác nhau, nó có thể để đạt được một biểu

thức cung cấp một xác suất cao hơn cho các giải pháp tối ưu Pareto. Lịch trình

làm mát tk = c/ log(1 + k) (đã đề cập ở trên) được sử dụng trong phân tích này.

Villabobos et al. cung cấp một chứng minh hoàn chỉnh hơn về sự hội tụ của SA

(cid:131) Một ưu điểm quan trọng của SA là phù hợp cho việc thực hiện song song.

đa mục tiêu thông qua một sự lựa chọn phù hợp với các xác suất chấp nhận.

Nhược điểm [30]:

(cid:131) Khó khăn trong việc xác định một lịch trình làm mát tốt, điều này quan trọng

(cid:131) Khó khăn cho bất kỳ phương pháp tìm kiếm địa phương nào

cho cả tối ưu một mục tiêu và đa mục tiêu.

3.3.2.8 Phương pháp tìm kiếm Tabu

Từ Tabu (hoặc Taboo) đến từ Tongan, một ngôn ngữ của Polynesia, nơi nó được sử

dụng bởi người thổ dân của hòn đảo Tonga để chỉ ra những điều không thể sờ được

bởi vì những thứ đó là thiêng liêng [31].

Tìm kiếm Tabu (TS) là một quy trình cải tiến lặp đi lặp lại được giới thiệu bởi

Glover (1989, 1990). Quá trình tìm kiếm một phần dựa trên phương pháp leo đồi

(hill-climbing) để phát hiện ra một giải pháp bằng cách xác định miền lân cận và

khi đó di chuyển đến giải pháp với hàm chi phí cực tiểu trong miền lân cận. TS sử

dụng một danh sách Tabu mà đóng một vai trò quan trọng như là một hàm nhớ, lưu

trữ một số trạng thái đã viếng thăm cùng với một số trạng thái có thể được xem là

không mong muốn. Danh sách Tabu kiểm soát các hướng tìm kiếm để giải pháp

thoát khỏi cực tiểu địa phương và ngăn cản chu trình bằng cách sử dụng các cấu

trúc bộ nhớ linh hoạt. Faigle và Kern (1992) đã chứng minh tính hội tụ toàn cục của

TS bằng cách khai thác các điểm tương đồng với SA [24].

Bởi bây giờ, TS là một cách tiếp cận tối ưu được thiết lập đã được áp dụng cho các

bài toán tối ưu HTĐ khác nhau với thành công ấn tượng (cf.Mori và Hayashi,

1998). Cùng với các giải thuật tìm kiếm heuristic khác, chẳng hạn như GA, TS đã

được chỉ ra là “rất hứa hẹn” để xử lý các ứng dụng thực tế trong tương lai trong

những năm đầu 1990 (cf.Glover, 1989; Bland và Dawson, 1991). Hai mươi năm

sau, nghiên cứu này vẫn còn tiếp tục, mặc dù các meta-heuristic khác đã đạt được

sự chú ý nhiều hơn gần đây [24].

Ưu điểm [30]:

(cid:131) Tìm kiếm Tabu đã được sử dụng rộng rãi và thành công trong tối ưu hóa tổ hợp.

(cid:131) Lai với các kỹ thuật khác (ví dụ, GAs) dường như nhiều hứa hẹn hơn để đối phó

(cid:131) Việc sử dụng tìm kiếm Tabu để khám phá các miền lân cận của các giải pháp

với không gian tìm kiếm liên tục.

tạo ra bởi các cách tiếp cận khác (ví dụ, một giải thuật tiến hóa) có vẻ như một

sự lựa chọn tự nhiên khi đối phó với các bài toán tối ưu hóa tổ hợp

Nhược điểm [30]:

(cid:131) Việc sử dụng trong không gian tìm kiếm liên tục đã không được phổ biến do

những khó khăn về thực hiện những di chuyển miền lân cận trong không gian

(cid:131) Trong thực tế, việc mở rộng tìm kiếm Tabu đa mục tiêu vào không gian tìm

tìm kiếm liên tục.

kiếm liên tục khi có tính khả thi, có thể trở nên không thực tế vì sự rời rạc của

(cid:131) Nhược điểm chính của cách tiếp cận lai là thêm chi phí tính toán liên quan đến

yêu cầu không gian tìm kiếm.

việc tìm kiếm địa phương.

3.3.2.9 Tóm tắt các phương pháp tối ưu không xác định [24]

Các phương pháp tìm kiếm ngẫu nhiên, không xác đinh đã thảo luận là tất cả các

cách tiếp cận meta-heuristic. Mặc dù mỗi phương pháp có triết lý riêng của nó, ý

tưởng cơ bản thống nhất tất cả meta-heuristic đã thảo luận là sự khám phá có hệ

thống của việc tìm kiếm không gian sử dụng chương trình cải tiến heuristic.

Các meta-heuristic thường rất linh hoạt đối với định dạng bài toán. Chúng có thể xử

lý tất cả các kiểu không lồi (non-convexities) trình bày trong các bài toán OPF và

các ràng buộc phức tạp do các bài toán khác nhau trong đó OPF được nhúng. Các

bài toán OPF có thể có nhiều tối ưu địa phương, và hầu hết các meta-heuristic có

thể thoát khỏi tối ưu địa phương và hội tụ, ít nhất về mặt lý thuyết, đối với một tối

ưu toàn cục. Điều này thường đạt được bằng cách quản lý một vùng giải pháp và

(gián tiếp) theo dõi hiệu suất giải thuật đã thực hiện.

Các phương pháp tối ưu không xác định đã thảo luận trong phần này được tóm tắt

trong bảng 3.2. Cột thứ 2 nói về các thông số chuẩn cho mỗi phương pháp – càng ít

thông số thì thích hợp hơn. Thực tế số lượng các thông số cho một giải thuật cụ thể

có thể thay đổi trong sự biến thể của phương pháp: một vài thông số có thể bị loại

bỏ, hoặc các thông số khác có thể được thêm vào. Cột thứ 3 chỉ ra rằng có hay

không meta-heuristic về mặt lý thuyết có thể tính toán một giải pháp tối ưu toàn cục

cho sự lựa chọn thông số phù hợp và điều chỉnh giải thuật. Chính xác hơn, từ “Có”

trong cột thứ 3 có nghĩa là xác suất tìm thấy một giải pháp tối ưu toàn cục tiếp cận

một khi giải thuật được phép chạy thời gian vô tận – điều này còn được gọi là “hội

tụ trong giá trị”. Nếu không có kết quả lý thuyết về sự hội tụ có sẵn, khi đó chúng ta

có nghĩa là không có kết quả cho phương pháp hoặc biến thể nhẹ của nó; sự hội tụ

có thể luôn luôn đạt được bằng cách lai tạo, tức là, sự kết hợp của các kỹ thuật mà

có những đặc tính hội tụ mong muốn. Cột thứ 4 cung cấp một tài liệu tham khảo mà

chúng ta xem như là một điểm khởi đầu tốt cho sự tham khảo. Cuối cùng, cột thứ 5

cung cấp một vài nhận xét và góp ý cho OPF điển hình.

Bảng 3.2. So sánh các kỹ thuật không xác định

Các tham số chuẩn

Tham khảo

Nhận xét

Phương pháp

Tối ưu.a

Có

ACO

Dorigo và Stützle (2004) Sự bay hơi và trọng lượng pheromone

Hiểu biết lý thuyết vững chắc; được thiết kế chỉ cho các biến rời rạc – tồn tại sự mở rộng để đối phó với các biến liên tục; kết hợp với các phương pháp NLP đối OPF đề nghị.

AIS

de Castro và Timmis (2002) EA; học tập giải thuật; hứa hẹn cho các ứng dụng an ninh trong OPF và trong các phương pháp lai cho OPF. Tỷ lệ vô tính (Clonal), tỷ lệ đột biến (mutation), số phù hợp (matching number)

ANN Các trọng lượng hàm năng lượng

Dreyfus (2005)

BFA

Passino (2005)

Các thông số khác nhau liên quan đến hóa hướng (chemotaxis), đàn, tái sản xuất (re-production), sự loại trừ (elimination), và phân tán (dispersal)

Có

COA

Li và Jiang (1998) Ánh xạ hỗn độn, sự nhiễu loạn hỗn độn Học tập dựa trên giải thuật xử lý dữ liệu chủ yếu được sử dụng để phân loại và sự nhận biết mẫu; bộ hướng dẫn cho các bài toán tối ưu hóa không cần thiết; có thể xử lý phi tuyến tính và tính nguyên; thích hợp cho các bài toán OPF trực tuyến khi thực hiện tốc độ cao là có thể Lý thuyết chưa được hiểu rõ; không có thông tin Gradient phân tích yêu cầu khi tính xấp xỉ được sử dụng (có thể coi là một nhược điểm cho các bài toán OPF như Gradient sẵn có); thích hợp cho các hàm mục tiêu ồn ào trong OPF. Thành công cho OPF đặc biệt trong các phương pháp lai để tăng cường hội tụ (so sánh một mình với các phương pháp meta-heuristic)

Có

DE

Ràng buộc vi phân, ràng buộc chéo, Feoktistov Mới nhất trong số các EA thảo luận; kinh nghiệm nghiên

kích thước quần thể (2006)

Có

EP

Kích thước quần thể, số thế hệ Fogel (2006)

Có

GA

Reeves và Rowe (2003) Xác suất chéo, xác suất đột biến, kích thước quần thể

Có Clerc (2006)

PSO

Kích thước bầy đàn, thông số nhận thức, thông số xã hội

Có

SA

Nhiệt độ ban đầu, tốc độ tôi luyện

Có

TS

Chiều dài danh sách Tabu

a Có: Hiển thị hội tụ với giải pháp tối ưu toàn cục có đủ thời gian.

Laarhoven và Aarts (1987) Glover và Laguna (1997) cứu cho thấy rằng đặc tính hội tụ tốt cho các bài toán OPF. EA; thông thường rất đơn giản; rất thích hợp khi không chắc chắn sự hiện diện trong OPF và trong các phương pháp lai đối với OPF. EA; hiểu rõ lỹ thuyết hợp lý trong các giải thuật EA; thích hợp cho OPF có quy mô lớn do sự song song của GAs Lý thuyết được hiểu rõ hợp lý; mạnh mẽ hợp lý với các thông số đối với các bài toán OPF; các giải thuật PSO sửa đổi chứng minh thực nghiệm các đặc tính hội tụ tốt cho các bài toán OPF. Chỉ đề xuất như một phương pháp lai cho OPF do tốc độ hội tụ chậm Khái niệm rất đơn giản; một điểm khởi đầu tốt cho các giải thuật OPF

- : Không có các kết quả lý thuyết tồn tại, với những kiến thức tốt nhất của các tác giả.

3.3.3 Các phương pháp lai [24]

Các phương pháp lai kết hợp các kỹ thuật tối ưu hóa khác nhau thành một giải

thuật. Nếu làm đúng, khi đó ưu điểm của từng phương pháp có thể được sử dụng để

khắc phục những nhược điểm của những phương pháp khác, dẫn đến một giải thuật

rất mạnh. Thông thường, những phương pháp lai có thể đạt được những sự cải thiện

đáng kể (ví dụ như trong thời gian tính toán, tính chất hội tụ, chất lượng giải pháp,

hoặc tham số mạnh) trên mỗi một phương pháp riêng lẽ. Các phương pháp lai đã trở

nên phổ biến trong thập kỷ qua đối với các ứng dụng OPF khác nhau.

3.3.3.1 Các phương pháp xác định kết hợp [24]

(cid:153) SQP kết hợp với Quasi-Newton (Lin et al., 2004).

(cid:153) IPMs kết hợp với khai triển Bender (Borges và Alves, 2007).

(cid:153) IPMs kết hợp với lũy biến Lagrangian và phương pháp Newton (Lage et al.,

(cid:153) PC-IPMs kết hợp với phương pháp Newton và tìm kiếm dòng (Line search)

2009).

(Han et al., 2009)

3.3.3.2 Các phương pháp xác định và không xác định kết hợp [24]

Các phương pháp xác định hướng đến là việc tính toán nhanh hơn nhiều so với các

phương pháp không xác định. Tuy nhiên, các phương pháp xác định thường bị giới

hạn việc cung cấp các giải pháp tối ưu địa phương – trong điều kiện tốt nhất (at

best) – và chất lượng đạt được của giải pháp thì chính xác đối với điểm khởi đầu.

Để vượt qua được nhược điểm của việc bị mắc kẹt trên tối ưu địa phương, các kỹ

thuật tìm kiếm địa phương có thể được kết hợp với các quy trình tìm kiếm toàn cục

được cung cấp bởi các phương pháp không xác định. Rất thường xuyên, ý tưởng đó

là các meta-heuristic đối phó với các biến quyết định rời rạc của bài toán và các kỹ

thuật tìm kiếm cục bộ được xử dụng để xử lý một phần NLP liên tục còn lại. Các

(cid:153) IPMs kết hợp với meta-heuristics (Shengsong et al., 2002).

(cid:153) LP và SQP kết hợp với GA (Younes et al. ,2007).

(cid:153) Phương pháp Newton kết hợp với PSO (Rashidi và El-Hawary, 2007).

(cid:153) Phương pháp Newton kết hợp với SA (Chen et al., 1997).

phương pháp lai bao gồm:

(cid:153) Tìm kiếm trực tiếp (direct search) kết hợp với EP (Gopalakrishnan et al.,

(cid:153) Tìm kiếm trực tiếp (direct search) kết hợp với BFA (Panigrahi và Pandi, 2009).

(cid:131) SLP kết hợp với tìm kiếm heuristic địa phương (local heuristic search) (Aoki

2003).

(cid:153) Kỹ thuật vector tiếp tuyến (Tangent vector) kết hợp với PSO (Esmin et al.,

et al., 1998).

2005; Esmin và Lambert-Torres, 2006).

3.3.3.3 Các phương pháp không xác định kết hợp [24]

Ý tưởng nội bậc của việc kết hợp nhiều meta-heuristic thành một phương pháp lai là

để vượt qua sự hội tụ chậm và/hoặc để cải thiện các đặc tính hội tụ toàn cục của các

mata-heuristic riêng lẽ. Như vậy, các phương pháp lai có xu hướng phù hợp nhiều

hơn với các bài toán OPF hơn là các phương pháp meta-heuristic thông thường. Bao

(cid:153) GA kết hợp với các meta-heuristic khác (Liu et al., 2000).

(cid:153) PSO kết hợp với SA (Dadati et al., 2009).

(cid:153) DE kết hợp với các meta-heuristic khác (Abbasy et al., 2007).

gồm các phương pháp sau:

3.3.3.4 Logic mờ kết hợp với OPF [24]

Logic mờ (Fuzzy Logic) không phải là một giải thuật tối ưu hóa mà là một cách tiếp

cận toán học để đối phó với thông tin không đầy đủ hoặc không chính xác. Các

phương pháp tập mờ đã được sử dụng để lai nhiều giải thuật OPF hiện có, chủ yếu

là để cải thiện hiệu suất giải thuật khi đầu vào là không biết hoặc không chắc chắn.

Logic mờ nổi lên từ lý thuyết tập mờ (Zadeh, 1965, 1996). Lý thuyết tập mờ cho

phép đánh giá dần dần thành viên của các phần tử trong một tập hợp; điều này được

mô tả với sự trợ giúp của một hàm thành viên. Một yếu tố quan trọng của lý thuyết

này là một phần tử duy nhất có thể là một thành viên của nhiều tập hợp với nhiều

(cid:153) Logic mờ kết hợp với LP (Miranda và Saraiva, 1992).

(cid:153) OPF mờ (fuzzy OPF) chuyển sang OPF sinh động (crisp OPF) (Guan et al.,

mức độ khác nhau.

(cid:153) Logic mờ kết hợp với khai triển Bender (Hahn et al., 2008).

1995)

(cid:153) Logic mờ kết hợp với các meta-heuristics (Song et al., 1997).

3.4 Các ứng dụng thông thường của OPF

Trong các tiện tích ngành điện, OPF có thể được xem là công cụ để xác định trạng

thái tối ưu có thể có của mạng điện. Đối với sự vận hành hệ thống, OPF có thể được

sử dụng cho các ứng dụng thời gian thực và nghiên cứu. Trong EMS, OPF là ứng

dụng phân tích mạng trực tuyến (on-line) tiên tiến nhất. Các công cụ OPF dựa trên

ngoại tuyến (off-line) là quan trọng đối với bộ phận kế hoạch của tiện ích ngành

điện. Nó đã được áp dụng để lập kế hoạch truyền tải dài hạn và kế hoạch VAR. Một

số ứng dụng chính của OPF trong những tiện ích ngành điện trước khi bãi bỏ quy

định sẽ được mô tả ngắn gọn trong phần 3.4.1.

3.4.1 OPF trong EMS [11]

Là một phần của EMS, chức năng OPF được thiết kế để hoạt động ở chế độ thời

gian thực (real time) hoặc chế độ nghiên cứu (study), để lên lịch kiểm soát công

suất phản kháng và công suất thực hoặc cả hai, và để tối ưu một hàm mục tiêu hoạt

động được xác định. Mối quan hệ giữa OPF và các ứng dụng khác trong EMS được

thể hiện trong hình 3.2.

Ở chế độ nghiên cứu, OPF thu được các trường hợp nghiên cứu (với những ràng

buộc vi phạm) từ phân tích dòng chảy công suất hoặc dự phòng và tạo ra các kết

quả tối ưu với những mực tiêu khác nhau và loại bỏ tất cả các ràng buộc vi phạm.

Những kết quả đó được thể hiện như là sự đề nghị với điều độ viên. Ngoài ra, OPF

có thể giúp người hướng dẫn để tạo ra một kịch bản cụ thể trong mô phỏng huấn

luyện phân bổ (Dispatch Training Simulator - DTS). Ví dụ, nếu người hướng dẫn

muốn xây dựng một kịch bản mà chứa đựng một vài đường dây quá tải, OPF có thể

giúp anh ta tìm thấy các hành động kiểm soát khắc phục hậu quả cho kịch bản đó.

Trong chế độ thời gian thực, kiểm soát vòng lặp đóng (close loop) có thể được thực

hiện thông qua hệ thống SCADA của EMS. Thu thập dữ liệu dòng chảy công suất

thực từ sự dự đoán trạng thái, OPF được chạy để có được các kiểm soát điều chỉnh

thời gian thực (ví dụ, điều khiển VAR/điện áp tự động), mà được gửi trực tiếp tới

SCADA. Một ứng dụng trực tuyến khác của OPF là hệ thống phân cấp điều khiển

OPF-ED-AGC. Mục tiêu tổng quát là để áp đặt sự an toàn ràng buộc kế hoạch MW

tạo ra bởi OPF để điều khiển nguồn phát tự động (AGC) thông qua ED. Một cách

tiếp cận đầy hứa hẹn là cài đặt một phân bổ kinh tế ràng buộc an toàn (Security

Constrained Economic Dispatch – SCED) mà đóng vai trò kết hợp của OPF và ED.

Trong SCED, tổng chi phí nguồn phát được giảm thiểu trong khi các giới hạn dòng

chảy công suất nhánh và giới hạn MW đơn vị được sử dụng như là những ràng

Chế độ thời gian thực

Chế độ nghiên cứu

Hệ thống điện

Dự báo phụ tải

Đơn vị cam kết

SCADA

Bộ xử lý Tôpô

AGC

Phân tích ngẫu nhiên

Đánh giá trạng thái

Dòng công suất

Điều độ kinh tế

buộc.

OPF

Ràng buộc bắt buộc

Hệ thống huấn luyện điều độ viên

Kiểm soát

Hình 3.2: Quan hệ giữa OPF và các ứng dụng EMS chủ yếu khác.

3.4.2 OPF đối với quy hoạch hệ thống [11]

Bên cạnh các ứng dụng thời gian thực và ngắn hạn (short-term) trong EMS, dựa

trên các công sụ OPF ngoại tuyến (off-line), mà sử dụng dữ liệu hệ thống dự báo, có

thể được áp dụng cho việc quy hoạch hệ thống trung hạn (medium-term) và dài hạn

(long-term), chẳng hạn như lập kế hoạch nguồn phát và kế hoạch truyền tải. Mục

tiêu của kế hoạch mở rộng truyền tải dài hạn là để xác định các phương án có thể

mà phải thể hiện khả năng truyền tải công suất thích hợp với kế hoạch nguồn phát

và dự báo tải. Sử dụng các công cụ dựa trên OPF, bài toán được xây dựng xem xét

cả các mục tiêu kinh tế và luật truyền tải điện. Thông thường, độ chính xác dòng

chảy công suất thu được bao gồm mô hình dòng chảy công suất DC trong bài toán

tối ưu này. Một ứng dụng điển hình khác của OPF cho quy hoạch VAR hệ thống là

việc lắp đặt tối ưu các tụ. Kích thước và vị trí của những tụ mới để đảm bảo một

mức độ nhất định về an toàn ổn định (stead-security) đối với điều kiện vận hành cơ

bản đã cho là dễ dàng thể hiện và giải quyết như một bài toán OPF ràng buộc ngẫu

nhiên.

3.5 Các ứng dụng của OPF trong TTĐ

Trong TTĐ cạnh tranh, một số các ứng dụng thông thường của OPF vẫn có thể hữu

ích, như OPF trong AGC và OPF trong kiểm soát điện áp/VAR, v.v. Tuy nhiên, sự

cạnh tranh và truy cập truyền tải mở đã mang lại nhiều ứng dụng tiềm năng mới và

những thách thức kỹ thuật với OPF. Hệ thống truyền tải, mà dường như có những

đặc điểm của một sự độc quyền tự nhiên, là nguyên nhân chính của sự rắc rối kỹ

thuật trong một TTĐ canh tranh. Các kỹ thuật OPF tham gia vào với sự công nhận

rõ ràng của nó về các đặc tính của mạng trong bối cảnh rộng lớn hơn của việc tối ưu

HTĐ. Vai trò tiềm năng của OPF trong TTĐ được thể hiện trong bảng 3.3 . Trong

phần này, chúng ta sẽ xem lại ngắn gọn các ứng dụng quan trọng của các kỹ thuật

OPF mở rộng trong TTĐ tái cấu trúc.

Bảng 3.3: Các ứng dụng của OPF trong TTĐ [11]

Các bài toán OPF mở rộng

Các ứng dụng trong TTĐ

Hàm mục tiêu

Mô hình mạng

Các ràng buộc đặc biệt

DC/AC

Tối đa hóa phúc lợi xã hội

Các ràng buộc biến đổi tỷ lệ và các ràng buộc dự trữ liên quan

Thị trường giao ngay minh bạch và giá cả

Các kiểm soát đặc biệt Mời cung cấp và hồ sơ dự thầu theo yêu cầu (chủ yếu là các chức năng đấu thầu tuyến tính “từng phần (Piece-Wise)”

DC/AC

Giá truyền tải

Các ràng buộc ngẫu nhiên

Nguồn phát, tải, và thiết bị FACTS

Tối thiểu hóa chi phí nguồn phát / tối đa hóa lợi nhuận thực người tiêu dùng

DC/AC

Quản lý tắt nghẽn

Tối thiểu hóa chi phí quản lý tắt nghẽn

Các ràng buộc vận hành, các ràng buộc ngẫu nhiên, các ràng buộc ổn định

Điều chỉnh tăng giảm, thiết bị FACTS, cắt giảm các hợp đồng song phương

Đánh giá ATC

Tối đa hóa TTC

Thiết bị FACTS

Các ràng buộc ngẫu nhiên, các ràng buộc ổn định, các ràng buộc xác suất vận hành

Mua sắm các dịch vụ phụ trợ

Các ràng buộc đặt trước liên quan

Phân bố các quyền truyền tải

Các ràng buộc bỏ thầu liên quan, các ràng buộc ngẫu nhiên

Tối thiểu hóa chi phí cho các dịch vụ phụ trợ Tối đa hóa tổng doanh thu đấu giá các quyền truyền tải

Khả năng dự trữ từ nguồn phát và phụ tải Nộp và rút hồ sơ thầu cho các quyền truyền tải, thiết bị FACTS

3.5.1 Thị trường giao dịch ngay minh bạch và giá cả [11]

Một thị trường giao ngay (spot market) yêu cầu một OPF để so sánh và minh bạch,

mà khuyến khích sử dụng các công cụ và thủ tục có hệ thống. TTĐ giao ngay minh

bạch cũng là một bài toán tối ưu với các ràng buộc mạng. Nhưng có sự khác nhau từ

các mô hình OPF thông thường, hàm mục tiêu của nó là để tối đa hóa lợi nhuận

TTĐ dựa trên cơ sở giá thầu (bidding price) thay vì chi phí nguồn phát (generation

cost). Giá thị trường minh bạch cho các vị trí khác nhau có thể được tính toán từ các

phép nhân Lagrangian của các ràng buộc trong giải pháp OPF.

TTĐ bán buôn New Zealand đang sử dụng một OPF mở rộng để thực hiện một hệ

thống đấu thầu minh bạch (bid-clearing) ràng buộc an toàn (sucurity-contrainted),

bao gồm các ràng buộc mạng DC, các ràng buộc tỷ giá biến đổi (ramp-rate) và các

ràng buộc dự trữ liên quan (reserve-related). Bài toán này được giải quyết bởi giải

thuật điểm nội suy (IPM) và giải thuật đơn hình đối ngẫu nâng cao (Advanced Dual

Simplex). TTĐ Interim New England cũng được sử dụng một kỹ thuật OPF mở

rộng để thực hiện việc kết nối năng lượng và phân bổ dự trữ. Các hình thức khác

của các bài toán OPF xuất hiện trong những bài báo về giá cả của công suất thực và

công suất phản kháng.

3.5.2 Giá truyền tải [11]

Trong các TTĐ tái cấu trúc, giá biên ngắn hạn (Short Run Marginal Pricing -

SRMC) đã được áp dụng để định giá truyền tải kể từ khi nó được đề xuất đầu tiên

bởi Schweppe et al.. Theo kế hoạch này, giá truyền tải hoặc tỷ lệ sự quay vòng là sự

khác biệt giữa các địa điểm của người bán và người mua. OPF có thể được sử dụng

để tạo ra SRMC, do đó được sử dụng trong giá truyền tải. Farmer và Cory đã đề

xuất một cách tiếp cận mới khác bằng cách làm giảm bớt những thiếu sót vốn có

của SRMC dựa trên giá trong khi vẫn duy trì hiệu quả kinh tế của các tín hiệu giá.

Trong phương pháp của họ, mục tiêu của bài toán giá cả tối ưu là để tối đa hóa

“người mua lợi ích ròng” và các ràng buộc dự phòng được xem xét bởi ấp xỉ DC.

3.5.3 Quản lý tắt nghẽn [11]

Trong thời gian thực, quản lý tắt nghẽn thực sự là một bài toán tái phân bổ tối ưu.

Hàm mục tiêu của nó có thể là giảm thiểu chi phí điều chỉnh hoặc giảm thiểu cắt

giảm giao dịch song phương (bilateral transaction). Các nguồn phát và người tiêu

dùng có thể gửi đường cong đấu thầu tuyến tính tăng hoặc giảm đến SO. Những

ràng buộc bao gồm tất cả các ràng buộc mạng, thêm các ràng buộc dự phòng và

ràng buộc ổn định. Một OPF mở rộng có thể giải quyết bài toán này một cách hoàn

hảo và tạo ra một mức giá tắt nghẽn tương ứng.

Trong TTĐ California, việc quản lý tắt nghẽn giữa các vùng (interzonal) được mô

hình với một OPF DC với những ràng buộc tách biệt thị trường trong khi quản lý tắt

nghẽn giữa các vùng được mô hình với một OPF AC xem xét các ràng buộc điện

áp.

3.5.4 Đánh giá khả năng truyền tải khả dụng [11]

ATC là thước đo khả năng kết nối của các HTĐ với sự chuyển động tin cậy hoặc

truyền công suất từ vùng này sang vung khác trên các đường dây truyền tải hoặc

đường đi giữa các vùng dưới những điều kiện hệ thống được định rõ. Có ít nhất 3

cách tiếp cận có thể cho việc tính toán TTC và ATC. Cách thứ nhất là dựa vào các

yếu tố phân phối hoặc các yếu tố nhạy cảm được tính toán từ dòng chảy công suất

DC. Phương pháp thứ 2 được gọi giải thuật dòng chảy công suất liên tục, mà lần

theo đường cong giải pháp dòng chảy công suất, bắt đầu ở tải cơ sở, dẫn đến trạng

thái giới hạn ổn định điện áp hoặc điểm tải tối đa của hệ thống. Cách thứ 3 là dựa

vào các kỹ thuật OPF. Trong suốt quá trình phân tích này, tất cả các ràng buộc an

toàn và các ràng buộc dự trữ được bao gồm. Các ràng buộc dự phòng sau biến cố

(Post-contingency) cũng có thể được xem xét vào mô hình.

ATC có thể được đánh giá như là một bài toán tối ưu thực sự sử dụng một mạng

lưới DC cùng với lập trình tuyến tính. Tuy nhiên, mức độ chính xác của mô hình có

thể không đáng tin cậy, và vì điện áp và VARs thường xác định các giới hạn truyền MW, kết quả có thể lạc quan một cách nguy hiểm. Một dự án được tài trợ bởi EPRI*

đã đánh giá ATC dựa trên một bài toán OPF ràng buộc an toàn mô hình AC (SCOPF**).

3.5.5 Mua sắm dịch vụ phụ trợ [11]

Dịch vụ phụ trợ bao gồm dự trữ quay vòng (spinning), dự trữ không quay vòng

(non-spinning), AGC, dự trữ thay thế, hỗ trợ điện áp và khởi động đen (black start).

Đối với SO, có 2 cách tiếp cận đối với dự trữ mua sắm. Cách thứ nhất là đồng thời

mua dự trữ và năng lượng trong một phiên đấu giá kết hợp duy nhất và bồi thường * EPRI: Electric Power Research Institute - Viện nghiên cứu năng lượng điện. ** SCOPF: Security Contrainted OPF – Ràng buộc an toàn OPF.

cho các đơn vị cung cấp dự trữ với chi phí cơ hội của họ được suy ra từ phiên đấu

giá năng lượng. Cách tiếp cận thứ hai là thiết lập một cuộc đấu giá riêng cho việc

mua dự trữ. Cả hai cách tiếp cận có thể được trình bày như những bài toán OPF.

Trong cách tiếp cận đầu tiên yêu cầu dự trữ được coi là một ràng buộc trong khi

trong cách tiếp cận thứ hai thì chi phí dự trữ là hàm mục tiêu.

3.5.6 Phân bổ quyền truyền tải tối ưu [11]

Phân bổ quyền truyền tải hoặc dự trữ khả năng truyền tải là rất quan trọng đối với

điện thương mại và quản lý tắt nghẽn. Tất cả các quyền truyền tải thương mại phải

có khả năng thực hiện đồng thời (simultaneously). Thông thường, SO sẽ chạy một

phiên đấu giá để phân bổ các quyền truyền tải. Các thành phần tham gia thị trường

có thể đặt giá vào phiên đấu giá để mua hoặc bán các quyền truyền tải. Cuộc bán

đấu giá có thể được thực hiện bằng một OPF sửa đổi. Các quyền truyền tải được coi

như là một cặp bơm (injection) công suất vào và rút (withdrawal) công suất ra. Mục

tiêu là để tối đa hóa doanh thu từ các quyền truyền tải trong khi vẫn giữ được hệ

thống trong các giới hạn khi tất cả các quyền truyền tải tồn tại đồng thời trong hệ

thống. Mô hình mạng DC thường được sử dụng ở đây, bởi vì đấu giá quyền truyền

tải thường tổ chức lâu trước khi sự vận hành thời gian thực và chỉ có công suất thực

là liên quan.

3.6 Đề xuất phương pháp “tối ưu dòng chảy công suất sử dụng giải thuật tối ưu bầy đàn” ứng dụng cho TTĐ Việt Nam [20]

3.6.1 Tổng quan

Giống như giải thuật tiến hóa, kỹ thuật tối ưu bầy đàn (PSO) như đã được trình bày

trong mục 3.3.2.6, PSO tiến hành tìm kiếm bằng cách sử dụng một tập hợp các

phần tử, tương ứng với các cá nhân. Mỗi một phần tử đại diện cho một giải pháp

ứng cử cho vấn đề kiểm soát. Trong một hệ thống PSO, các phần tử thay đổi vị trí

của nó bằng cách bay xung quanh một không gian tìm kiếm đa chiều cho đến khi

một vị trí tương đối không thay đổi đã gặp phải, hoặc cho đến khi các giới hạn tính

toán bị vượt quá. Trong bối cảnh khoa học xã hội, hệ thống PSO kết hợp với một

mô hình xã hội duy nhất (social-only model) và một mô hình nhận thức duy nhất

(cognition-only model). Chỉ riêng thành phần xã hội cho thấy rằng các cá nhân bỏ

qua kinh nghiệm của mình và điều chỉnh hành vi của mình theo niềm tin thành công

của các cá nhân trong miền lân cận. Mặt khác, chỉ thành phần nhận thức xử lý các

cá nhân như đang bị cô lập. Một phần tử thay đổi vị trí của nó bằng cách sử dụng

các mô hình này.

3.6.2 Giải thuật PSO

Các yếu tố cơ bản của kỹ thuật PSO được thể hiện ngắn gọn và được định nghĩa

(cid:131) Phần tử (Particle), X(t): Là một giải pháp ứng cử được đại diện bởi một

như sau:

vector m-chiều (dimension), trong đó m là số tham số tối ưu. Tại thời điểm t,

phần tử Xj(t) thứ j có thể được mô tả là Xj(t) = [xj,1(t),…,xj,m(t)], trong đó xs là

các thông số tối ưu hóa và xj,k(t) là vị trí của phần tử thứ j liên quan đến chiều

(cid:131) Tập hợp (Population), pop(t): Là một tập hợp các phần tử n tại thời điểm t,

thứ k, tức là giá trị của thông số tối ưu thứ k trong giải pháp ứng cử thứ j.

(cid:131) Đàn (Swarm): Là một tập hợp dường như vô tổ chức của việc di chuyển

tức là pop(t) = [X1(t),…,Xn(t)]T.

phần tử mà có xu hướng chụm lại với nhau (cluster) trong khi mỗi phần tử

(cid:131) Vận tốc phần tử (Particle velocity), V(t): Là vận tốc của việc di chuyển các

dường như đang di chuyển theo một hướng ngẫu nhiên (random).

phần tử được biểu diễn bởi 1 vector m-chiều. Tại thời điểm t, vận tốc Vj(t)

(cid:131) Trọng lượng quán tính (Inertia weight), w(t): Là một tham số kiểm soát

của phần tử thứ j có thể được mô tả là Vj(t) = [vj,1(t),…,vj,m(t)], trong đó vj,k(t) là thành phần vận tốc của phần tử thứ jth liên quan đến chiều thứ k.

được sử dụng để kiểm soát sự tác động của các vận tốc trước đó đến vận tốc

hiện tại. Do đó, nó ảnh hưởng đến sự cân bằng (trade-off) giữa những khả

năng thăm dò địa phương và toàn cục của phần tử. Đối với giai đoạn đầu của

quá trình tìm kiếm, trọng lượng quán tính lớn để tăng cường sự thăm dò toàn

cục được đề nghị, trong khi các giai đoạn cuối trọng lượng quán tính giảm

(cid:131) Cá nhân tốt nhất (Individual best), X*(t): Khi một phần tử di chuyển qua

đối với sự thăm dò địa phương tốt hơn.

không gian tìm kiếm, nó so sánh giá trị tương ứng (fitness value) của nó tại

vị trí hiện tại với giá trị tương ứng tốt nhất (best fitness value) nó từng đạt

được bất cứ lúc nào cho đến thời điểm hiện tại. Vị trí tốt nhất đó được kết

hợp với sự gặp phải tương ứng tốt nhất từ trước đến giờ thì được gọi là cá nhân tốt nhất, X*(t). Đối với mỗi một phần tử trong đàn, X*(t) có thể được xác

định và cập nhật trong suốt thời gian tìm kiếm. Trong một bài toán cực tiểu

)(* tX j

(

))

tXJ (

của phần từ thứ j được xác định: với hàm mục tiêu J, cá nhân tốt nhất

)(* tX j

* j =

* j

. Đối với J( ) ≤ J(Xj(τ)), τ ≤ t. Để đơn giản, giả định rằng

t (

),...,

phần tử thứ j, cá nhân tốt nhất có thể được biểu diễn:

[ x

])( t

* tX )( j

* j

* , mj

(cid:131) Toàn cục tốt nhất (Global best), X**(t): Là vị trí tốt nhất trong số tất cả các

. (3.15)

(

))

vị trí cá nhân tốt nhất đạt được từ trước đến giờ. Do đó, toàn cục tốt nhất có

* tXJ ( j

, j = 1,…,n. Để đơn giản, giả sử rằng thể được xác định: J(X**(t)) ≤

(cid:131) Tiêu chuẩn dừng (stopping criteria): Đây là những điều kiện mà quá trình

J** = J(X**(t)).

tìm kiếm sẽ chấm dứt. Việc tìm kiếm sẽ chấm dứt nếu một trong các tiêu chí

sau đây thỏa mãn: (a) số lần lặp lại kể từ khi thay đổi cuối cùng của giải pháp

tốt nhất là lớn hơn một số được xác định trước đó hoặc (b) số lần lặp lại đạt

đến số cho phép tối đa.

(cid:131) Một quy trình tôi luyện đã được kết hợp để thực hiện việc tìm kiếm thống

Trong nghiên cứu này, PSO cơ bản được phát triển như sau:

nhất trong các giai đoạn đầu và tìm kiếm rất địa phương trong các giai đoạn

sau. Một hàm giảm (decrement function) cho việc giảm trọng lượng quán

tính được cho là w(t) = αw(t-1), α là một hằng số giảm nhỏ hơn nhưng gần

(cid:131) Tính khả thi kiểm tra quy trình của các vị trí phần tử đã được áp đặt sau khi

với 1, được đề xuất trong nghiên cứu này.

cập nhật vị trí để ngăn chặn những phần tử từ bên ngoài bay vào không gian

(cid:131) Vận tốc phần tử trong chiều thứ k bị giới hạn bởi một vài giá trị tối đa, max

tìm kiếm khả thi.

Giới hạn này tăng cường thăm dò địa phương của không gian bài toán và nó

mô phỏng thực tế những sự thay đổi gia tăng của việc học của con người. Để

đảm bảo vận tốc thống nhất thông qua tất cả các chiều, vận tốc tối đa trong

(

−

chiều thứ k được đề xuất là:

max k

min k

(3.16)

Trong đó N là số vòng lặp lựa chọn.

Trong giải thuật PSO, tập hợp có n phần tử và mỗi phần tử là một vector m-chiều,

trong đó m là số lượng các thông số tối ưu. Kết hợp với sự sửa đổi ở trên, dòng chảy

tính toán của kỹ thuật PSO có thể được mô tả trong các bước sau:

Bước 1 (Khởi tạo - Initiation): Đặt thời gian đếm t = 0 và tạo những phần tử n

ngẫu nhiên, {Xj(0), j = 1,…,n}, trong đó Xj(0) = [xj,1(0),…,xj,m(0)]., xj,k(0) được tạo

]max

min , k

của thông số tối ưu thứ k. Tương tự như vậy, tạo ra các vận tốc bằng cách chọn lựa ngẫu nhiên một giá trị với xác suất thống nhất trên không gian tìm kiếm[ x

v−

ban đầu ngẫu nhiên của tất cả các phần tử, {Vj(0), j = 1,…,n}, trong đó Vj(0) =

]max

max , k

trên chiều thứ k . Mỗi phần tử trong tập hợp ban [vj,1(0), …,vj,m(0)]. Vj,k(0) được tạo ra bằng cách chọn lựa ngẫu nhiên một giá trị với xác suất thống nhất [

)0(

đầu được ước lượng sử dụng hàm mục tiêu, J. Đối với mỗi phần tử, thiết lập

)0(* j

J =* j

và , j = 1,…,n. Tìm kiếm giá trị tốt nhất của hàm mục tiêu

Jbest. Thiết lập phần tử liên quan với Jbest như là toàn cục tốt nhất, X**(0), với một hàm mục tiêu của J**. Thiết lập giá trị ban đầu của trọng lượng quán tính w(0).

Bước 2 (Cập nhật thời gian - Time updating): Cập nhật thời gian đếm t = t + 1

Bước 3 (Cập nhật trọng lượng – Weight updating): Cập nhật trọng lượng quán

tính w(t) = αw(t-1).

Bước 4 (Cập nhật vận tốc - Velocity updating): Sử dụng toàn cục tốt nhất (global

best) và cá nhân tốt nhất (individual best) của mỗi phần tử, vận tốc phần tử thứ j

t )(

vtw )(

(

t (

))1

(

t (

))1

−

chiều thứ k được cập nhật theo công thức sau:

, kj

xrc ( 11

* , kj

, kj

xrc 22

** , kj

, kj

(3.17)

Trong đó c1 và c2 là hằng số dương và r1 và r2 những số được phân bố đều ngẫu

nhiên trong [0,1]. Điều đáng nói đến là kỳ thứ hai miêu tả một phần nhận thức của

PSO trong đó phần tử thay đổi vận tốc của nó dựa trên tư duy và trí nhớ của mình.

Kỳ thứ ba miêu tả cho một phần xã hội của PSO trong đó phần tử thay đổi vận tốc

của nó dựa trên sự thích nghi xã hội-tâm lý (social-psychological) của sự nhận biết.

Nếu một phần tử vi phạm các giới hạn vận tốc (velocity limits), thiết lập vận tốc của

nó bằng với giới hạn.

Bước 5 (Cập nhật vị trí – Position updating): Dựa trên các vận tốc được cập nhật,

mỗi phần tử thay đổi vị trí của nó theo công thức sau:

(3.18) xj,k(t) = vj,k(t) + xj,k(t-1).

Nếu một phần tử vi phạm các giới hạn vị trí của nó trong bất kỳ chiều nào, thiết lập

vị trí của nó ở giới hạn thích hợp.

Bước 6 (Cập nhật cá nhân tốt nhất - individual best updating): Mỗi phần tử được

J < j

* j

, j = 1,…,n, khi đó cập ước lượng căn cứ vào vị trí cập nhật của nó. Nếu

)(* tX j

tX )( j

J =* j

và và đi đến bước 7, còn lại đi đến nhật cá nhân tốt nhất là

bước 7.

Bước 7 (Cập nhật toàn cục tốt nhất – global best updating): Tìm kiếm giá trị cực

jJ , trong đó min là chỉ số của phần tử với hàm mục tiêu cực tiểu, tức

tiểu Jmin trong

là min ∈ {j; j = 1,…,n}. Nếu Jmin < J**, khi đó cập nhật toàn cục tốt nhất là X**(t) = Xmin(t) và J**= Jmin và đi đến bước 8; còn lại đi đến bước 8.

Bước 8 (Tiêu chuẩn dừng – Stopping criteria): Nếu một trong số tiêu chuẩn dừng

thỏa mãn khi đó dừng lại; còn lại đi đến Bước 2.

3.6.3 Kết quả giải thuật PSO

Để chứng minh tính hiệu quả của phương pháp đề xuất, các trường hợp khác nhau

với các mục tiêu khác nhau như giảm thiểu chi phí nhiên liệu, cải thiện hồ sơ điện

áp, tăng sự ổn định điện áp được xem xét ở phần tiếp theo.

Để thực hiện giải thuật, thực hiện thử nghiệm trên HTĐ chuẩn IEEE 30 nút, dùng

ngôn ngữ FORTRAN. Các giá trị khởi tạo như: Trọng lượng quán tính ban đầu w(0)

= 1.0, số vòng lặp trong mỗi chiều không gian N = 10, số phần tử n = 50, hằng số

giảm α = 0.98, c1 = c2 = 2, và việc tìm kiếm sẽ chấm dứt nếu (a) số vòng lặp kể từ

khi sự thay đổi cuối cùng của giải pháp tốt nhất lớn hơn 50; hoặc (b) số vòng lặp đạt

500 [20].

3.6.3.1 Trường hợp 1: Giảm thiểu chi phí nhiên liệu

Trong trường hợp này, hàm mục tiêu J được xem là tổng chi phí nhiên liệu, có

/($

)

nghĩa là:

i∑ f

1 =

(3.19)

Trong đó fi là chi phí nhiên liệu của nguồn phát thứ i.

Đường cong chi phí nguồn phát được biểu diễn bởi hàm bậc hai sau:

Pb Gi i

2 Pc Gi i

($/h) (3.20)

Trong đó ai, bi, và ci là hệ số chi phí của nguồn phát thứ i. Giá trị của các hệ số này

được cho trong bảng 3.5.

Thiết lập tối ưu của các biến kiểm soát được cho trong bảng 3.4. Ban đầu, tổng chi

phí nhiên liệu là 901.88$. Tổng chi phí đạt được bởi kỹ thuật PSO đề suất là

800.41$. Điều đó cho thấy rằng tổng chi phí nhiên liệu giảm đáng kể (giảm

11.25%). Với các giới hạn tương tự biến kiểm soát, các điều kiện ban đầu, và dữ

liệu hệ thống khác, bài toán đã được giải quyết bằng cách sử dụng cách tiếp cận dựa

trên Gradient [32] và được cải thiện dựa trên giải thuật GA [33] với chi phí nhiên

liệu tối ưu tuần tự là 804.583$ và 800.805$. Rõ ràng là kỹ thuật PSO đề xuất tốt

hơn các kỹ thuật Gradient và GA.

Max

Ban đầu

Min

0.50 0.20 0.15 0.10 0.10 0.12 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.90 0.90 0.90 0.90 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Trường hợp 1 1.7696 0.4890 0.2130 0.2119 0.1197 0.1200 1.0855 1.0653 1.0333 1.0386 1.0848 1.0512 1.0233 0.9557 0.9724 0.9728 0.0335 0.0220 0.0198 0.0315 0.0454 0.0381 0.0398 0.0500 0.0251

Trường hợp 2 1.7368 0.4910 0.2181 0.2330 0.1388 0.1200 1.0142 1.0022 1.0170 1.0100 1.0506 1.0175 1.0702 0.9000 0.9954 0.9703 0.0403 0.0369 0.0500 0.0000 0.0500 0.0500 0.0500 0.0500 0.0259

Trường hợp 3 1.7553 0.4798 0.2092 0.2450 0.1151 0.1200 1.0891 1.0693 1.0464 1.0465 1.0277 1.0294 0.9694 0.9238 0.9467 0.9820 0.0162 0.0424 0.0256 0.0465 0.0348 0.0500 0.0488 0.0500 0.0500

0.9921 0.8000 0.5000 0.2000 0.2000 0.2000 1.0500 1.0400 1.0100 1.0100 1.0500 1.0500 1.0780 1.0690 1.0320 1.0680 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

2.00 0.80 0.50 0.35 0.30 0.40 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

901.88

800.41

806.38

801.16

1.1554 0.1681

0.8765 0.1296

0.0891 0.1392

0.9607 0.1246

P1 P2 P5 P8 P11 P13 V1 V2 V5 V8 V11 V13 T11 T12 T15 T36 Qc10 Qc12 Qc15 Qc17 Qc20 Qc21 Qc23 Qc24 Qc29 Chi phí nhiên liệu ($/h) Ʃ Sai lệch điện áp Lmax

Bảng 3.4. Thiết lập tối ưu của các biến kiểm soát của PSO [20].

G11

G13

0.0 200.0 37.5

0.0 175.0 175.0

0.0 100.0 625.0

0.0 325.0 83.4

0.0 300.0 250.0

a b c

Bảng 3.5: Các hệ số chi phí nguồn phát [20]

3.6.3.2 Trường hợp 2: Cải thiện hồ sơ điện áp hệ thống

Điện áp nút là một trong những chỉ số an toàn và quan trọng nhất. Chỉ xem xét các

mục tiêu dựa trên chi phí trong bài toán OPF có thể dẫn đến một giải pháp khả thi

mà có hồ sơ điện áp không hấp dẫn. Trong trường hợp này, một hàm mục tiêu hai

lần được đề xuất để giảm thiểu chi phí và cải thiện hồ sơ điện áp bằng cách giảm

thiểu sai lệch điện áp nút tải từ 1.0 cho mỗi đơn vị. Hàm mục tiêu có thể được thể

0.1

−

hiện là:

∑

1 =

w i ∈

(3.21)

trong đó w là một hệ số trọng lượng (weighting factor). Các thiết lập tối ưu của các

biến kiểm soát được cho trong bảng 3.4. Hồ sơ điện áp hệ thống của trường hợp này

được so sánh với trường hợp 1, cụ thể, tổng sai lệch điện áp được giảm từ 0.8765

trong trường hợp 1 đến 0.0891 trong trường hợp 2 được cho trong bảng 3.4. Điều

này cho phép một tỷ lệ giảm 90%. Tuy nhiên, tổng chi phí nguồn phát trong trường

hợp này bị tăng nhẹ là 0.75% (từ 800.41$ lên 806.38$) của trường hợp 1.

3.6.3.3 Trường hợp 3: Tăng sự ổn định điện áp

Khả năng HTĐ để duy trì điện áp nút liên tục có thể chấp nhận được tại mỗi nút

trong những điều kiện vận hành bình thường, sau khi tăng tải, tiếp theo những thay

đổi cấu hình hệ thống, hoặc khi hệ thống đang phải chịu một sự nhiễu loạn là một

đặc tính rất quan trọng của hệ thống. Các biến kiểm soát không tối ưu có thể dẫn

đến tăng dần và không thể kiểm soát điện áp rơi, cuối cùng là dẫn đến sự sụp đổ

điện áp trên diện rộng.

Trong trường hợp này, hàm mục tiêu hai lần được đề xuất để giảm thiểu chi phí

nhiên liệu và tăng hồ sơ ổn định điện áp khắp cả mạng điện. Trong phần này, tăng

cường sự ổn định điện áp đạt được thông qua việc cực tiểu các giá trị chỉ thị sự ổn

định điện áp L-index tại mọi nút của hệ thống và do đó HTĐ toàn cục L-index.

Nói chung, L-index tại bất kỳ nút khác nhau giữa 0 (trường hợp không tải) và 1 (sụp

đổ điện áp). Để tăng sự ổn định điện áp và dịch chuyển hệ thống xa điểm sụp đổ

điện áp, hàm mục tiêu sau được đề xuất

i wL +

max

∑

1 =

(3.22)

Trong đó w là một hệ số trọng lượng và Lmax là giá trị cực đại của L-index được

định nghĩa là:

(3.23) Lmax = max {Lk, K = 1,…,NL}

Các thiết lập tối ưu của các biến kiểm soát được cho trong bảng 3.4. Có thể thấy từ

bảng 3.4 rằng giá trị của Lmax tại các nút tải được giảm nhẹ trong trường hợp này và

giảm so với trường hợp 1 và 2. Vì vậy, khoảng cách ổn định điện áp từ sự sụp đổ đã

tăng lên.

Các kết quả tích cực ở trên của phương pháp đề xuất cho phép cải thiện và tăng sự

ổn định điện áp hệ thống.

3.6.4 Kết luận

Phương pháp đề xuất sử dụng các khả năng thăm dò toàn cục và địa phương của

PSO để tìm kiếm các thiết lập tối ưu của các biến kiểm soát. Các hàm mục tiêu khác

nhau đã được xem xét để giảm thiểu chi phí nhiên liệu, cải thiện hồ sơ điện áp, và

tăng sự ổn định điện áp. Phương pháp đề xuất đã được thử nghiệm và kiểm tra (theo

tài liệu tham khảo [20, 32, 33]) với các mục tiêu khác nhau để chứng minh tính hiệu

quả và sức mạnh của nó. Kết quả sử dụng phương pháp đề xuất đã được so sánh với

những báo cáo trong tài liệu. Các kết quả khẳng định tiềm năng của phương pháp đề

xuất và cho thấy hiệu quả và ưu việc của nó so với các kỹ thuật cổ điển và các giải

thuật Gen.

Vì vậy, với kết quả đạt được ở trên cho thấy rằng phương pháp đề xuất để tối ưu

dòng chảy công suất ứng dụng cho TTĐ Việt Nam trong thời gian tới là nên sử

dụng giải thuật tối ưu bầy đàn (PSO).

CHƯƠNG 4

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH PHÍ TRUYỀN TẢI,

ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÍ TRUYỀN TẢI CHO THỊ

TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM

4.1 Những vấn đề cơ bản khi tính phí truyền tải

4.1.1 Mục đích và yêu cầu đối với phí truyền tải

4.1.1.1 Mục đích

(cid:131) Thu đủ bù đắp các chi phí truyền tải: Chi phí vốn, chi phí hoạt động, chi phí bảo

Việc định phí truyền tải nhằm 3 mục đích sau [1]:

(cid:131) Khuyến khích sử dụng hiệu quả lưới truyền tải điện. Hiệu quả có thể có nhiều

dưỡng và lãi suất quy định cho các chủ đầu tư – gọi chung là doanh thu yêu cầu.

(cid:131) Khuyến khích đầu tư hiệu quả vào lưới truyền tải điện và HTĐ. Cấu trúc của phí

nghĩa: Lợi ích xã hội, tổn thất điện năng thấp, độ tin cậy cao v.v…

truyền tải và cách tính lợi nhuận cho chủ đầu tư sẽ khuyến khích họ đầu tư vào

nơi cần thiết và cho hiệu quả cao.

4.1.1.2 Yêu cầu

(cid:131) Công bằng cho mọi người sử dụng. Phí truyền tải không được quá nặng hoặc ưu

Việc định phí truyền tải phải đảm bảo các yêu cầu sau [1]:

(cid:131) Dễ hiểu cho khách hàng, khách hàng hiểu được và có thể lựa chọn được các

ái quá mức cho một loạt khách hàng nào đó.

(cid:131) Có thể áp dụng trong thực tế. Hệ thống phí truyền tải không được quá phức tạp.

quyết định mua-bán đúng cho mình.

Nếu hệ thống phí truyền tải đòi hỏi phải tính quá phức tạp, phải đo ở quá nhiều

nút thì rất khó thực hiện trong thực tế.

Mục đích và yêu cầu đối với phí truyền tải là cơ sở để xác định phương pháp tính

phí truyền tải và nghẽn mạch trong TTĐ.

4.1.2 Các thành phần của phí truyền tải

Một cơ chế định giá truyền tải hiệu quả phải bao trùm được tất cả các chi phí truyền

tải bằng cách phân phối chi phí này tới những người sử dụng mạng lưới truyền tải

theo một cách thích hợp nào đó. Phí truyền tải bao gồm 4 thành phần [1]:

(cid:131) Phí liên quan đến tổn thất công suất: Khách hàng sử dụng lưới truyền tải điện

phải cung cấp công suất (bằng cách mua công suất của các công ty sản suất)

để bù vào tổn thất công suất hoặc phải trả tiền cho lưới truyền tải điện để họ

(cid:131) Phí gây ra nghẽn mạch: Khi xảy ra nghẽn mạch sẽ sinh ra phí do nghẽn

cấp công suất này.

mạch. Sự cân bằng của HTĐ trở thành khác với sự cân bằng tối ưu ban đầu.

(cid:131) Phí cố định của HTĐ: Phí cố định bao gồm các chi phí vận hành và bảo trì

Chi phí gắng với sự biến đổi này gọi là chi phí nghẽn mạch.

hàng năm tài sản truyền tải; chi phí quản lý hành chính hàng năm; chi phí

khấu hao hiện tại của lưới truyền tải điện; lợi nhuận hợp lý từ tải sản lưới

(cid:131) Phí dịch vụ phụ: Bao gồm chi phí để cho HTĐ hoạt động bình thường, SO

truyền tải.

yêu cầu khách hàng mua các dịch vụ phụ. Các dịch vụ phụ này khác nhau tùy

loại thị trường.

Các loại chính là: Cân bằng công suất tác dụng; điều chỉnh điện áp (hỗ trợ điện áp);

dự trữ quay, dự trữ lạnh (không quay); khởi động đen.

Nếu tính phí cho tổn thất công suất tác dụng vào phí dịch vụ thì phí này chiếm 10%

tổng phí truyền tải, trong đó:

- Phí cho độ tin cậy (dự trữ công suất quay): 16%.

- Dự trữ lạnh: 18%.

- Tổn thất công suất tác dụng: 30%.

- Điều chỉnh điện áp: 12%.

- Cân bằng điện năng tức thời: 11%.

- Điều chỉnh cân bằng công suất (load following): 9%.

- Các tính toán điều độ: 4% (dispatch accounts).

Cân bằng công suất tác dụng gắn với điều chỉnh tần cố. Tần số chỉ được biến thiên

trong phạm vi rất nhỏ quanh giá trị danh định.

Trong khi đó điện áp được phép biến thiên trong miền khá rộng. Khi điện áp biến

thiên quá mạnh thì các tác động điều chỉnh điện áp (hỗ trợ) là cần thiết.

Dự trữ quay là dự trữ có thể tăng hoặc giảm công suất trong khoảng 10 phút. Dự trữ

lạnh là dự trữ được khởi động khi cần thiết.

Khởi động đen là khởi động máy phát khi mất điện lưới, bằng các nguồn phụ khác.

Khi sự cố lớn thì khởi động này rất cần thiết để khôi phục công tác của lưới điện.

Phí do vốn và bảo quản là chi phí chính, chiếm đại bộ phận chi phí truyền tải tổng.

Chi phí do nghẽn mạch cũng có thể rất lớn tùy theo tính chất của nghẽn mạch. Đây

là 2 loại chi phí chính của phí truyền tải tổng.

4.1.3 Sơ đồ tính phí truyền tải [1]

Phí truyền tải là chỉ tiêu kinh tế quan trọng ảnh hưởng đến việc chọn vị trí đặt

nguồn điện, phát triển và tăng cường lưới truyền tải điện. Do đó, phí truyền tải làm

sao phải đạt được các mục tiêu và yêu cầu nêu trên.

Phí truyền tải được thu hồi như thế nào? Cách phân chia phí truyền tải cho khách

hàng ra sao? Đó là nội dung của các phương pháp tính phí truyền tải và cũng là sự

khác nhau giữa các phương pháp.

Cho nên, sự hiểu biết về chi phí truyền tải, mức chi tiết của sự hiểu biết đó là cần

thiết khi định áp dụng một phương pháp tính phí truyền tải nào đó. Mỗi phương

pháp tính phí truyền tải đòi hỏi một cách xác định chi phí truyền tải, đơn vị điều độ

phải làm việc đó với hệ thống đo lường từ xa trên lưới điện và hệ thống phân tích,

tính toán phức tạp.

Phương pháp tính phí truyền tải càng phức tạp kéo theo độ phức tạp của hệ thống đo

lường và khó khăn cho SO trong tính toán.

Như vậy, lựa chọn phương pháp tính phí truyền tải phải đi đôi với trang bị kỹ thuật

cho lưới truyền tải điện.

HỢP ĐỒNG SONG PHƯƠNG

SÀN GIAO DỊCH

KẾ HOẠCH SONG PHƯƠNG

SỐ LIỆU RÚT GỌN

KẾ HOẠCH ĐA PHƯƠNG

SỐ LIỆU RÚT GỌN

CÓ

GIẢI QUYẾT NGHẼN MẠCH

NGHẼN MẠCH

KẾ HOẠCH CUỐI CÙNG

KHÔNG

TÍNH LMP

SỐ LIỆU FTR

TÍNH ĐÓNG GÓP CỦA TẢI (PHÁT) VÀ DÒNG CS TRÊN LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN

TÍNH CHI PHÍ TRUYỀN TẢI

TÍNH TÍN DỤNG TRUYỀN TẢI

Hình 4.1: Sơ đồ tính phí truyền tải [1]

4.1.4 Doanh thu yêu cầu về sử dụng lưới truyền tải [1]

Cơ sở quan trọng để xác định việc phân bổ phí truyền tải là dựa trên doanh thu sử

dụng lưới truyền tải yêu cầu. Doanh thu này cùng với doanh thu đấu nối tạo thành

tổng doanh thu yêu cầu của Công ty truyền tải và được phê duyệt hàng năm bởi

Chính phủ.

Tổng doanh thu sử dụng lưới truyền tải hàng năm bao gồm toàn bộ chi phí cho hệ

thống lưới truyền tải, trong đó có: Đường dây truyền tải, máy biến áp, tụ điện,

kháng điện, thiết bị đóng cắt, hệ thống thông tin liên lạc và các thiết bị tài sản khác

cần thiết cung cấp cho dịch vụ truyền tải điện để đảm bảo cho lưới hoạt động an

toàn, hiệu quả.

Công thức tổng quát để xác định doanh thu sử dụng lưới truyền tải yêu cầu hàng

năm (DTTT) của Công ty Truyền tải điện sẽ là:

(4.1) DTTT = CV – STT + CQLTT + CKTT + LNTT

Trong đó:

CV – STT: Các chi phí vận hành và bảo trì hàng năm tài sản truyền tải.

CQLTT: Chi phí quản lý hành chính hàng năm.

CKTT: Chi phí khấu hao hiện tại của lưới truyền tải điện.

LNTT: Lợi nhuận hợp lý từ tài sản lưới điện truyền tải.

Thành phần chi phí khấu hao hiện tại của lưới truyền tải điện (CKTT) là phần chi phí

“chìm” và nó có giá trị rất lớn khi so với các thành phần còn lại. Do vậy, trong các

TTĐ phần chi phí này luôn được giám sát bởi các Cơ quan Nhà nước có chức năng

điều tiết thị trường. Các vấn đề được giám sát chẳng hạn như việc xác định tổng giá

trị hiện tại của lưới, tỷ lệ khấu hao, thời gian khấu hao v.v… Chi phí liên quan đến

các việc đầu tư xây dựng và duy trì bảo dưỡng HTĐ hiện có và được xác định theo

công thức sau:

(4.2) CKTT = GTTT . RTT

Trong đó:

GTTT: Giá trị của tổng tài sản truyền tải điện tại thời điểm đầu năm + (30% ÷ 50%)

tài sản truyền tải dự định sẽ đưa vào vận hành trong năm.

RTT: Là tỷ lệ khấu hao (%) do cơ quan điều tiết quy định.

Phần lợi nhuận (LNTT) mà các công ty truyền tải điện thu được phải được xác định

dựa trên tiêu chí thu hút được nguồn vốn đầu tư để mở rộng, nâng cấp lưới điện

truyền tải và đủ để các đơn vị này nâng cao khả năng tài chính của mình. Lợi nhuận

này được xác định như sau:

(4.3) LNTT = G*TT . RLTTT

Trong đó:

÷ 50%) chỉ tiêu vốn dự định trong năm tới.

G*TT: Giá trị của tổng tài sản truyền tải cố định ròng tại thời điểm đầu năm + (30%

RLTTT: Suất lợi tức được điều tiết tính theo %. Việc nghiên cứu các mục tiêu và cấu trúc của TTĐ là yếu tố chính trong việc lựa

chọn các thuật toán để xây dựng các phương pháp phân bổ phí sử dụng hệ thống.

Tuy nhiên, do dòng công suất truyền tải trên các đường dây là các dòng phi tuyến

nên rất khó khăn để tìm được mô hình tính toán chính xác. Trong thực tế, phải sử

dụng các mô hình xấp xỉ, chỉ số độ nhạy hoặc các thuật toán tỷ lệ để phân bổ dòng

công suất trên các đường dây cho từng đơn vị sử dụng lưới.

100

4.2 Các phương pháp tính phí truyền tải

Mặc dù phí truyền tải chỉ chiếm một phần nhỏ trong tổng chi phí ngành điện, nhưng

mạng lưới truyền tải vẫn đóng một vai trò hết sức quan trọng trong các TTĐ cạnh

tranh. Đối với một HTĐ, hệ thống truyền tải là nơi các nhà máy phát điện cùng

cung cấp điện cho một lượng lớn người sử dụng và các công ty phân phối. Do đó,

các thị trường cần coi việc định phí truyền tải là một chỉ số kinh tế quan trọng để

quyết định việc phân bổ nguồn lực, phát triển và củng cố hệ thống.

Tuy nhiên, việc có được một hệ thống định phí truyền tải hiệu quả, phù hợp với tất

cả các cơ cấu thị trường ở những nơi khác nhau là rất khó khăn. Những nghiên cứu

về định phí truyền tải đang được tiến hành chỉ ra rằng không có một sự thống nhất

chung nào về phương pháp định phí. Trên thực tế, mỗi quốc gia hoặc mỗi mô hình

cấu trúc lại có một phương pháp riêng dựa trên những đặc điểm riêng của mạng lưới

đó.

Từ việc giới thiệu tổng quan về phương pháp tính phí truyền tải và nghẽn mạch,

cũng như quá trình nghiên cứu việc áp dụng phương pháp tính phí truyền tải của các

TTĐ trên thế giới, với mục đích và yêu cầu đối với phí truyền tải cũng như cấu trúc

TTĐ có thể lựa chọn phương pháp tính phí truyền tải cho TTĐ Việt Nam.

Trong nội dung này, luận văn đi sâu nghiên cứu, phân tích các phương pháp tính phí

truyền tải đã được áp dụng rộng rãi ở các TTĐ trên thế giới.

4.2.1 Phương pháp “tem thư” [1]

Phương pháp “tem thư” được các dịch vụ cung cấp điện sử dụng để phân bổ chi phí

truyền tải cố định cho người sử dụng dịch vụ truyền tải cố định. Đây là phương

pháp tính chi phí cố định hay còn được gọi là phương pháp cố định đầu vào. Sử

dụng phương pháp này sẽ không cần phải tính toán các dòng và không phụ thuộc

vào khoảng cách truyền tải cũng như cách sắp xếp mạng lưới truyền tải. Nói cách

khác, các cước phí truyền tải liên quan đến việc sử dụng hệ thống truyền tải xác

định bằng phương pháp “tem thư” không phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải,

điểm cung cấp, điểm phân phối hay quá trình tải trên các thiết bị truyền tải khác

nhau được thực hiện trong các giao dịch có trong nghiên cứu này. Phương pháp này

dựa trên giả thuyết rằng toàn bộ hệ thống truyền tải được sử dụng, không kể đến

những thiết bị thực tế cung cấp dịch vụ tải. Với phương pháp “tem thư” sẽ phân bổ

101

phí truyền tải cho những người sử dụng dựa trên chi phí cố định bình quân và lượng

điện năng được giao dịch.

Đối với các nút phụ tải, phân bổ doanh thu theo yêu cầu sử dụng lưới truyền tải có

thể chia làm thành hai thành phần là phí sử dụng lưới theo công suất và theo điện

năng, tức là phân bố tỷ lệ, doanh thu theo đóng góp của các khách hàng vào công

suất cực đại của hệ thống và theo điện năng sử dụng của khách hàng được truyền tải

qua lưới điện. Dưới đây sẽ trình bày 3 cách tính của phương pháp “tem thư”:

4.2.1.1 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh (MW) [1]

Theo phương pháp này phí sử dụng hệ thống mà đơn vị sử dụng lưới truyền tải phải

yt ,

trả cho công ty truyền tải là:

yTR ,

AF yt 1 , −

yt ,

∑

1 =

UoS UoS + (4.4) PD n UoSt,y = 1 12 PD ⎤ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎦ ⎡ ⎢ ⎢ ⎢ ⎢ ⎣

Trong đó:

UoSt,y: Phí sử dụng hệ thống của đơn vị “t” phải trả hàng tháng của năm “y”

UoSTR,y: Tổng doanh thu sử dụng của hệ thống năm “y” (TR – Total Remuneration)

PDt,y: Công suất đỉnh thực tế (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” (PD –

AF ytUoS , − : Hệ số điều chỉnh mức chênh lệch giữa dự báo và thực tế của đơn vị “t”

Peak demand) năm “y”.

cho năm trước “y-1”

AF ytUoS , − được cho bởi công thức:

yt ,

Est yt , 1 −

1 −

−

[ 1

] UoS

yTR ,

1 (%) −

1 −

Với hệ số điều chỉnh

PD n

AF ytUoS , − = 1

1 2

yt ,

Est yt , 1 −

1 −

∑

1 =

⎤ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎦

⎡ ⎢ ⎢ ⎢ ⎢ ⎣

(4.5)

Trong đó:

Iy-1: Tỷ lệ lãi suất 12 tháng của năm trước “y-1”.

Est ytPD 1 , − : Công suất đỉnh dự báo (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” năm

UoSTR,y-1: Tổng doanh thu sử dụng hệ thống năm trước “y-1”.

trước “y-1”.

102

PDt, y-1: Công suất đỉnh thực tế (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” năm

trước “y-1”.

4.2.1.2 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh kết hợp điện năng [1]

, yt

UoS

, yTR

CAF , 1 yt −

PD n

EC n

, yt

∑

1 =

⎡ ⎢ 1 ⎢ 12 ⎢ ⎢ ⎣

⎤ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎦

⎡ ⎢ 1 ⎢ 12 ⎢ ⎢ ⎣

(4.6) + β UoSt,y = α

Trong đó:

UoSt,y: Phí sử dụng hệ thống của đơn vị “t” phải trả hàng tháng của năm “y”.

UoSTR,y: Tổng doanh thu sử dụng hệ thống năm “y”.

CAF ytUoS , − : Hệ số điều chỉnh kết hợp mức chênh lệch giữa dự báo và thực tế của đơn 1

PDt,y: Công suất đỉnh dự báo (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t”.

vị “t” cho năm trước “y-1”.

ECt,y: Điện năng thực tế (MWh) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” (EC –

Energy Consumption).

α, β: Là các hệ số phân bổ tổng doanh thu sử dụng của hệ thống giữa công suất đỉnh

và điện năng α + β = 1.

UoS

(%)

] UoS

[ 1

yTR ,

CAF yt , 1 −

1 −

1 12

yt ,

1 −

Est yt , 1 −

1 −

Est yt , 1 −

−

Với phương pháp này hệ số điều chỉnh kết hợp được cho bởi công thức sau:

PD n

EC n

yt ,

1 −

Est yt , 1 −

1 −

Est yt , 1 −

∑

1 =

⎞ ⎟ ⎟ ⎟ ⎟ ⎠

⎛ ⎜ ⎜ β ⎜ ⎜ ⎝

⎞ ⎟ ⎟ ⎟ ⎟ ⎠

⎡ ⎛ ⎜ ⎢ ⎜ ⎢ α ⎜ ⎢ ⎜ ⎢ ⎝ ⎣

⎤ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎦

(4.7)

Trong đó:

Iy-1: Tỷ lệ lãi suất 12 tháng của năm trước “y-1”.

Est ytPD 1 , − : Công suất đỉnh dự báo (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” năm

UoSTR,y-1: Tổng doanh thu sử dụng hệ thống năm trước “y-1”.

trước “y-1”.

PDt, y-1: Công suất đỉnh thực tế (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” năm

Est ytEC 1 , − : Điện năng dự báo (MWh) của đợn vị sử dụng lưới truyền tải “t” năm trước

trước “y-1”.

“y-1”.

103

, −ytEC 1

: Điện năng thực tế (MWh) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” năm trước

“y-1”.

α, β: Là các hệ số phân bổ tổng doanh thu sử dụng của hệ thống giữa công suất đỉnh

và điện năng α + β = 1.

4.2.1.3 Phương pháp “tem thư” công suất đỉnh tháng trước [1]

Phí sử dụng của một đơn vị trong một tháng (m) nào đó sẽ được tính trên cơ sở của

công suất đỉnh của đơn vị này sử dụng trong tháng trước đó (m-1) và tổng doanh thu

, mt

1 −

UoS

, mt

sử dụng hệ thống trong năm đó:

PD n

1 12

, mt

1 −

∑

1 =

⎡ ⎢ ⎢ ⎢ ⎢ ⎣

⎤ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎦

(4.8)

Trong đó:

UoSt,m: Phí sử dụng hệ thống của đơn vị “t” phải trả trong tháng m.

UoSTR: Tổng doanh doanh sử dụng hệ thống năm “y”.

1”.

PDt,m-1: Công suất đỉnh (MW) của đơn vị sử dụng lưới truyền tải “t” tại tháng “m-

Công suất đỉnh của các đơn vị sử dụng lưới sẽ được dự báo bởi đơn vị vận hành

HTĐ (SO), còn công suất đỉnh thực tế sẽ là giá trị được ghi trong hệ thống đo đếm

phục vụ thanh toán thương mại. Nếu thiết bị đo đếm không được đặt tại điểm ranh

giới giữa tài sản của công ty truyền tải điện và các đơn vị sử dụng lưới thì công suất

đỉnh sẽ đước tính toán lại để hiệu chỉnh tổn thất công suất.

Việc tính toán phí sử dụng hệ thống dựa trên phụ tải đỉnh là phù hợp về mặt kinh tế

vì bản chất của dịch vụ truyền tải là vấn đề công suất và hệ thống cần được xây

dựng và thanh toán theo nhu cầu tối đa của công suất. Nếu chỉ phân bổ UoS theo

công suất đỉnh thì sẽ nảy sinh sự không công bằng giữa các đơn vị sử dụng lưới

truyền tải vì với cùng một công suất đỉnh như nhau (tức là mức phí sử dụng hệ

thống sẽ bằng nhau) thì nhà máy nào có sản lượng điện (MWh) lớn hơn sẽ có lợi

hơn. Do đó, phương pháp tính toán UoS dựa trên công suất đỉnh kết hợp với điện

năng sẽ chính xác và công bằng hơn cho các đơn vị sử dụng lưới.

104

Tóm lại: Theo mô hình đơn giản nhất của phương pháp “tem thư”, phí truyền tải

không phụ thuộc vào vị trí năng lượng được cung cấp lên lưới hay vị trí năng lượng

được lấy ra khỏi lưới. Nói cách khác, phương pháp này không phụ thuộc vào

khoảng cách và vị trí. Đồng thời, phí truyền tải cũng không phải là hàm của thời

gian. Nói chung, phí truyền tải theo phương pháp “tem thư” không đưa ra tín hiệu

kinh tế thích hợp cho việc truyền tải điện, các đơn vị tham gia thị trường phải bù

chéo lẫn nhau và không tính đến trách nhiệm của từng đơn vị trong vấn đề gây ra

nghẽn mạch. Tuy nhiên, ưu điểm lớn nhất là việc áp dụng tương đối đơn giản nên

được áp dụng rộng rãi.

4.2.2 Phương pháp MW-km [1]

Là phương pháp tính phí cho vận chuyển năng lượng giữa hai điểm được đấu nối,

khi khoảng cách giữa hai điểm truyền tải càng xa thì chi phí cho truyền tải càng lớn,

do đó phí truyền tải sẽ khác nhau cho mỗi đoạn đường dây truyền tải nhất định.

Phương pháp này quy định rõ đoạn đường dẫn điện từ một đơn vị phát điện đến

điểm phân phối. Đoạn đường được lựa chọn cần phải có công suất dự phòng đủ để

truyền tải lượng điện đó. Giá điện được thiết lập nhằm thu hồi suất lợi nhuận từ các

tài sản lưới trên đoạn đường này, các chi phí vận hành và bảo trì có liên quan cũng

như bất cứ chi phí phát sinh nào khác trong hoạt động kinh doanh lưới điện.

Phí truyền tải theo khoảng cách được xác định dưới dạng biểu giá bậc thang tăng

dần theo khoảng cách và tương ứng với mỗi cấp điện áp truyền tải sẽ có một biểu

giá, mỗi khoảng cách giá tối đa thường là 100km. Biểu giá ở cấp điện áp cao hơn có

giá lớn hơn biểu giá ở cấp điện áp thấp hơn.

Phương pháp MW-km có thể sử dụng cho cả các giao dịch song phương và đa

phương. Phương pháp này định giá trên cơ sở tính toán dòng chảy công suất hệ

thống và đưa ra các cách đánh giá gần đúng mức độ sử dụng lưới truyền tải của

từng khách hàng. Để tính giá trị MW-km các dòng chảy công suất trên các mạch

được nhân với khoảng cách điện sau đó cộng lại để tính tổng số các MW-km truyền

tải. Trong trường hợp một giao dịch song phương cần tính toán cả hai chế độ phân

bố dòng chảy công suất là: Khi có và không có giao dịch. Tác dụng gia tăng của

giao dịch là chênh lệch giữa giá trị MW-km trong trường hợp có và không có giao

dịch đang xét. Tỷ số giữa lượng MW-km gia tăng và lượng MW-km tổng có thể

được sử dụng để phân bổ chi phí truyền tải cho từng giao dịch đơn lẻ.

105

Phương pháp MW-km khi áp dụng tính toán cho các giao dịch đa phương chính là

sự thay đổi công suất của phụ tải ở một nút sẽ kéo theo sự thay đổi công suất phát

tại hàng loạt nút khác nhau và ngược lại. Sau đó chi phí sẽ được phân bổ đến từng

nút cụ thể.

Phương pháp MW-km phản sánh sự phụ thuộc của chi phí vào công suất và khoảng

cách truyền tải. Có bốn biến thể của MW-km, chi tiết như sau:

4.2.2.1 Phương pháp MW-km cơ bản [1]

Với cách tính này trước hết ta phải tính dòng chảy công suất trên từng đường dây do

từng khách hàng (nhà máy hoặc phụ tải) sử dụng gây ra trong chế độ dòng chảy

công suất “cơ bản”. Chi phí sử dụng đường dây của các khách hàng sẽ được phân

bổ cho mỗi khách hàng dựa vào tỷ lệ giữa công suất tính toán và công suất định

mức của đường dây tương ứng. Tiếp theo, ta tính được tổng chi phí mà khách hàng

)( uf k

phải trả sẽ bằng tổng các chi phí thành phần vừa nói ở trên:

R(u) =

∑

(4.9)

Trong đó:

R(u): Chi phí được phân bổ cho khách hàng sử dụng thứ u.

Ck: Chi phí đường dây thứ k.

fk(u): Thành phần dòng công suất do khách hàng sử dụng u gây ra.

: Công suất định mức đường dây k.

Chi phí tổng = ∑

Tuy nhiên, do tổng các dòng chảy công suất trên một đường dây bất kỳ thông

thường nhỏ hơn công suất định mức đường dây nên nguyên tắc phân bổ và tính toán

này chỉ thu hồi được phần chi phí cho lưới điện “cơ bản” mà không thu hồi được

phí dự phòng công suất cho đường dây (bằng hiệu số công suất định mức đường

dây và dòng chảy công suất thực tế), do vậy không thu hồi được toàn bộ chi phí.

4.2.2.2 Phương pháp MW-km theo module [1]

Một cách đơn giản để thu hồi toàn bộ chi phí trong trường hợp sử dụng phương

pháp MW-km theo module là thay thế toàn bộ công suất định mức của đường dây

bằng tổng các giá trị truyệt đối của dòng chảy công suất do tất cả các khách hàng sử

dụng gây nên và được xác định theo biểu thức sau:

106

uR )(

∑=

uf )( k uf )( k

∑

(4.10)

Phương pháp này thu phí phần tử sử dụng thực tế và phần công suất dự phòng.

Công suất dự phòng có thể xuất phát từ sự cần thiết để đáp ứng yêu cầu về độ tin

cậy, độ ổn định v.v… Tuy vậy, phương pháp MW-km theo module không khuyến

khích được khách hàng sử dụng giảm quá tải đường dây, nâng cao hoạt động của hệ

thống và làm chậm quá trình đầu tư mới.

4.2.2.3 Phương pháp MW-km với chi phí bằng không cho dòng chảy công suất ngược chiều [1]

Với cách tính theo phương pháp này thì khách hàng sẽ không phải trả phí khi có

dòng chảy công suất ngược chiều với dòng chảy công suất trong phương án “cơ

bản” trên mọi đường dây. Như vậy, khách hàng chỉ phải trả phí đối với dòng chảy

công suất cùng chiều với dòng chảy công suất của phương án cơ bản theo tỷ lệ dòng

uf )( k

uR )(

chảy công suất của họ. Phí truyền tải được xác định theo biểu thức sau:

(4.11) với fk(u) > 0

∑

s )(

∑

+Ω∈ k

R(u) = 0 với fk(u) ≤ 0

Trong đó: Ωk+ là tập hợp những khách hàng sử dụng có dòng chảy công suất cùng

chiều với chiều công suất trong phương án “cơ bản”. Cơ sở của phương pháp MW-

km với chi phí bằng không cho dòng chảy công suất ngược chiều là dựa trên lập

luận khi mà việc giảm công suất truyền tải trên đường dây sẽ mang lại nhiều lợi ích

như: Tăng khả năng dự phòng và độ an toàn cho lưới điện.

4.2.2.4 Phương pháp MW-km với dòng chảy công suất vượt trội [1]

Theo phương pháp MW-km với dòng chảy công suất vượt trội, chi phí của mỗi

đường dây được chia làm hai thành phần là R1(u) và R2(u).

R1(u) là chi phí liên quan đến phần công suất đang được sử dụng gọi là công suất cơ

bản. Phần công suất này tương ứng với dòng chảy công suất trong phương án cơ

bản do khách hàng sử dụng có dòng chảy công suất cùng chiều trả. Điều kiện phân

bổ chi phí này tương tự như trong biến thể MW-km với chi phí bằng không cho

trường hợp dòng chảy công suất ngược chiều CAk:

107

C = Ak

f f

(4.12)

Trong đó:

fk : Dòng chảy công suất do khách hàng sử dụng u gây ra.

: Công suất định mức đường dây k.

R2(u) là chi phí liên quan đến phần chênh lệch giữa ( -fk). Công suất này tương

ứng với công suất dự phòng của đường dây và nó được phân bổ cho tất cả các

khách hàng sử dụng đường dây bởi lý do là mọi khách hàng đều được hưởng những

lợi ích khi có dự phòng công suất cho đường dây như: độ tin cậy, độ ổn định v.v…

Chi phí R2(u) được phân bổ dựa trên giá trị tuyệt đối của dòng chảy công suất như

trong biểu thức của biến thể MW-km theo module bằng cách thay Ck bằng CBk là

phần chi phí công suất bổ sung và CBk = Ck – CAk.

Do vậy, ta có phí sử dụng thu của khách hàng u sẽ là:

(4.13) R(u) = R1(u) + R2(u)

Từ việc phân tích trên ta nhận thấy: Phương pháp này thực chất là sự kết hợp của

hai phương pháp nói trên (phương pháp theo module và phương pháp với chi phí

bằng không cho dòng chảy công suất ngược chiều). Do đó, nó có thể khắc phục

được các nhược điểm của từng phương pháp trên.

4.2.3 Phương pháp tính thành phần công suất do khách hàng u gây ra trên đường dây k.

Trong phương pháp MW-km nêu trên cần phải tính sự tham gia của khách hàng u

vào dòng công suất trên đường dây k. Hiện nay có 2 phương pháp được sử dụng để

tính dòng công suất do khách hàng u gây ra trên đường dây k là: 1. Phương pháp

tham gia trung bình (AP) và 2. Phương pháp tham gia biên (MP).

Nội dung các phương pháp này như sau:

4.2.3.1 Phương pháp tham gia trung bình [1]

Ở đây công suất tham gia được tính theo thuật toán lần theo (Tracing Algorithm).

(cid:131) Tính chế độ cơ sở bằng phương pháp dòng điện một chiều DC ta được công

Cụ thể:

suất trên các đường dây.

108

(cid:131) Từ từng nút nguồn điện lần xuôi theo các đường dây xem công suất từng nhà

(cid:131) Từ từng nút tải lại lần ngược lên nguồn cho đến khi đụng đến các nút nguồn.

(cid:131) Sự phân bổ dòng công suất cho từng đường dây thực hiện theo quy tắc: Dòng

máy điện đi theo đường dây đến các nút tải như thế nào.

đi vào được phân bổ cho các đường dây ra tỷ lệ giữa các dòng đi ra đã tính

được (hình 4.2)

Hình 4.2: Mô tả tỷ lệ công suất vào/ra tại một nút

Dòng vào qj sẽ được phân thành 2 phần cho hai đường ra m: qjm và l: qjl theo:

q l +

(4.14)

q l +

q m q + q m +

Cho qk:

Tương tự, qm được phân cho 2 đường vào j, k:

j +

q k +

(4.15)

j +

q k +

Cho ql:

Ưu điểm của phương pháp tham gia trung bình là dựa vào lý thuyết tỷ lệ, không

đòi hởi nút cân bằng. Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp này cho kết quả

phản ánh trực giác, nếu tổng hợp các nguồn và tải khác nhau có thể dẫn đến giá

khác nhau. Hơn nữa, sự lựa chọn quy tắc phân bổ tùy tiện và độ tán xạ cao của

kết quả.

Ví dụ, phân bổ công suất tính được (bằng mô hình DC) là các số mầu đen (hình

4.3). Nếu tính từ nguồn xuống (theo chiều mũi tên đi vào) mầu đỏ là sự phân bố

của 40MW công suất vào cho các đường dây, mầu xanh là cho 60MW công suất

đầu vào.

109

12 MW

40 MW

Tổng = 30 MW

18 MW

28 MW

Tổng = 70 MW

60 MW

42 MW

Hình 4.3: Ví dụ tính theo phương pháp AP

Các dòng công suất này phân bổ cho các đường dây ra theo tỷ lệ 30/70.

Nếu tính theo chiều đi lên (theo chiều ngược mũi tên), thì công suất phụ tải 30MW

lấy từ đường vào xanh là 30.60/(40+60) = 18MW, lấy từ đường mầu đỏ là

30.40/(40+60) = 12MW

Tính chiều lên xuất phát từ từng nút tải cho đến các nút nguồn ta được sự tham gia

của các nút tải vào từng đường dây. Ngược lại, tính theo chiều xuống xuất phát từ

từng nút nguồn cho đến các nút tải ta được sự tham gia của từng nút nguồn vào từng

đường dây.

4.2.3.2 Phương pháp tham gia biên [34]

Theo phương pháp tham gia biên (MP), khách hàng trả phí truyền tải theo sự tham

gia của mình vào từng đường dây tải điện cụ thể. Mỗi khách hàng chỉ trả phí truyền

tải cho đường dây mà công suất giao dịch của họ đi qua, phí này được chia theo tỷ

lệ tham gia của tất cả khách hàng có công suất đi qua đường dây.

Nội dung phương pháp tham gia biên bao gồm các bước sau:

Bước 1: Lập các kịch bản: Công suất đỉnh và ngoài đỉnh theo từng mùa xuân, hạ,

thu, đông hay cách chia mùa khác tùy theo tình hình cụ thể của từng nước. Ký hiệu

kịch bản là e.

Bước 2: Tính độ nhạy của dòng điện trên từng đường dây theo sự biến thiên đơn vị

(1MW) của công suất phát hay tải của từng nút i. Tính cho từng kịch bản.

Mỗi kịch bản e tính: - Tính trạng thái cơ sở (cơ bản) theo số liệu thị trường kết hợp dự báo: tính phân

bổ dòng công suất trên các đường dây, dùng phương pháp dòng điện một

chiều (DC), tính được dòng công suất trên đường dây l là Fle.

110

- Tính dòng công suất khi chỉ công suất nút i biến đổi 1MW, để bù vào công

suất nút cân bằng biến đổi 1MW hoặc tất cả các nút đều biến đổi theo tỷ lệ

(nút cân bằng ảo) (hình 4.4).

Trong thực tế, TTĐ ở Argentina và Chile thường chọn nút cân bằng gần trung tâm

phụ tải lớn.

Tính dòng công suất trên từng đường dây l khi công suất ở từng nút tăng thêm

1MW.

- Tính hệ số tham gia của nút i vào dòng công suất trên đường dây l trong kịch

bản e:

i F − le

ueil = (

) ie PF le

(4.16)

leF trùng dấu với

leF .

Chỉ tính cho trường hợp

leF : Dòng công suất trên đường dây l trong trường hợp cơ sở.

leF : Dòng công suất trên đường dây l trong kịch bản e do tăng công suất nút i

Trong đó:

ieP : Công suất nút i trong kịch bản e.

lên 1MW gây ra.

- Tính hệ số tham gia biên của nút i và đường dây l trong kịch bản e:

eil

eil u

eil

u ∑

(4.17)

Bước 3: Tính dòng công suất của nút i tham gia vào dòng công suất trên đường dây

l trong trường hợp cơ sở Fli.

Feil = Keil.Fle

(4.18)

Thu nhập yêu cầu trung bình trong kịch bản e (khoảng thời gian) C1 của đường

Cost

dây l được phân chia cho nút i theo hệ số tham gia biên của nút i:

eil

F eil CAP l

. FK eil le CAP l

(4.19)

Ở đây: CAPl là khả năng tải của đường dây.

Fle nhỏ hơn CAPl nên không thu được toàn bộ thu nhập yêu cầu của đường

Chi phí chỉ tính cho phần công suất tải thực tế trên đường dây. Trong thực tế

dây, nếu đường dây non tải thì chi phí thu được sẽ rất ít, phần còn thiếu được

thu bằng phương pháp khác, chẳng hạn bằng phương pháp “temp thư”.

111

Lợi thế của phương pháp tham gia biên là dễ tính, tốc độ tính nhanh, dễ hiểu và

công bằng đối với khách hàng.

1

0.33

1.00

0.66

1

0.33

1

0.33

0.00

0.66

1

Hình 4.4: Phương pháp tham gia biên

4.3 Ví dụ tính phí sử dụng lưới truyền tải bằng một số phương pháp

4.3.1 Tính phí sử dụng lưới truyền tải bằng phương pháp MW-km

Để tính toán phí sử dụng lưới truyền tải theo phương pháp này, ta tiến hành theo các

bước sau:

Bước 1: Phân tích các dòng chảy công suất

- Áp dụng chế độ DC để tính chế độ phụ tải cực đại và phương pháp phân tích

dòng chảy công suất.

- Công suất do mỗi nhà máy gây ra trên đường dây được tính bằng cách giữ lại

nhà máy đó, còn các nhà máy khác đặt công suất phát bằng 0. Đối với các phụ

tải thì công suất phải được giảm tỷ lệ để đảm bảo cân bằng công suất trong hệ

thống, nghĩa là tổng công suất phụ tải bằng với công suất phát tại điểm đấu nối

của nhà máy đang phát.

- Khi tính cho các nút phụ tải ta tiến hành tương tự như đối với nhà máy: Công

suất do các nút phụ tải gây ra trên đường dây được tính lần lượt bằng cách giữ

112

lại công suất của các nút phụ tải đang xét và cho công suất các nút phụ tải

khác bằng không. Còn công suất của các nút nhà máy phải giảm tải tỷ lệ để

đảm bảo tổng công suất của các nhà máy bằng với công suất của phụ tải đang

xét.

Bước 2: Tính toán phí truyền tải hàng năm cho từng phần tử của lưới.

Bước 3: Phân bổ phí truyền tải đã tính được ở bước 2 cho các khách hàng sử dụng

lưới trên cơ sở mức độ sử dụng lưới.

Dưới đây là ví dụ minh họa cho phương pháp MW-km. Xét HTĐ đơn giản gồm 5

nút như hình 4.5

Hình 4.5 Hệ thống điện đơn giản 5 nút

HTĐ đơn giản gồm 5 nút, dữ liệu hệ thống cho ở bảng 4.1. Giả sử độ lớn điện áp là

1.06 và 1.05 ở tại nút 1 và nút 4, các nút còn lại có độ lớn điện áp là 1.00. Nút 1 là

nút cân bằng và giả thiết rằng khả năng tải của mỗi đường dây là 100MW [1].

Bảng 4.1 Dữ liệu hệ thống kiểm tra 5 nút.

Đường dây 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5 R(pu) 0,02 0,08 0,06 0,04 0,01 0,08 X(pu) 0,06 0,24 0,18 0,12 0,03 0,24 B(pu) 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,05 Ck (USD) 60 240 280 120 30 240

Đối với ví dụ này ta chỉ tính phí truyền tải cho các nút đấu nối nhà máy.

113

Bước 1: Tính mức độ sử dụng lưới truyền tải.

Với dữ liệu trong bảng 4.1, sử dụng chương trình PowerWorld để tính để tính dòng

chảy công suất theo mô hình một chiều DC, ở đây tính toán với hai trường hợp đó

là:

Phương án 1: Gọi là phương án cơ bản. -

- Phương án 2: Xét ảnh hưởng của từng nhà máy lên hệ thống, việc xác định

này được thực hiện bằng cách giữ lại công suất phát của nhà máy đang xét và

đặt công suất phát tại các nhà máy còn lại bằng 0. Sau đó phân tích dòng chảy

công suất cho các chế độ mới này với phụ tải giảm theo tỷ lệ giảm của công

suất phát [1].

Trên hình 4.6 là dòng chảy công suất của phương án cơ bản; hình 4.7 và hình 4.8

dòng chảy công suất phương án chỉ có nhà máy G1 phát và phương án chỉ có nhà

máy G4 phát.

Hình 4.6 Phương án cơ bản

114

Hình 4.7 Phương án chỉ có nhà máy G1 phát

Hình 4.8 Phương án chỉ có nhà máy G4 phát

Kết quả dòng chảy công suất trên các đường dây cho các phương án được tổng hợp

lại trong bảng 4.2

115

Bảng 4.2 Các kết quả dòng chảy công suất tương ứng cho từng phương án

Đường dây

Bước 2: Xác định doanh thu yêu cầu của lưới truyền tải

1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5 Phương án cơ bản (MW) 81.8 18.2 -9.9 41.7 -41.8 28.3 Phương án chỉ có G1 phát (MW) 72.1 27.9 12.3 32.1 -5.4 6.8 Phương án chỉ có G4 phát (MW) 9.7 -9.7 -22.2 9.6 -36.4 21.5

Để tính toán phí sử dụng truyền tải mà các nhà máy phải trả, giả thiết các chi phí cố

Bước 3: Phân bổ phí truyền tải

định hàng năm cho mỗi đường dây truyền tải (Ck) như trong bảng 4.1

Phí truyền tải có thể được tính theo các biến thể khác nhau của phương pháp MW-

km, ở đây chỉ sử dụng phương pháp dòng chảy công suất vượt trội là một phương

pháp xác định phí truyền tải tương đối toàn diện. Đối với biến thể này phí truyền tải

phản ánh được cả công suất cơ bản và mức độ dự phòng của đường dây. Áp dụng

(cid:153) Thành phần phí cơ bản CAK và phí bổ sung CBK:

công thức (4.10), (4.11), (4.12), và (4.13) để tính ta có kết quả sau:

Bảng 4.3 Phí cơ bản và phí bổ sung

CAK (USD) CBK (USD)

Đường dây 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5 60x81.8/100 = 49.08 240x18.2/100 = 43.68 280x9.9/100 = 27.72 120x41.7/100 = 50.04 30x41.8/100 = 12.54 240x28.3/100 = 67.92 ƩCAK = 250.98 10.92 196.32 252.28 69.96 17.46 172.08 ƩCBK = 719.02

∑

Ta có: Tổng chi phí (USD) 60 240 280 120 30 240 Tổng: 970 ∑

= 250.98 + 719.02 = 970 USD

116

(cid:131) Phí sử dụng công suất cơ bản R1(u): Bảng 4.4 Phí R1(1) nhà máy điện G1 phải trả

Số tiền phải trả (USD) Đường dây

Dòng chảy công suất khi phát tại nút G1 (MW) 72.1 27.9 12.3 32.1 -5.4 6.8 49.08 x [72.1/(72.1 + 9.7)] = 43.26 43.68 x [27.9/(27.9 + 0)] = 43.68 0 50.04 x [32.1/(32.1 + 9.6)] = 38.52 12.54 x [5.4/(5.4 + 36.4)] = 1.62 67.92 x [6.8/(6.8 + 21.5)] = 16.32 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5

143.40 R1(1)

Bảng 4.5 Phí R1(4) nhà máy điện G4 phải trả

Số tiền phải trả (USD) Đường dây

Dòng chảy công suất khi phát tại nút G4 (MW) 9.7 -9.7 -22.2 9.6 -36.4 21.5 49.08 x [9.7/(9.7 + 72.1)] = 5.82 0 27.72 x [22.2/(22.2 + 0)] =27.72 50.04 x [9.6/(9.6 + 32.1)] = 11.52 12.54 x [36.4/(36.4 + 5.4)] = 10.92 67.92 x [21.5/(21.5 + 6.8)] = 51.60 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5

107.58 R1(4)

Ở đây, khi tính R1(1) và R1(4) dòng công suất trên các đường dây ngược chiều với

(cid:131) Phí sử dụng công suất dự phòng cơ bản R2(u):

dòng công suất trong phương án “cơ bản” thì lấy bằng 0.

Bảng 4.6 Phí R2(1) nhà máy điện G1 phải trả

Đường dây Số tiền phải trả (USD)

10.92 x [72.1/(72.1 + 9.7)] = 9.63

Dòng chảy công suất khi phát tại nút G1 (MW) 72.1 27.9 12.3 32.1 -5.4 6.8 196.32 x [27.9/(27.9 + 9.7)] = 145.67 252.28 x [12.3/(12.3 + 22.2)] = 89.94 69.96 x [32.1/(32.1 + 9.6)] = 53.85 17.46 x [5.4/(5.4 + 36.4)] = 2.26 172.08 x [6.8/(6.8 + 21.5)] = 41.35 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5

342.70 R2(1)

117

Bảng 4.7 Phí R2(4) nhà máy điện G4 phải trả

Số tiền phải trả (USD) Đường dây

1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5 Dòng chảy công suất khi phát tại nút G4 (MW) 9.7 -9.7 -22.2 9.6 -36.4 21.5 10.92 x [9.7/(9.7 + 72.1)] = 1.29 196.32 x[97/(97 + 27.9)] = 50.65 252.28 x [22.2/(22.2 + 12.3)] = 162.34 69.96 x [9.6/(9.6 + 32.1)] = 16.11 17.46 x [36.4/(36.4 + 5.4)] = 15.20 172.08 x [21.5/(21.5 + 6.8)] = 130.73

376.32 R2(4)

(cid:153) Phí sử dụng lưới truyền tải mỗi nhà máy phải trả:

Nhà máy G1: R(1) = R1(1) + R2(1) = 143.40 + 342.70 = 486.10 (USD)

Nhà máy G4: R(4) = R1(4) + R2(4) = 107.58 + 376.32 = 483.90 (USD)

Tổng phí sử dụng của cả hai nhà máy phải trả:

RƩ = R(1) + R(4) = 486.10 + 483.90 = 970.00 (USD)

Qua kết quả ta thấy rằng tổng phí truyền tải mà hai nhà máy (G1 và G4) tại nút 1 và

nút 4 phải trả là 970 (USD), bằng với tổng chi phí truyền tải của tất cả các đường

dây như đã cho trong bảng 4.1 là 970 (USD).

4.3.2 Tính phí sử dụng lưới truyền tải bằng phương pháp tham gia biên

Cũng từ bài toán hệ thống 5 nút trong mục 4.3.1 được thể hiện như hình 4.5. Giả sử

dữ liệu hệ thống các đường dây như bảng 4.1, khả năng tải của mỗi đường dây là

100MW, công suất tại các nút như bảng 4.8.

Bảng 4.8 Công suất tại các nút tải và phát

Nút 1 2 3 4 5 Ptải (MW) 0 50 60 0 70 Pphát (MW) 100 0 0 80 0

118

Từ các dữ liệu ở trên thì hệ thống 5 nút được thể hiện như hình 4.9

Hình 4.9 Hệ thống điện 5 nút với công suất tại các nút

suất trên các đường dây trong chế độ cơ sở và chế độ tăng thêm 1MW ở từng nút.

Kết quả được tính bằng mô hình DC trên PowerWorld cho 1 kịch bản: Dòng công

Dòng công suất trên các đường dây trong chế độ cơ sở được thể hiện trong hình

4.10.

Hình 4.10 Hệ thống điện 5 nút với dòng công suất trên các đường dây trong chế độ

cơ sở.

119

Tiếp theo, chúng ta tăng thêm 1MW cho từng nút và ghi nhận dòng công suất tương

ứng trên từng đường dây, sau đó được tổng hợp lại trong bảng 4.9 như sau:

Bảng 4.9 Dòng công suất các đường dây chế độ cơ sở và tăng thêm 1MW

Cơ sở Nút 1 Nút 2 Nút 3 Nút 4 Nút 5

81.78 18.22 -9.93 41.70 -41.78 28.30 82.38 18.62 -9.53 41.90 -41.38 28.10 82.64 18.36 -10.01 41.66 -41.64 28.34 82.31 18.69 -9.57 41.88 -42.31 28.12 81.18 17.82 -10.33 41.50 -42.18 28.50 82.56 18.44 -9.85 42.41 -41.56 28.59 Đường dây 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5

Sử dụng công thức (4.16) và (4.17) để tính toán và kết quả được thể hiện trong bảng

4.10 và 4.11

u2l 43.0 7.0 4.0 0 0 2.0

u3l 31.8 28.2 0 10.8 31.8 0

u4l 0 0 32.0 0 32.0 16.0

u5l 54.6 15.4 0 49.7 0 20.3

Ʃuil 189.4 90.6 36.0 80.5 63.8 38.3

u1l 60.0 40.0 0 20.0 0 0

Lưu ý: Thay các phần tử có giá trị âm bằng 0.

Bảng 4.10 Tính hệ số tham gia (uil) của nút i trên đường dây l

Bảng 4.11 Tính hệ số tham gia biên (Kil) của nút i và đường dây l

Nút 1 Nút 2 Nút 3 Nút 4 Nút 5 Tổng

0 0 0.888889 0

0.167899 0.311258 0 0.134161 00.498433 0.501567 0.288279 0.169978 0 0.617391 0

0.316790 0.227033 0.441501 0.077263 0.111111 0 0 0.052219 0 0.248447 0 0 0 0.417755 0.530026 1 1 1 1 1 1 Đường dây 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5

Qua kết quả tính được trên bảng 4.11, ta thấy rằng tỷ lệ trả phí của mỗi nút i cho

từng đường dây l được chia theo tỷ lệ rõ ràng, được thể hiện trong bảng 4.12 sau.

120

Bảng 4.12 Tỷ lệ trả phí của mỗi nút i cho từng đường dây l.

Đường dây 1-2 1-3 2-4 2-5 3-4 4-5 Nút 1 (%) 31,6790 44,1501 0 24,8447 0 0 Nút 2 (%) 22,7033 7,7263 11,1111 0 0 5,2219 Nút 4 (%) 0 0 88,8889 0 50,1567 41,7755 Nút 5 (%) 28,8279 16,9978 0 61,7391 0 53,0026 Tổng (%) 100 100 100 100 100 100 Nút 3 (%) 16,7899 31,1258 0 13,4161 49,8433 0

Theo kết quả tính toán ở trên ta thấy rằng, phương pháp tham gia biên trong tính

toán chi phí truyền tải thể hiện tỷ lệ công suất của mỗi nút truyền tải trên từng

đường dây trong việc truyền tải công suất, điều này dễ dàng trong việc tính phí.

Ngoài ra phương pháp này còn đảm bảo thu đủ phí và thể hiện tính công bằng cho

các người mua và bán điện trên thị trường.

4.4 So sánh các phương pháp tính phí truyền tải [1]

Từ kết quả nghiên cứu ở trên, hai phương pháp được cân nhắc là phương pháp

“temp thư” và phương pháp MW-km. Trong các phương pháp đó lại so sánh với

phương pháp tham gia trung bình và tham gia biên. Bảng 4.13 dưới đây, so sánh các

phương pháp cơ bản xác định phí truyền tải trong TTĐ, là kết quả của nhiều công

trình đã nghiên cứu.

121

Bảng 4.13 So sánh các phương pháp tính phí truyền tải trong TTĐ

Tem thư Nội dung so sánh

Không phản ánh Phản ánh sự sử dụng lưới điện Tham gia trung bình – AP Dựa trên tính dòng công suất theo mô hình tỷ lệ

Mức độ công bằng Kém công bằng hơn Không công bằng

Tham gia biên – MP Dựa trên độ gia tăng sử dụng lưới điện (incremental use) Công bằng hơn cả do dựa trên sự sử dụng gia tăng lưới điện

Tín hiệu kém hơn Tín hiệu tốt hơn Không cho tín hiệu Cho tín hiệu đầu tư ngắn hạn và dài hạn

- Độ phức tạp khi sử dụng Tính theo định luật vật lý, phải chọn nút cân bằng hợp lý

Tốt Minh bạch – dễ hiểu

Dùng cho ngắn hạn, dài hạn và tức thời Không sử dụng cho ngắn hạn Không tính phân bố dòng điện theo luật vật lý do đó đơn giản hơn Hiểu một cách trực giác Không có khác biệt giữa sử dụng dài hạn và ngắn hạn Dễ hiểu do tính toán dòng điện Không có khác biệt giữa sử dụng dài hạn và ngắn hạn

Khả năng áp dụng Cho lưới truyền tải rộng lớn phân miền Cho lưới truyền tải rộng lớn phân miền Sử dụng cho TTĐ có lưới truyền tải tập trung

Phương pháp MP có độ tán xạ về kết quả tính mức độ sử dụng đường dây và do đó

độ tán xạ về giá truyền tải ở các điểm là khác nhau, thấp hơn phương pháp AP.

Căn cứ vào bảng 4.13 trên, có thể thấy rõ phương pháp tham gia biên có nhiều ưu

điểm rõ rệt. Hơn nữa, phương pháp này được đề ra và sử dụng ở Argentina và Chile

từ khi thành lập TTĐ. Đồng thời, hiện nay TTĐ của EU, India, Brasil, Combia,

v.v… cũng nghiên cứu sử dụng phương pháp này trong tính phí truyền tải. Vì vậy,

đề xuất sử dụng phương pháp này cho TTĐ Việt Nam để phân bổ phần chi phí phụ

thuộc sử dụng lưới điện, còn phần chi phí chung đề nghị sử dụng phương pháp “tem

thư”.

122

4.5 Giá biên nút trong quản lý tắt nghẽn truyền tải

4.5.1 Tắt nghẽn truyền tải

4.5.1.1 Khái niệm tắt nghẽn

(cid:131) Quá tải: Dòng điện trên một phần tử nào đó của lưới truyền tải như đường

Tắt nghẽn là tên gọi hiện tượng [1]:

dây, máy biến áp vượt quá giới hạn nhiệt của chúng.

Giới hạn nhiệt là giới hạn nhiệt độ của dây dẫn và máy biến áp, với dòng

điện bao nhiêu thì nhiệt độ dây dẫn đạt giới hạn và phụ thuộc vào thời tiết,

mưa gió, nhiệt đo môi trường. Như vậy, giới hạn dòng điện theo điều kiện

nhiệt phụ thuộc môi trường. Máy biến áp có thể quá tải ở mức nhất định. Tuy

(cid:131) Quá áp: Điện áp trên một số nút tải nào đó thấp hơn hoặc cao hơn giới hạn

nhiên, dòng điện qua máy biến áp chỉ chịu được giới hạn nhiệt nhất định.

(cid:131) Giới hạn ổn định bị vượt qua.

cho phép.

Các giới hạn này được gọi chung là giới hạn an toàn và khả năng tải của lưới truyền

tải điện.

Khi bị quá tải các thiết bị phân phối điện sẽ lão hóa nhanh hơn và sẽ giảm tuổi thọ,

nếu quá tải cao có thể các thiết bị điện bị hỏng ngay gây mất điện và tổn hại kinh tế.

Khi bị mất ổn định hay xảy ra nhất là mất ổn định điện áp, có thể gây mất điện diện

rộng, gây thiệt hại kinh tế rất lớn. Ổn định điện áp xảy ra trong vài giây nếu dòng

công suất chạm ngưỡng ổn định điện áp, nhưng để khôi phục lại hoạt động của lưới

truyền tải điện có thể mất hàng giờ thậm chí hàng ngày nếu phải khởi động đen

(Black Start) các máy phát điện.

Do đó, mất ổn định điện áp là hiện tượng hiếm nhưng được chú ý nhiều nhất khi

thiết kế và vận hành HTĐ.

4.5.1.2 Nguyên nhân gây ra tắt nghẽn

(cid:131) Khả năng tải của lưới truyền tải điện không cao, phụ tải tăng trưởng liên tục

Có hai nguyên nhân dẫn đến tắt nghẽn là:

trong khi lưới truyền tải điện phát triển không liên tục khiến cho khả năng tải

của lưới truyền tải điện thấp tương đối so với yêu cầu.

123

(cid:131) Các hợp đồng mua bán điện thực hiện theo mục tiêu kinh tế, kết quả là công

suất cần tải trên một số đường dây nào đó vượt quá giới hạn khả năng tải của

chúng.

Nguyên nhân thứ 2 không xảy ra trong HTĐ độc quyền.

4.5.2 Giá biên nút

4.5.2.1 Khái niệm giá biên nút

Giá biên nút (LMP) là một phương pháp xác định giá trong đó giá thanh toán thị

trường được tính toán cho một số vị trí trên lưới truyền tải được gọi là nút (node hay

bus). Mỗi một nút đại diện cho một vị trí vật lý trên hệ thống truyền tải, tại đó năng

lượng được bơm vào (injected) bởi nguồn phát (generator) hoặc rút ra (withdraw)

bởi phụ tải [35].

Giá biên nút là chi phí khi cung cấp thêm điện năng cho một nút cụ thể dựa vào việc

cân nhắc chi phí biên trong quá trình phát điện và các khía cạnh vật lý của hệ thống

truyền tải, tức là giá biên nút là chi phí tăng thêm khi cung cấp thêm 1MW cho một

điểm cụ thể [1].

Giá tại mỗi nút đại diện cho giá trị về vị trí của năng lượng, trong đó bao gồm chi

phí năng lượng và chi phí của việc cung cấp nó, tức là tổn thất và tắt nghẽn. Nó

được thể hiện như sau [36]:

LMP = Giá năng lượng hệ thống + Phí tắt nghẽn truyền tải + Phí tổn thất biên

(cid:153) Giá năng lượng hệ thống (Energy price).

(cid:131) Thể hiện phân bổ tối ưu bỏ qua tắt nghẽn.

(cid:131) Giá giống nhau cho mọi nút.

(cid:131) Được tính toán cho cả ngày trước và thời gian thực.

(cid:153) Phí tắt nghẽn truyền tải (Congestion Cost)

(cid:131) Thể hiện phí tắt nghẽn cho các ràng buộc bắt buộc.

- Tính bằng chi phí biên đơn vị kiểm soát các hệ số ràng buộc

(cid:131) Sẽ là không nếu không có ràng buộc (hệ thống không bị ràng buộc).

và độ nhạy trên mỗi nút.

(cid:131) Sử dụng phí tắt nghẽn.

Sẽ khác nhau tùy theo vị trí nếu hệ thống bị ràng buộc. -

124

- Phụ tải (Load) phải trả phí tắt nghẽn.

(cid:131) Được tính toán cho cả ngày trước và thời gian thực.

(cid:153) Phí tổn thất biên (Marginal Losses)

(cid:131) Thể hiện phí của tổn thất biên.

- Nguồn phát (Generation) được trả phí tắt nghẽn.

- Tổn thất truyền tải được định giá căn cứ vào hệ số tổn thất

biên mà được tính tại một nút và thể hiện cho sự gia tăng tỷ lệ

tổn thất hệ thống gây ra bởi một sự gia tăng nhỏ trong việc

bơm công suất vào (injection) hoặc thu công suất ra

(withdrawal).

(cid:131) Sẽ khác nhau tùy theo vị trí.

(cid:131) Sử dụng phí tổn thất.

- Tính bằng cách sử dụng hệ số phạt.

Phụ tải phải trả phí tổn thất. -

(cid:131) Được tính toán cho cả ngày trước và thời gian thực

- Nguồn phát được trả phí tổn thất.

4.5.2.2 Xác định giá biên nút trong quản lý tắt nghẽn truyền tải [37]

Giá biên nút hay giá nút (nodal price) tại nút i có thể được tính toán bằng cách sử

dụng công thức sau

λi = λRef – Li x λRef – Ʃj (μj x SFji)

(4.20)

Trong đó:

= Giá nút tại nút i. λi

= Giá nút tại nút tham chiếu (Reference bus). λRef

Li = Hệ số biên tổn thất tại nút i = (∂Ploss/∂Pi), Pi là công suất bơm vào

tại nút i và Ploss là tổn thất hệ thống.

= Giá mờ (Shadow price) của ràng buộc j. μj

SFji = Hệ số thay đổi (shift factor) cho tải thực tại nút i (nút tham chiếu

(ref) là nút tham chiếu cho hệ số thay đổi này) trên ràng buộc j.

125

λi = λRef – Li x λRef – Ʃj (μj x SFji)

Chi phí biên tại nút tham chiếu

Chi phí biên tổn thất từ nút tham chiếu tới nút i

Chi phí biên tắt nghẽn truyền tải từ nút tham chiếu tới nút i

λi = λRef + λLossi + λCongestioni

(4.21)

(cid:153) λRef: Chi phí biên tại một nút tham chiếu

(cid:131) Giá nút tại nút tham chiếu

(cid:131) Giá nút tại mỗi nút i chia sẻ cùng thành phần này.

(cid:131) Giá nút này bao gồm thành phần tắt nghẽn ngầm (implicit).

Từ công thức (4.20), ta biểu diễn như sau: Khi đó:

- Đó là giá nút tại nút tham chiếu là chi phí cận biên nhất cung

cấp tăng tăng tiếp theo tại nút tham chiếu có tính đến các khía

cạnh vật lý (có nghĩa là các ràng buộc) của mạng truyền tải

(có nghĩa là tắt nghẽn tiềm tàng)

- Không có thành phần tổn thất ngầm, thành phần tắt nghẽn

(cid:131) Điều này thường không phải là giá nút nếu hệ thống không bị ràng

được tính toán liên quan đến nút tham chiếu.

(cid:153) λLossi = - Li x λRef: Chi phí biên tổn thất từ nút tham chiếu tới nút i

(cid:131) + Li x λRef: Chi phí biên tổn thất từ nút i tới nút tham chiếu

(cid:131) Li = (∂Ploss/∂Pi)

buộc.

- Ví dụ: thu công suất ra 1MW tại nút tham chiếu và cân bằng

việc này với một việc bơm vào tại nút i, ΔPi.

- Sẽ có vài thay đổi trong tổn thất, Δloss.

- Để giữ sự cân bằng điện năng, việc bơm vào tại nút i sẽ là: ΔPi

= Δloss + 1MW.

- (∂Ploss/∂Pi) = (ΔPloss/ΔPi)

126

- Li có thể là dương (+) nếu có sự gia tăng trong tổn thất hoặc

âm (-) nếu có sự giảm đi trong tổn thất (cho việc đếm dòng

(cid:153) λCongestioni = - Ʃj(μj x SFji): Chi phí biên tắt nghẽn truyền tải từ nút tham chiếu

chảy mà dòng chảy bị giảm trên đường dây truyền tải)

(cid:131) + Ʃj(μj x SFji): Chi phí biên của tắt nghẽn truyền tải từ nút i tới nút

tới nút i.

(cid:131) μj là giá mờ ($/MWh).

tham chiếu.

- Liên quan với ràng buộc bắt buộc.

- Ví dụ: một ràng buộc bắt buộc là khi dòng chảy trên giao diện

ở tại giới hạn của giao diện.

- Giá trị tương đương với sự thay đổi tăng trong hệ thống chi

(cid:131) SFji là số lượng tăng của dòng công suất trên ràng buộc j khi một đơn

phí chia cho một sự thay đổi tăng trong giới hạn ràng buộc.

vị công suất được bơm thêm vào tại nút i và thu công suất ra tại nút

tham chiếu.

λi = λRef – Li x λRef – Ʃj (μj x SFji)

Ví dụ: Theo công thức (4.21) ta có:

λi = λRef + λLossi + λCongestioni

(4.22)

(cid:153) 40$/MWh = Chi phí biên tại nút i.

(cid:153) 50$/MWh = Chi phí biên tại nút tham chiếu.

(cid:153) -1$/MWh = Chi phí biên tổn thất từ nút tham chiếu tới nút i.

(cid:131) +1$/MWh = Chi phí biên tổn thất từ nút i tới nút tham chiếu.

(cid:131) -1$/MWh = -Li x λRef = -Li x 50$/MWh.

(cid:131) Kéo theo Li = - (-1$/MWh/50$/MWh) = + 0.02

(cid:131) Li = 0.02 có nghĩa là tăng tổn thất cho việc truyền công suất từ nút i tới

40$/MWh = 50$/MWh - 1$/MWh - 9$/MWh

nút tham chiếu.

127

(cid:131) Đối với bất kỳ 1MWh được truyền từ nút i tới nút tham chiếu sẽ phải

chịu trả phí 1$ cho việc cung cấp MWh cần thiết để bù đắp cho tổn

(cid:153) -9$/MWh = Chi phí biên tắt nghẽn truyền tải từ nút tham chiếu tới nút i.

(cid:131) +9$/MWh = Chi phí biên tắt nghẽn truyền tải từ nút i tới nút tham

thất.

chiếu.

4.6 Đề xuất phương pháp tính phí truyền tải cho TTĐ Việt Nam

Qua nghiên cứu, phân tích, so sánh các phương pháp tính phí truyền tải cũng như

(cid:131) Tính phí truyền tải theo phương pháp “tem thư”:

tính toán áp dụng cụ thể cho các lưới điện đơn giản, có nhận xét như sau:

- Đơn giản, dễ tính và dễ hiểu nên được áp dụng rộng rãi ở các TTĐ trên thế

giới.

- Không công bằng cho người sử dụng, các đơn vị tham gia thị trường phải bù

chéo lẫn nhau và không tính đến vai trò của từng đơn vị trong vấn đề gây ra

nghẽn mạch.

- Không khuyến khích người sử dụng và đầu tư hiệu quả vào lưới truyền tải

(cid:131) Tính phí truyền tải theo phương pháp tham gia biên:

điện.

- Công bằng cho người sử dụng lưới truyền tải điện

- Khuyến khích sử dụng và đầu tư hiệu quả vào lưới truyền tải điện.

- Đã tính đến vai trò của từng đơn vị sử dụng trong vấn đề gây ra nghẽn mạch

(dựa trên tính toán độ nhạy).

- Nếu có các đường dây dài tải điện liên vùng (chẳng hạng như Việt Nam) thì

phương pháp này là phương pháp duy nhất để tính chi phí truyền tải cho các

vùng.

Từ việc đánh giá phí truyền tải xác định theo các phương pháp ở trên, đồng thời

TTĐ Việt nam trong cấp độ tiếp theo sẽ là TTĐ bán buôn cạnh tranh và mua-bán

trên sàn là kiểu thị trường có độ cạnh tranh cao, có lợi hơn trong khuyến khích đầu

(cid:153) Thu phí hoàn vốn + vận hành.

tư vào ngành điện. Thì phí truyền tải cần thực hiện 2 mục đích:

128

(cid:153) Quản lý nghẽn mạch.

Đối với mục “Quản lý nghẽn mạch” chỉ có phương pháp duy nhất là theo giá

biên nút (LMP) hoặc giá biên vùng (Zonal Marginal Price - ZMP).

Đối với mục đích “Thu phí hoàn vốn + vận hành” có thể lựa chọn giữa 2 phương

(cid:131) Phương pháp “tem thư”. Phương pháp này hiện đang được nhiều nước sử

pháp:

dụng, chủ yếu là do TTĐ ở các nước phát triển sớm, trong khi các phương

(cid:131) Phương pháp tham gia biên. Phương pháp này tính đến sự tham gia cụ thể

pháp tiên tiến hơn chưa ra đời.

của từng nhà máy điện, phụ tải trên từng phần tử của lưới điện như đường

dây, máy biến áp, do đó công bằng hơn và có tính khuyến khích sử dụng hiệu

quả lưới điện.

Vì vậy, phương pháp đề xuất tính phí truyền tải cho TTĐ Việt Nam là phương

pháp tham gia biên (MP); còn tính toán phí nghẽn mạch sử dụng phương pháp

giá biên nút (LMP), phương pháp này được nhiều nước trên thế giới sử dụng như:

Argentina, New Zealand, Singapore, Mỹ (PIM, New York, California, New

England, Texas) [38].

129

CHƯƠNG 5

MÔ PHỎNG BÀI TOÁN TỐI ƯU DÒNG CHẢY CÔNG SUẤT DỰA

TRÊN RÀNG BUỘC THỊ TRƯỜNG VÀ TẮT NGHẼN, TÍNH PHÍ

TƯƠNG ỨNG CHO HỆ THỐNG

5.1 Giới thiệu phần mềm mô phỏng và bài toán OPF

5.1.1 Giới thiệu PowerWorld Simulator [39]

Phần mềm PowerWorld Simulator được phát triển vào những năm 1990 bởi Giáo sư

Thomas Overbye của trường Đại học Illinois, ông đã thấy rằng sự cần thiết của một

công cụ tốt để mô phỏng HTĐ lớn một cách đầy đủ, cũng như phân tích các hiện

tượng, yếu tố trong HTĐ. Và PowerWorld Corporation được thành lập năm 1996

bởi Giáo sư Thomas Overbye, 2 đồng nghiệp và một tiến sĩ nghiên cứu trong lĩnh

vực năng lượng và điện của trường. Hiện nay Powerworld ngày càng hoàn thiện và

được ứng dụng rộng rãi trong các HTĐ trên toàn thế giới với khoảng 700 khách

hàng trên 68 quốc gia. Powerworld cũng là công cụ nghiên cứu, học tập cho các nhà

khoa học, sinh viên nghiên cứu về HTĐ.

PowerWorld Simulator 17 là phiên bản mới nhất có nhiều ứng dụng mới cập nhật.

Giao diện thân thiện dễ sử dụng. Các vấn đề trong HTĐ như: OPF, PV, QV, tắt

nghẽn, ổn định, v.v... được PowerWorld thiết kế chi tiết và đầy đủ cho người sử

dụng.

PowerWorld Simulator chạy trên hệ điều hành Microsoft Windows 2003/XP và mới

hơn (cả máy chủ và máy khách 32-bit và 64-bit) mà không cần phần mềm khác hổ

trợ.

5.1.2 Giới thiệu Primal LP của OPF trong PowerWorld Simulator.

PowerWorld Simulator là một phần mềm đóng gói mô phỏng HTĐ. Mô phỏng có

khả năng phân tích kỹ thuật nối tiếp. Phần mềm này bao gồm các giải pháp dòng

chảy công suất thiết thực. Mô phỏng sử dụng rộng rãi đồ họa và hình ảnh động làm

tăng đáng kể sự hiểu biết của người sử dụng về các đặc tính, vấn đề của hệ thống và

các khó khăn cũng như làm thế nào để khắc phục chúng. Thêm vào đó, tiện ích khác

trên công cụ có sẵn như công cụ OPF. Mục đích của OPF là để giảm thiểu chi phí

một hàm mục tiêu trong mô phỏng OPF, giải thuật OPF sử dụng là lập trình tuyến

tính (LP) xác định giải pháp tối ưu bằng cách lặp đi lặp lại giữa việc giải quyết một

130

dòng chảy chuẩn (standard power flow) và sau đó giải quyết một chương trình

tuyến tính để thay đổi các kiểm soát hệ thống để loại bỏ bất kỳ sự vi phạm giới hạn

nào [40].

Các bước cơ bản trong giải thuật LP của OPF trong PowerWorld như sau [41]:

Bước 1: Giải quyết dòng chảy công suất.

Bước 2: Tuyến tính hóa HTĐ về giải pháp dòng chảy công suất hiện hành. Tất

cả các ràng buộc và kiểm soát được tuyến tính hóa.

Bước 3: Giải quyết bài toán OPF ràng buộc tuyến tính sử dụng thuật toán Primal

LP, tính toán thay đổi gia tăng trong các biến kiểm soát (control variables). Các

biến cân bằng (slack variables) được giới thiệu để tạo vấn đề khả thi ban đầu. Đó

là các biến cân bằng được sử dụng để đáp ứng các ràng buộc đẳng thức và bất

đẳng thức. Các biến cân bằng thường có chi phí cao để trong suốt quá trình lặp

đi lặp lại các biến cân bằng thay đổi để đáp ứng các ràng buộc. Sau đó LP xác

định giải pháp tối ưu, khả thi cho bài toán tuyến tính.

Các biến cân bằng được sử dụng để ép buộc (enforce) [42]:

- Ràng buộc MW khu vực/siêu khu vực (area/super area).

- Ràng buộc MVA đường dây/biến áp (line/transformer)

- Ràng buộc MW giao diện (interface)

Bước 4: Cập nhật các biến kiểm soát và giải quyết lại dòng chảy công suất.

Bước 5: Nếu những thay đổi trong các biến kiểm soát dưới sự cho phép thì giải

pháp đã đạt được; nếu không đi đến bước 2.

Bước 6: Kết thúc bằng cách giải quyết lại dòng công suất.

Giải thuật Primal LP OPF dùng trong PowerWorld được thể hiện qua bài toán mô

phỏng ở phần tiếp theo.

5.2 Mô phỏng bài toán trên PowerWorld Simulator

5.2.1 Bài toán OPF với giải thuật Primal LP không có ràng buộc và có ràng buộc

Xét bài toán 3 nút của IEEE, giả sử các nguồn phát, phụ tải và đường dây có thông

số như bảng 5.1 và 5.2, các ràng buộc về mặt vật lý khác và thị trường được bỏ qua,

nút 1 là nút cân bằng (Slack bus).

131

Bảng 5.1: Thông số nguồn phát hệ thống 3 nút

Nguồn G1 G2 G3 Điện áp (pu) 1.0 1.0 1.0 Giá biên ($) 10 10 10 Pmax (MW) 400 400 400

Bảng 5.2: Thông số đường dây hệ thống 3 nút

Đường dây 1-2 1-3 2-3 R (pu) 0.0 0.0 0.0 X (pu) 0.1 0.1 0.1 B (pu) 0.0 0.0 0.0 Pmax (MVA) 100.0 100.0 100.0

Sơ đồ mô phỏng được thể hiện như hình 5.1.

Hình 5.1: Sơ đồ mô phỏng hệ thống điện 3 nút

5.2.1.1 Bài toán OPF với giải thuật Primal LP không có ràng buộc

Khi chạy HTĐ trên với phụ tải 180MW tại nút 3 (đặt phụ tải tại nút 2 = 0) với giải

thuật Primal LP của OPF trong PowerWorld Simulator và bỏ chức năng ràng buộc

tải đường dây của hệ thống, ta có kết quả như sau (hình 5.2):

132

Hình 5.2: Kết quả mô phỏng hệ thống điện 3 nút khi không có ràng buộc tải đường

dây

Qua kết quả mô phỏng trên hình 5.2 ta thấy đường dây 1-3 mang tải 120MW, đã

quá tải 20MW so với khả năng tải tối đa của đường dây là 100MW, trong khi các

đường dây 1-2 và 2-3 mang tải 60MW vẫn trong tình trạng hoạt động bình thường

là do không có ràng buộc tải đường dây trong OPF. Bởi vậy giá tại các nút đều bằng

nhau và bằng 10$/MWh, như vậy tổng chi phí cho phụ tải 180MW tại nút 3 là:

180 MW x 10 $/MWh = 1800 $/h. (5.1)

5.2.1.2 Bài toán OPF với giải thuật Primal LP có ràng buộc

Trong khi đường dây 1-3 bị quá tải mà các đường dây còn lại thì hoạt động bình

thường, để thấy được sự ràng buộc tải đường dây trong giải thuật Primal LP của

OPF, ta mô phỏng hệ thống lại với ràng buộc tải đường dây ta có kết quả như sau

(hình 5.3):

133

Hình 5.3: Kết quả mô phỏng hệ thống điện 3 nút khi có ràng buộc tải đường dây

Kết quả thể hiện trên hình 5.3 cho ta thấy rằng khi có ràng buộc tải đường dây thì

đường dây 1-3 giảm xuống còn đúng 100MW bằng với tải tối đa của đường dây

này. Khi đó nguồn phát G1 giảm tải xuống còn 120MW, huy động tải G2 lên

60MW, khi đó tải đường dây 2-3 tăng tải lên ở mức 80MW. Tiếp theo đó là giá tại

mỗi nút là khác nhau, dẫn đến tổng chi phí cho phụ tải 180MW tại nút 3 là:

60 MW x 12 $/MWh + 120 MW x 10 $/MWh = 1920 $/h. (5.2)

Trong kết quả mô phỏng ở hình 5.3 ta thấy giá biên tại nút 3 lại là 14 $/MWh, đây

(cid:153) Như giả thiết bài toán đã cho, tất cả các đường dây có trở kháng bằng nhau,

là giá cho một MW tăng thêm tại nút 3, giá này được tính như sau:

nên dòng chảy công suất trong hệ thống phân bổ ngược lại với trở kháng của

(cid:131) Đối với nút 1 để cung cấp 1MW cho nút 3, thì 2/3MW sẽ có đường

đường đi.

dẫn trực tiếp từ nút 1 đến nút 3, trong khi 1/3MW sẽ “đi vòng” từ nút

(cid:131) Tương tự như vậy, để nút 2 cung cấp 1MW cho nút 3, thì 2/3MW sẽ đi

1 đến nút 2 rồi đến nút 3.

từ nút 2 đến nút 3, trong khi 1/3MW sẽ đi từ nút 2 đến nút 1 rồi đến

nút 3.

134

(cid:153) Với đường dây từ nút 1 đến nút 3 đã giới hạn (100% tải), không có dòng

chảy công suất bổ sung được cho phép trên đường dây này.

P G

2 3

1 3

(cid:153) Để cung cấp thêm 1MW cho nút 3 chúng ta cần thay đổi công suất nguồn

(5.3)

1 MW

phát 1 (PG1) cộng với thay đổi công suất nguồn phát 2 (PG2) bằng 1MW.

P G

(5.4)

P G

Từ phương trình (5.3) và (5.4), ta có hệ phương trình sau:

P G

2 3

P G 1 3

⎧ ⎪ ⎨ ⎪⎩

(5.5)

Giải hệ phương trình (5.5) ta có: PG1 = -1 và PG2 = 2.

Vậy để tăng thêm 1MW tại nút 3 thì tăng 2MW tại nút 2 (tăng PG2 lên 2MW) và

Δcost = Ʃ(ΔPG*LMP) = [(-1MW)*(10$/MWh) + (2MW)*(12$MW/h)] = 14$/MWh (5.6)

giảm 1MW tại nút 1 (giảm PG1 xuống 1MW), tương đương như sau:

Do đó giá biên tại nút 3 là 14 $/h.

Để chứng minh cho điều này, tăng phụ tải thêm 10MW (từ 180MW lên

190MW), xem hình 5.4 mô phỏng sau:

Hình 5.4: Kết quả mô phỏng hệ thống điện 3 nút có ràng buộc với tải tăng thêm

135

Từ kết quả mô phỏng trên hình 5.4 ta thấy rằng khi tăng tải thêm 10MW (từ

(cid:131) PG1 giảm 10MW (từ 119MW xuống 109MW), PG2 tăng 20MW (từ 60MW lên

180MW lên 190MW) thì:

(cid:131) Đường dây 2-3 tăng lên 10MW (10%), đường dây 1-3 không thay đổi (đã mang

80MW).

(cid:131) Tổng chi phí tăng thêm cho 10MW tăng thêm là 140 $/h (140 $/h = 2060 $/h –

tải tối đa).

1920 $/h), vậy là mỗi MW tăng thêm tương ứng là 14 $/h.

Qua kết quả mô phỏng bài toán HTĐ 3 nút trên, ta thấy rằng bài toán tối ưu sử dụng

giải thuật LP khi không có ràng buộc giới hạn tải đường dây thì giá biên tại các nút

đều bằng nhau, dẫn đến tổng chi phí hệ thống thấp và không có sự tối ưu trong việc

phân bổ công suất. Ngược lại, khi bài toán tối ưu có ràng buộc tải đường dây thì giá

biên tại các nút là khác nhau, cũng như việc phân bổ công suất tại các nút tối ưu

hơn, tuy nhiên điều đó dẫn đến tổng chi phí cũng tăng lên đáng kể.

5.2.2 Bài toán dùng giải thuật tối ưu Primal LP OPF và xác định phí tương ứng

Xét bài toán 7 nút của IEEE, có thông số dữ liệu như sau (bảng 5.3 và 5.4):

Bảng 5.3: Thông số nguồn phát hệ thống điện 7 nút

Nguồn G1 G2 G4 G6 G7 Điện áp (pu) 1.05000 1.04000 1.00000 1.04000 1.04000 Pmin (MW) 100.00 150.00 50.00 150.00 0.00 Pmax (MW) 400.00 500.00 200.00 500.00 600.00

Bảng 5.4: Thông số đường dây hệ thống điện 7 nút

Từ nút Đến nút R (pu) X (pu) B (pu)

Đường dây 1-2 1-3 2-3 2-4 2-5 2-6 3-4 4-5 7-5 6-7(a) 6-7(b) 1 1 2 2 2 2 3 4 7 6 6 2 3 3 4 5 6 4 5 5 7 7 0.01000 0.04000 0.03000 0.03000 0.02000 0.01000 0.00500 0.04000 0.01000 0.04000 0.04000 0.06000 0.24000 0.18000 0.18000 0.12000 0.06000 0.03000 0.24000 0.06000 0.24000 0.24000 0.06000 0.05000 0.04000 0.04000 0.03000 0.05000 0.02000 0.05000 0.04000 0.05000 0.05000 Pmax (MVA) 150.0 65.0 80.0 100.0 100.0 200.0 100.0 60.0 200.0 200.0 200.0

136

Sơ đồ HTĐ 7 nút được chia thành 3 vùng và có giá trị ban đầu như hình 5.5 sau:

Hình 5.5: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút

Nhằm thấy được sự khác biệt khi dùng giải thuật tối ưu Primal LP OPF cũng như

xác định giá biên nút (LMP), chúng ta thực hiện mô phỏng và so sánh giữa giải

thuật Primal LP và phương pháp ED thông thường để thấy được sự tối ưu của

phương pháp này.

5.2.2.1 Bài toán với phương pháp phân bổ kinh tế (ED) thông thường.

Để thể hiện bằng phương pháp ED, chúng ta đặt các vùng ở chế độ ED, giải quyết

bài toán với dòng chảy công suất chuẩn, và lựa chọn phương pháp giải quyết là

Newton. Kết quả thể hiện ở hình 5.6:

137

Hình 5.6: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút phân bổ kinh tế (ED)

Từ kết quả mô phỏng ở hình 5.6 trên, ta thấy tổng chi phí cho hệ thống trên là

16890 $/h, đặc biệt là giá biên nút (LMP) không tính đến giá nhiên liệu (Energy),

phí tắt nghẽn (Congestion) và phí tổn thất (Losses), được thể hiện trong kết quả sau

(bảng 5.5):

Bảng 5.5: Giá biên nút theo phương pháp ED

Trong trường hợp này, phân bổ kinh tế (ED) thì giá biên nút tại các nút trong một

vùng (Area) là bằng nhau, nhưng khác vùng là khác nhau; cụ thể là giá biên nút từ

nút 1 đến nút 5 là 16.49 $/h, nút 6 là 17.23 $/h và nút 7 là 21.80 $/h là vì mỗi vùng

có sự ép buộc riêng của nó.

Tiếp theo chứng minh phương pháp Primal LP OPF là tối ưu hơn so với phương

pháp ED thông thường, được thể hiện trong mục tiếp theo.

138

5.2.2.2 Bài toán với phương pháp Primal LP OPF

Cũng từ hệ thống mô phỏng trên, trước tiên chúng ta kết hợp 3 vùng thành một

vùng duy nhất để không còn ràng buộc chuyển công suất giữa các vùng với nhau và

chuyển trạng thái AGC từ ED sang OPF. Và chúng ta xét 2 trường hợp sau:

- Phương pháp Primal LP OPF không có ràng buộc giới hạn đường dây

truyền tải

(cid:131) Phương pháp Primal LP OPF không có ràng buộc giới hạn đường dây truyền

- Phương pháp Primal LP OPF có ràng buộc giới hạn đường dây truyền tải.

tải

Khi hệ thống không có ràng buộc giới hạn đường dây truyền tải, kết quả mô phỏng

như hình 5.7 sau:

Hình 5.7: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút Primal LP OPF không có ràng buộc tải đường

dây.

Khi không có ràng buộc giới hạn đường dây truyền tải nên đường dây 2-5 bị quá tải

(152%). Trong khi đó giá biên nút tại các nút khác nhau và giá biên nút không bao

gồm phí tắt nghẽn truyền tải, thể hiện ở bảng 5.6 sau. Tuy nhiên tổng chi phí so với

phương pháp ED giảm xuống đáng kể là 688 $/h (từ 16890 $/h xuống 16202 $/h).

139

Bảng 5.6: Giá biên nút theo phương pháp Primal LP OPF không ràng buộc tải

đường dây

Chú ý rằng, giá trị âm (-) là giá tổn thất của nút khác gây ra và giá trị dương là giá

(cid:131) Phương pháp Primal LP OPF có ràng buộc đường dây truyền tải

tổn thất của chính nút đó gây ra.

Khi có ràng buộc giới hạn đường dây truyền tải, kết quả mô phỏng như hình 5.8

Hình 5.8: Sơ đồ hệ thống điện 7 nút Primal LP OPF có ràng buộc tải đường dây.

Khi có ràng buộc giới hạn đường dây thì đường dây 2-5 không còn quá tải nữa.

Thay vào đó thì tổng chi phí tăng lên so với trường hợp không có ràng buộc giới

140

hạn tải đường dây là 345 $/h (từ 16202 $/h lên 16547 $/h), nhưng vẫn thấp hơn so

với phương pháp ED thông thường là 343 $/h (từ 16890 $/h xuống 16547 $/h). Và

giá LMP đã bao gồm phí tắt nghẽn, thể hiện ở bảng 5.7 sau.

Bảng 5.7: Giá biên nút theo phương pháp Primal LP OPF có ràng buộc tải đường

dây

Chú ý ở cột Congestion rằng, dấu âm (-) là thể hiện dòng công suất đi tới cung cấp

cho nút đó, và dấu dương (+) là thể hiện dòng công suất phát từ nút đó đi.

Tóm lại: Qua kết quả mô phỏng ta thấy rằng, phương pháp Primal LP OPF tối ưu

hơn phương pháp ED thông thường, thể hiện ở tổng chi phí thấp hơn như tính toán

ở trên. Trong đó, phương pháp Primal LP OPF phân bổ công suất tối ưu hơn và giá

LMP tốt hơn, không tạo ra sự tắt nghẽn đường dây cũng như tính toán được giá

LMP chi tiết; bao gồm giá năng lượng, phí tắt nghẽn truyền tải và phí tổn thất

truyền tải tương ứng cho mỗi nút. Điều đó dẫn đến giá LMP tại mỗi nút là khác

nhau, tạo nên sự công bằng trong việc sử dụng lưới truyền tải và công suất của mỗi

nguồn phát tham gia vào TTĐ cạnh tranh, cũng như phân bổ công suất trên hệ

thống tối ưu hơn, đảm bảo cho hệ thống hoạt động ổn định và tin cậy hơn.

141

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

5.3 Kết luận:

Luận văn đã trình bày những vấn đề và những ứng dụng mà TTĐ Việt Nam đang

hướng tới, đó là cấp độ 2 (2015 – 2022): cấp độ thị trường bán buôn điện cạnh tranh

mà theo đúng lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Trong đó, luận văn

(cid:131) Tổng quan về thị trường điện và những vấn đề về truyền tải điện trong thị

tập trung nghiên cứu và giải quyết những vấn đề sau:

trường điện bán buôn. Trong phần này, chủ yếu trình bày hiện trạng

ngành điện Việt Nam, chủ trương quy định về thị trường bán buôn; phân

(cid:131) Nghiên cứu các phương pháp OPF, khái niệm tổng quát của mỗi phương

tích các mô hình thị trường, lựa chọn mô hình và cấu trúc lưới truyền tải.

pháp, sau đó trình bày ưu và nhược điểm của mỗi phương pháp. Trình

bày các ứng dụng của OPF trong thị trường điện và chọn phương pháp

ứng dụng cho thị trường điện Việt Nam. Qua đó, từ việc nghiên cứu các

phương pháp OPF, luận văn lựa chọn phương pháp PSO để tối ưu dòng

chảy công suất hệ thống điện Việt Nam trong tương lai, đây là phương

(cid:131) Nghiên cứu các phương pháp xác định phí truyền tải, đề xuất phương

pháp khả thi đã được công bố trong nhiều công trình nghiên cứu.

pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam. Qua đó, từ việc

nghiên cứu các phương pháp tính phí truyền tải, luận văn lựa chọn

phương pháp tính phí truyền tải cho thị trường điện Việt Nam là phương

pháp tham gia biên (MP). Khi có tắt nghẽn thì việc tính toán phí nghẽn

(cid:131) Mô phỏng bài toán OPF cho hệ thống điện 3 nút và 7 nút trên

mạch dùng phương pháp giá biên nút (LMP).

PowerWorld Simulator dựa trên ràng buộc thị trường và tắt nghẽn, tính

phí tương ứng cho hệ thống; bên cạnh đó là sự phân tích các thành phần

của giá biên nút (LMP) trong bài toán tối ưu. Từ đó, xác định được việc

ứng dụng OPF để tối ưu hệ thống điện là cần thiết, thể hiện sự phân bổ

công suất tối ưu hơn, ổn định hệ thống hơn khi sử dụng OPF trong hệ

thống điện, đồng thời xác định được phí của cả hệ thống.

142

Qua phần mô phỏng ta cũng thấy rằng PowerWorld Simulator là một phần mềm

ứng dụng cho việc mô phỏng, phân tích HTĐ mà có các tính năng như: OPF,

PV, QV, tắt nghẽn, ổn định, v.v…được PowerWorld thiết kế chi tiết và đầy đủ

để phát triển nghiên cứu thị trường điện và các lĩnh vực khác của ngành điện. Do

đó, nghiên cứu sâu phần mềm này để dùng trong học tập, nghiên cứu cũng như

giảng dạy là rất cần thiết.

5.4 Kiến nghị:

Nghiên cứu sâu hơn vào việc phân tích các phương pháp OPF, từ đó đưa ra giải

thuật tối ưu để ứng dụng vào lĩnh vực truyền tải nói riêng và các ứng dụng khác

của ngành điện Việt Nam nói chung.

143

TÀI LIỆU THAM KHẢO

điện Việt Nam. Luận án (Tiến sĩ), Mạng và Hệ thống điện, Trường Đại học Bách

[1] Le Quang Hai (2013). Nghiên cứu quản lý lưới điện truyền tải trong thị trường

khoa Hà Nội.

[2] EVN EIC (2011). Những bước ngoặt lịch sử [online], xem 12/11/2013, từ:

phát, định hướng ứng dụng tại Việt Nam. Luận văn (Cao học), Mạng và Hệ thống

[3] Huỳnh Hoài Nhật (2012). Nghiên cứu thị trường điện cạnh tranh khu vực nguồn

điện, Trường Đại học Công Nghệ TP. Hồ Chí Minh.

[4] Thủ tướng Chính phủ (2006). Quyết định phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình

thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam, số 26/2006/QĐ-TTg

ngày 26/01/2006. Hà Nội.

[5] Bộ Công Thương (2010). Ban hành Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải,

số 12/2010/TT-BCT ngày 15/04/2010. Hà Nội.

[6] Bộ Công Thương (2010). Ban hành Thông tư quy định phương pháp lập, trình

tự, thủ tục xây dựng chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện, số

13/2010/TT-BCT ngày 15/04/2010. Hà Nội.

[7] Bộ Công Thương (2010). Ban hành Thông tư quy định phương pháp lập, trình

tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, số 14/2010/TT-BCT

ngày 15/04/2010. Hà Nội.

[8] Bộ Công Thương (2012). Ban hành Thông tư sửa đổi, bổ sung một số điều của

Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15/04/2010 của Bộ Công Thương quy định

phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện,

số 03/2012/TT-BCT ngày 19/01/2012. Hà Nội.

[9] Quốc Hội (2004). Quốc hội ban hành Luật Điện lực, số 28/2004/QH11 ngày

03/12/2004. Hà Nội.

[10] Quốc Hội (2012). Quốc hội ban hành sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật

Điện lực, số 24/2012/QH13 ngày 20/11/2012. Hà Nội.

Management Using Extended Optimal Power Flow Techniques. Thesis (Ph.D),

[11] Xing Wang, Mphil (2001). Market-Based Transmission Congestion

144

Department of Electronic and Computer Engineering, Brunel University, West

London, UK.

2012.

[12] Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia A0 (2012), Báo cáo tổng kết năm

[13] EVN (2012), EVN tổng kết năm 2013 và triển khai kế hoạch năm 2013.

[14] Thủ tướng Chính phủ (2011). Quyết định phê duyệt Quy hoạch phát triển điện

lực quốc gia giai đoạn 2011 – 2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII), số

1208/QĐ-TTg ngày 21/07/2011. Hà Nội.

[15] EVNNPT. Quá trình hình thành lưới Điện truyền tải Việt Nam [online], from

Power Flow and Formulations.

[16] Mary B. Cain, Rechard P. O’Neil and Anya Castillo (2012). History of Optimal

Power System. Department of Electrical Engineering, National Institute of

[17] Bhabani Sankar Hota & Amit Kumar Mallick (2011). Load Flow Study in

Technology, Rourkela.

Flexible AC Transmission System Devices. Dissertation (Master), Electrical and

[18] Katherine Margaret Rogers (2009). Power System Control with Distributed

Computer Engineering, University of Illinois at Urbana-Champaign, Illinois, USA.

[19] K.S.Pandya and S.K.Joshi (2005-2008). ‘A survey of optimal Power Flow

Methods’. Journal of Theoretical and Applied Information Technology.

Electrical Power and Energy Systems 24, 2002, 563-571.

[20] M.A. Abido (2002). ‘Optimal power flow using particle swarm optimization’.

Power Flow: A Bibliographic Survey I, Formulations and Deterministic Methods,

[21] Stephen Frank, Ingrida Steponavice and Steffen Rebennack (2012). Optimal

Springer Published online: 24 April 2012, USA.

[22] R.V. Amarmath and N.V. Ramana (2011). ‘State of Art in Optimal Power

Flow Solution Methodologies’. Journal of Theoretical and Applied Information Technology, 31st August 2011. Vol 30 No. 2.

[23] The Simplex Method [online], from

145

Power Flow: A Bibliographic Survey II, Formulations and Deterministic Methods,

[24] Stephen Frank, Ingrida Steponavice and Steffen Rebennack (2012). Optimal

Springer Published online: 24 April 2012, USA.

[25] V. Selvi and R.Umarani (2010). ‘Comparative Analysis of Ant Colony and

Particle Swarm’. International Journal of Computer Applications (0975 – 8887),

Volume 5 – No. 4, August 2010.

[26] What is an artificial neural network [online], from

[27] Chun-Tian Cheng, Wen-Chuan Wang, Dong-Mei Xu and K. W. Chau (2007).

‘Optimizing Hydropower Reservoir Operation Using Hybrid Genetic Algorithm and

Chaos’. Water Resources Management, Vol. 22, No. 7, 2008, pp 895-909.

[28] A Report on Chaos Theory as requirement of Communication and Presentation

Technology, October 2012. India.

Techniques syllabus (2012), A Report Writting by Sardar Patel Institute of

[29] Giuseppe Narzisi (2008). Evolutionary Algorithms – A short introduction,

Courant Institute of Mathematical Sciences, New York University.

[30] Carlos A. Coello Coello, Gary B. Lamont and David Al Van Veldhuizen

(2002). Alternative. In: Evolutionary Algorithms for Solving Multi-Objective

Algorithms – Theory and Application [online], from , pp.

[31] Thomas Weise (2009). Tabu Search. In: Thomas Weise, Global Optimization

273-274.

normal and contingent operation states. Int J Elect Pwr Energy System 1997; 19(5):

[32] Lai LL, Ma JT. Improved genetic algorithm for optimal power flow under both

287-92.

[33] Lee K, Park Y, Ortiz J. A united approach to optimal real and reactive power

dispatch. IEEE Trans Pwr Appar Syst 1985; 104(5):1147-53.

[34] Lê Quang Hải và Đtg (2013). ‘Nghiên cứu tính phí truyền tải trong thị trường

điện theo phương pháp tham gia biên’. Tạp chí Khoa Học và Công Nghệ, 102(02):

21-25

146

[35] Drew Phillips (2004). Nodal Pricing Basics. Market Evolution Program.

[36] PJM State and Member Training (2013). Locational Marginal Pricing.

of Nodal Price Calculation.

[37] MRTU – California ISO (2005), Locational Marginal Pricing (LMP): Basics

[38] Frontier Economics (2009). International Transmission Pricing Review. A

report preppared for the New Zealand Electricity Commission, July 2009.

[39] PowerWorld, Online: http://www.powerworld.com

[40] Jajendra B Sadaphale and Vikram S Patil (2013). ‘Optimal power flow of IEEE

of Advances in Electrical and Electronics Engineering, ISSN 2319-1112.

14 bus system using FACTS device with voltage constraints’. International Journal

[41] PowerWorld Help, Online: http://www.powerworld.com

[42] Tom Overbye (1999), PowerWorld Simulator OPF, Dept. Electrical and

Computer Engineering, Illinois.