GIỚI THIỆU LUẬN VĂN
Tổng quan
Trong ba thập kỷ qua, thị trường điện độc quyền toàn cầu đã chuyển mình sang cơ chế mở, mang lại giá điện thấp hơn và dịch vụ tốt hơn Sự hội nhập của nền kinh tế Việt Nam yêu cầu hình thành thị trường điện, điều này đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Hiện tại, các bước thí điểm đang được thực hiện nhằm xây dựng một thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo Thị trường điện mới sẽ tạo ra phúc lợi xã hội, cho phép khách hàng lựa chọn nhà cung cấp và mua điện với giá cả phù hợp Tuy nhiên, bên cạnh những lợi ích, việc vận hành hệ thống cũng đối mặt với nhiều thách thức để đảm bảo an ninh trong thị trường điện.
Trong thị trường điện, hệ thống truyền tải đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp công suất, thường phải hoạt động vượt quá giới hạn nhiệt để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện tăng cao Nếu không kiểm soát, một số đường dây có thể bị quá tải, dẫn đến nghẽn mạch, gây ra sự chênh lệch giá điện giữa các khu vực Nghẽn mạch không chỉ làm méo dạng thị trường mà còn giảm phúc lợi xã hội, điều này trái ngược với mục tiêu chính của thị trường điện là nâng cao phúc lợi xã hội Để đáp ứng nhu cầu phụ tải và tối ưu hóa phúc lợi xã hội, cần thiết phải xây dựng mới các đường dây truyền tải, tuy nhiên, việc này thường gặp nhiều khó khăn và thách thức.
Việc nâng cấp mạng điện hiện nay gặp nhiều khó khăn do chính sách nhà nước và môi trường điều tiết Do đó, nghiên cứu nâng cao khả năng truyền tải của lưới điện hiện có là rất quan trọng để duy trì sự cân bằng giữa nguồn và phụ tải, đồng thời không ảnh hưởng đến các đường dây truyền tải khác hoặc khách hàng tiêu thụ điện Điều này đã trở thành một vấn đề cấp thiết đối với các hệ thống độc lập điều hành ISO trong thị trường điện mới.
Nghiên cứu về vận hành tối ưu hệ thống điện đã chỉ ra rằng phân bố luồng công suất tối ưu là một trong những bài toán quan trọng Phương pháp này, hay còn gọi là điều khiển dòng công suất trên lưới điện truyền tải, giúp hạn chế tình trạng quá tải trên đường dây hiện tại và khi mở rộng phụ tải trong tương lai Để giải quyết vấn đề quá tải, có nhiều phương pháp khả thi như điều chỉnh công suất phát của nhà máy, xây dựng các đường dây song song, và sử dụng thiết bị bù công suất phản kháng tại chỗ.
Hiện nay, thiết bị FACTS (Hệ thống truyền tải dòng điện xoay chiều linh hoạt) đóng vai trò quan trọng trong việc điều khiển điện áp, phân bổ công suất và giảm tổn thất phản kháng, đặc biệt trong các hệ thống truyền tải công suất cao Việc lắp đặt các bộ điều khiển FACTS một cách hợp lý là cần thiết để tối ưu hóa hiệu suất hệ thống điện, giúp tăng cường khả năng truyền tải công suất Ngược lại, nếu lắp đặt không đúng cách, các bộ điều khiển FACTS có thể làm giảm hiệu quả hoạt động và mất đi tính hữu ích của chúng.
Việc sử dụng hiệu quả thiết bị FACTS trên đường dây truyền tải là rất cần thiết để khắc phục những khó khăn trong quản lý và vận hành hệ thống điện Xác định vị trí tối ưu của thiết bị FACTS đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao khả năng truyền tải công suất, góp phần cải thiện hiệu suất hoạt động của hệ thống điện hiện nay.
Các thiết bị FACTS mang lại nhiều lợi ích đáng kể và đã được áp dụng rộng rãi trong các hệ thống điện toàn cầu Tuy nhiên, hiện tại, thách thức lớn nhất là tìm ra giải pháp hiệu quả để tối ưu hóa việc sử dụng chúng.
-3- để sử dụng có hiệu quả từ các thiết bị này Để giài quyết vấn đề này cần phải giải quyết các câu hỏi sau:
Loại thiết bị FACTS nào cần được lắp đặt ?
Số lượng thiết bị FACTS cần lắp đặt?
Vị trí lắp đặt tối ưu?
Nghiên cứu cho thấy hiệu quả lắp đặt thiết bị FACTS phụ thuộc vào vị trí của nó Vấn đề đặt ra là xác định vị trí tối ưu để đạt được mục tiêu sử dụng FACTS Nhiều nghiên cứu đã được thực hiện nhằm cải thiện hiệu quả vận hành hệ thống thông qua việc xác định vị trí lắp đặt tốt nhất cho thiết bị FACTS, nhưng vẫn chưa có nghiên cứu nào giới hạn không gian tìm kiếm một cách hiệu quả.
Nghiên cứu đề tài “Xác định vị trí và dung lượng của TCSC để cực đại phúc lợi xã hội trong thị trường điện” là cần thiết và phù hợp với sự phát triển ngành điện tại Việt Nam Luận văn áp dụng thuật toán mặt cắt tối thiểu để xác định vị trí tối ưu của TCSC, từ đó giúp ISO phát hiện vị trí nghẽn mạch trong hệ thống Phương pháp này không chỉ đảm bảo an toàn mà còn nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống, đồng thời giảm thiểu không gian tìm kiếm và số lượng nhánh cần xem xét để xác định vị trí của FACTS.
Mục tiêu và nhiệm vụ
- Phân tích cực đại phúc lợi xã hội trong thị trường điện
- Trình bày nguyên lý hoạt động của thiết bị TCSC
- Ứng dụng phần mềm Matpower tính giá nút và xác định phúc lợi xã hội
- Tối ưu hóa lắp đặt TCSC để cực đại phúc lợi xã hội
- Ứng dụng trên lưới điện chuẩn IEEE
Các phương pháp nghiên cứu
Trong những năm gần đây, các mô hình và ứng dụng của thiết bị FACTS trong vận hành hệ thống điện đã được phân tích sâu rộng Tài liệu tham khảo [9] của Chung và các cộng sự đã giới thiệu một mô hình tải tương đương cho các thiết bị TCSC, TCPST và UPFC trong bài toán phân bố công suất tối ưu.
Thiết bị FACTS cung cấp cái nhìn tổng quan về các cấu hình điều khiển và nguyên tắc hoạt động của chúng, đồng thời ứng dụng trong điều độ kinh tế và nghiên cứu phân bố công suất tối ưu (OPF) cũng được phát triển mạnh mẽ Trong bối cảnh tái cấu trúc hệ thống điện, việc nâng cao tổng công suất truyền tải (TTC) và tránh tắc nghẽn trở nên ngày càng quan trọng Nhờ vào ảnh hưởng của thiết bị FACTS đối với truyền tải điện, chúng đã trở thành giải pháp chủ yếu để giải quyết các vấn đề quản lý truyền tải và nghẽn mạch trong hệ thống điện.
* Các phương pháp hiện nay để giải quyết vấn đề vị trí FACTS:
Nhiều phương pháp nghiên cứu lắp đặt thiết bị FACTS nhằm tối ưu hóa hoạt động của hệ thống điện đã được đề xuất Các nghiên cứu này chủ yếu tập trung vào ba phương pháp chính: phương pháp tối ưu cổ điển, phương pháp dựa trên các tiêu chí kỹ thuật và kỹ thuật tiến hóa.
1.3.1 Phương pháp tối ưu cổ điển:
Lý thuyết tối ưu cổ điển, bao gồm lập trình tuyến tính hỗn hợp (MILP) và lập trình phi tuyến tính hỗn hợp (MINLP), thường được áp dụng trong nghiên cứu lắp đặt thiết bị FACTS Trong lập trình tuyến tính hỗn hợp, phương pháp dựa trên dòng điện DC cho phép xác nhận hệ thống điện một cách tuyến tính Hiệu quả của hệ thống được phân tích trong điều kiện trạng thái ổn định, với việc xem xét khả năng mang tải tối đa và tổng khả năng truyền tải (TTC) của hệ thống Phương pháp DC này đã được Aygen và Abur áp dụng trong nghiên cứu của họ.
Nghiên cứu sử dụng DC OPF nhằm xác định vị trí tối ưu cho thiết bị TCPS Trong một tài liệu khác, Kazemi và Sharifi đã tìm ra vị trí tối ưu của thiết bị TCPST với mục tiêu tối đa hóa phúc lợi xã hội, áp dụng dòng tải DC và lập trình bậc hai.
Lập trình tuyến tính hỗn hợp MILP cho thấy quá trình tối ưu hóa hiệu quả, nhưng không phù hợp cho phân tích tổng thể, do đó cần xem xét mô hình AC và nghiên cứu phương trình phi tuyến tính hỗn hợp (MINLP) Việc xây dựng dựa trên MINLP xác định phân bố tối ưu các thiết bị FACTS như tiêu chí chính, kết hợp với giá điện trên thị trường mở, điều độ kinh tế tối ưu, tổn thất truyền tải và nâng cao an ninh Hệ Thống Điện Khi xem xét an ninh, vấn đề trở nên phức tạp hơn với nhiều trạng thái hoạt động của hệ thống điện như bình thường, sụp đổ, sửa chữa và phòng ngừa Ngoài ra, tính khả thi của vấn đề cần được đảm bảo bằng cách xem xét cắt bớt tải như một giải pháp cuối cùng để tránh sự sụp đổ điện áp hệ thống.
Trong nghiên cứu về tối ưu hóa, thuật toán phân tích Benders được sử dụng để phân tách các vấn đề chính thành những vấn đề phụ đơn giản hơn Tuy nhiên, khi xem xét an ninh Hệ Thống Điện, sự phức tạp của vấn đề yêu cầu phải có sự hỗ trợ từ thuật toán di truyền (GA) Các kết luận về việc xây dựng phương trình phi tuyến tính hỗn hợp cho thấy rằng sự hội tụ trong các thuật toán không chỉ phụ thuộc vào kích thước và tính không lồi của vấn đề mà còn vào các thông số hệ thống quan trọng.
1.3.2 Phương pháp dựa trên các tiêu chí kỹ thuật:
Một loạt các phương pháp đã được áp dụng để lắp đặt thiết bị FACTS, tập trung vào các tiêu chí kỹ thuật Đặc biệt, phân tích độ nhạy được sử dụng trong các bài toán nhằm nâng cao hiệu quả ổn định tĩnh, trong khi phân tích phương thức (modal) được áp dụng cho các bài toán ổn định động trong hệ thống điện.
Phân tích độ nhạy là một quy trình quan trọng trong việc đánh giá sự biến đổi của các biến trong một hệ thống, giúp xác định cách mà tỉ số của chúng thay đổi khi có sự thay đổi trong các yếu tố khác.
Có nhiều phương pháp phân tích độ nhạy khác nhau tùy thuộc vào các biến được chọn và cách tính toán Từ góc độ lý thuyết tối ưu cổ điển, độ nhạy có thể được tính bằng phương pháp nhân tử Lagrange, cho phép xác định sự thay đổi tỉ lệ của biến tối ưu hóa Nghiên cứu của Singh và David đã xem xét chi phí của TCSC và TCPST cùng với chi phí sản xuất trong hàm mục tiêu, giải quyết vấn đề tối ưu hóa thông qua độ nhạy Đầu tiên, độ nhạy của từng đường dây được đánh giá mà không tính đến giới hạn và thiết bị FACTS, sau đó mới tính đến các yếu tố cho thiết bị FACTS trong từng nhánh Chỉ số này chỉ xét trong trường hợp đơn sự cố và cũng xem xét tỷ lệ phần trăm quá tải tại các nhánh Một phương pháp hai bước đã được đề xuất, bắt đầu từ việc xác định vị trí tối ưu của TCSC và TCPST, sau đó tối ưu hóa dung lượng cài đặt của thiết bị Phương pháp này dựa trên độ nhạy của các mục tiêu như tổn thất trên đường dây và tổng tổn thất công suất tác dụng Đối với ổn định quá độ, phân tích độ nhạy dựa trên tiêu chí thời gian giải trừ sự cố (CCT) được đề xuất để tối ưu lắp đặt TCSC trong hệ thống 10 nút.
Các thiết bị FACTS được lắp đặt tại những đường dây có khả năng cải thiện CCT lớn nhất Tất cả các chỉ số đã định nghĩa, ngoại trừ các nhân tử Lagrange, đều phù hợp với phương pháp đánh giá tác động của thiết bị FACTS trong hệ thống Tuy nhiên, để đánh giá đầy đủ hiệu quả của các thiết bị này, cần xác định vị trí tối ưu cho từng thiết bị trong mỗi trường hợp cụ thể.
Bảy phương pháp phân tích độ nhạy hiện tại còn thiếu sót trong việc xây dựng và thực hiện quy trình tìm kiếm hiệu quả, nhằm giảm thiểu thời gian và không gian tìm kiếm Hơn nữa, các phương pháp đánh giá chỉ số độ nhạy một cách độc lập cho từng thiết bị FACTS không thể phản ánh được những ảnh hưởng kết hợp của nhiều thiết bị cùng được lắp đặt trong hệ thống.
Phân tích phương thức là kỹ thuật thường dùng để lắp đặt thiết bị FACTS trong điều kiện quá độ và ổn định của hệ thống điện, nhưng không phù hợp cho các hệ thống lớn do tính toán giá trị riêng và vectơ riêng Mặc dù phương pháp Phillips-Heffron có thể mở rộng để xử lý hệ thống lớn hơn bằng cách giảm thứ tự ma trận, nhưng nó chỉ áp dụng hiệu quả cho hệ thống rất nhỏ với 5 nút và 3 máy phát Các phương pháp phân tích phương thức cung cấp tính khả thi kỹ thuật nhưng không đảm bảo tính tối ưu cho các giải pháp, và sự khác biệt giữa trạng thái ổn định và phân tích quá độ khiến cho phương pháp này không thích hợp cho tối ưu hóa đa mục tiêu.
1.3.3 Kỹ thuật tính toán tiến hóa:
Nhóm phương pháp này tập trung vào tối ưu hóa phân bổ thiết bị FACTS bằng các kỹ thuật tính toán tiến hóa như GA, PSO, SA, TS và EP Mục tiêu chính là xác định số lượng, kích thước và vị trí tối ưu cho các thiết bị FACTS trong hệ thống điện Các tiêu chí quan trọng bao gồm khả năng truyền tải, chi phí lắp đặt tối thiểu, tổn thất truyền tải tối thiểu, cải thiện lợi nhuận và tối đa hóa tổng khả năng truyền tải TTC Nghiên cứu cũng xem xét phân tích dự phòng N-1 và điều độ máy phát trong thị trường điện Tuy nhiên, nghiên cứu này chủ yếu giới hạn trong điều kiện trạng thái ổn định của hệ thống điện, với chỉ hai trường hợp phân tích trạng thái động, trong đó một trường hợp không xem xét lắp đặt thiết bị.
Các thiết bị FACTS đóng vai trò quan trọng trong việc xác định các thiết lập điều khiển tối ưu nhằm đảm bảo sự ổn định của hệ thống điện (PSS) Nghiên cứu sử dụng phân tích tín hiệu nhỏ để xác định vị trí tối ưu và loại thiết bị FACTS cần thiết Hàm mục tiêu được xây dựng dựa trên ba hệ số chính: hệ số vượt lố, tỷ số dao động và một hàm phạt cho các giá trị riêng không ổn định.
Phương pháp giải quyết
- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết
- Giải tích và mô phỏng toán học
- Sử dụng phần Matlab, phần mềm Matpower.
Giới hạn đề tài
- Mô phỏng trên hệ thống IEEE 6 bus và IEEE 14 bus
- Sử dụng phần mềm Matlab, phần mềm Matpower.
Điểm mới của luận văn
- Xây dựng thuật toán xác định vị trí và dung lượng của TCSC để cực đại phúc lợi xã hội.
Phạm vi ứng dụng
- Ứng dụng cho các mô hình hay lưới điện bất kỳ
- Ứng dụng cho các lưới điện IEEE mẫu
- Làm tài liệu tham khảo khi vận hành lưới điện với thiết bị FACTS
- Làm tài liệu tham khảo cho bài giảng môn học hệ thống điện
Bố cục của luận văn
- Chương 1: Giới thiệu luận văn
- Chương 2: Tổng quan về thị trường điện, nghẽn mạch truyền tải và FACTS
- Chương 3: Tối ưu hóa lắp đặt TCSC để cực đại phúc lợi xã hội
- Chương 4: Kết quả mô phỏng
TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Giới thiệu
Theo truyền thống, hệ thống điện Việt Nam do Công ty Điện lực Quốc gia độc quyền quản lý, bao gồm sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng Mô hình độc quyền này đã dẫn đến sự thiếu cạnh tranh và giảm hiệu quả kinh tế Để khắc phục những hạn chế này, nhiều quốc gia đã tiến hành cải cách ngành điện nhằm nâng cao hiệu quả vận hành Mục tiêu chính là tạo ra một môi trường cạnh tranh, cung cấp cho người tiêu dùng nhiều lựa chọn và lợi ích kinh tế hơn Trong quá trình cải cách, các chức năng như phát điện, truyền tải, phân phối và bán lẻ đã được tách ra thành các công ty độc lập, nhằm tối ưu hóa hoạt động của từng lĩnh vực.
Mặc dù nhiều quốc gia đã thực hiện cải cách trong ngành công nghiệp điện, chưa có mô hình thống nhất cho thị trường điện toàn cầu Những cải cách này được coi là cần thiết để nâng cao hiệu quả sản xuất, truyền tải và phân phối điện, đồng thời cung cấp giá cả hợp lý, chất lượng cao và sản phẩm an toàn cho khách hàng Hơn nữa, quản lý tắc nghẽn để giảm thiểu hạn chế trong truyền tải điện đã trở thành yêu cầu quan trọng đối với hệ thống điều hành độc lập.
Ngành công nghiệp điện hiện nay đã trở thành một lĩnh vực cạnh tranh mạnh mẽ, trong đó thị trường đóng vai trò quan trọng trong việc xác định giá cả Việc giảm chi phí cơ bản là một yếu tố then chốt giúp tăng cường hiệu quả và sức cạnh tranh của các doanh nghiệp trong ngành.
Tái thiết ngành điện là cần thiết để phân tách ba thành phần chính: sản xuất, truyền tải và phân phối Việc tách rời truyền tải được xem là giải pháp tối ưu, giúp đáp ứng biểu giá quy định và tối đa hóa nguồn lực cho sự phát triển của lưới điện.
Hình 2.1 Mô hình công ty điện lực độc quyền liên kết dọc truyền thống
Hình 2.2 Mô hình cấu trúc thị trường điện
Việc tái cơ cấu thị trường điện đã làm biến đổi vai trò của các tổ chức truyền thống trong hệ thống điện độc quyền theo chiều dọc, đồng thời tạo ra những thực thể mới có khả năng hoạt động độc lập trong thị trường điện Các thực thể này đóng vai trò quan trọng trong việc thúc đẩy cạnh tranh và nâng cao hiệu quả của ngành điện.
Các thành phần tham gia vào thị trường điện
Hệ thống điều hành độc lập ISO
- Các thành phần tham gia vào thị trường điện:
Các công ty sản xuất điện (GENCOs) có nhiệm vụ vận hành và bảo trì các nhà máy điện, đồng thời phát điện và bán điện theo các hợp đồng đã thương lượng GENCOs sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện với mục tiêu chính là sản xuất và cung cấp năng lượng điện cho thị trường.
Các công ty truyền tải điện (TRANSCOs) sở hữu và quản lý một phần lưới điện cao áp, có nhiệm vụ truyền tải điện từ các nhà máy phát điện (GENCO) đến các công ty phân phối điện hoặc nhà bán lẻ Mỗi TRANSCO đóng vai trò quan trọng trong việc xây dựng, duy trì và vận hành hệ thống truyền tải điện tại khu vực của mình, nhằm đảm bảo cung cấp dịch vụ và bảo trì hệ thống điện hiệu quả cho khách hàng.
Các công ty phân phối (DISCOs) chịu trách nhiệm truyền tải điện đến khách hàng trong một khu vực địa lý nhất định Họ mua điện thông qua các thị trường địa phương hoặc hợp đồng trực tiếp với các công ty sản xuất điện (GENCOs) và cung cấp điện trực tiếp cho người tiêu dùng DISCOs xây dựng và duy trì các đường dây phân phối để kết nối lưới điện truyền tải với khách hàng cuối cùng, đồng thời đảm bảo hệ thống điện hoạt động ổn định trong khu vực mà họ phục vụ.
Đơn vị vận hành hệ thống điện ISO là tổ chức độc lập chịu trách nhiệm đảm bảo độ tin cậy, an toàn và hiệu quả của hệ thống điện trong một thị trường cạnh tranh ISO quản lý an ninh hệ thống, lập kế hoạch bảo trì và tham gia vào quy hoạch dài hạn mà không tham gia vào giao dịch điện Có hai cấu trúc chính của ISO: Min ISO, tập trung vào việc duy trì an ninh truyền tải điện mà không điều hành thị trường, và Max ISO, một tổ chức độc lập phi chính phủ và phi lợi nhuận, đảm bảo sự công bằng trong thị trường cạnh tranh và thực hiện các chức năng như quyết định và niêm yết giá thị trường.
Đơn vị điều hành thị trường điện (MO) có nhiệm vụ dự báo nhu cầu tiêu thụ điện, lập kế hoạch phát điện và dịch vụ phụ trợ nhằm tối ưu hóa chi phí, đồng thời đảm bảo an toàn cung cấp điện theo yêu cầu của đơn vị điều độ (SO) trong thời gian thực.
Khách hàng là người tiêu dùng điện, có quyền lựa chọn nguồn cung cấp điện từ nhiều công ty khác nhau Trong thị trường điện, họ không bị ràng buộc phải mua điện từ các công ty điện địa phương mà có thể tham gia vào các thị trường giao ngay thông qua đấu giá, ký hợp đồng trực tiếp với các GENCOs, hoặc mua điện từ các công ty phân phối địa phương với mức giá cạnh tranh nhất.
Môi giới: tạo điều kiện thuận lợi cho giao dịch giữa người mua và người bán, có thể hoạt động như là một đại lý của GENCOs và DISCOs
Trong thị trường điện, sự cạnh tranh kinh doanh sẽ xuất hiện, với cơ chế tập trung tạo điều kiện cho giao dịch giữa người bán và người mua ISO đóng vai trò điều phối, trong đó mô hình Min ISO cho phép SO tiếp nhận yêu cầu và hệ số đấu thầu từ các bên tham gia, xác định giá và số lượng giao dịch Các thành phần tham gia thị trường cần cung cấp thông tin theo quy định, giúp ISO thực hiện các quy định an ninh hệ thống và điều độ kinh tế nhằm tối đa hóa phúc lợi xã hội.
Các mô hình thị trường điện
2.2.1 Mô hình thị trường điện thế giới Ở các nước Tây Âu, Mỹ và các nước khác, với nền kinh tế thị trường, không thể tránh khỏi việc tổ chức thị trường trong ngành điện Vào cuối thế kỷ XX, thị trường điện được phân chia thành 4 mô hình cơ bản và được các nước sử dụng dưới dạng này hoặc dạng khác: Mô hình 1: độc quyền điều tiết tự nhiên (không có cạnh tranh); Mô hình 2: hãng mua điện độc quyền; Mô hình 3: cạnh tranh trên thị trường bán buôn và Mô hình 4: thị trường cạnh tranh cả bán buôn và bán lẻ Đối với mô hình 1, Độc quyền điều tiết (không có cạnh tranh): những công ty độc quyền tự nhiên phân cấp theo ngành dọc, chiếm lĩnh toàn bộ lĩnh vực sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng Nhà nước điều khiển những công ty này để họ không lợi dụng được thế độc quyền của mình Sự phát triển của hệ thống điện
Mô hình hệ thống điện (HTĐ) được đảm bảo thông qua việc đưa thành phần vốn đầu tư vào giá điện cho hộ tiêu thụ, với giá điện xác lập dựa trên chi phí sản xuất điện trung bình cộng với thành phần vốn đầu tư mới Mô hình này đã được áp dụng tại Việt Nam cho đến cuối thập niên đầu của thế kỷ này Trong mô hình thứ hai, hãng mua điện độc quyền, các nhà sản xuất điện độc lập cạnh tranh để cung cấp điện cho một hãng mua duy nhất, trong khi các lĩnh vực còn lại của HTĐ giữ nguyên cơ cấu phân ngành Hoạt động của hãng mua điện, bao gồm quyết định giá điện, được điều tiết bởi Nhà nước, giúp hiện thực hóa hiệu quả cạnh tranh và hạ giá điện cho hộ tiêu dùng so với mô hình độc quyền Mô hình thứ ba là cạnh tranh trên thị trường bán buôn, trong đó lĩnh vực phân phối và tiêu thụ điện năng được chia theo vùng, với sự thành lập các công ty phân phối độc quyền cung cấp điện cho tất cả hộ tiêu dùng trong lãnh thổ của mình.
Thị trường bán buôn điện được tổ chức với sự tham gia của Nhà điều hành hệ thống thương mại, nơi các nhà sản xuất và nhà phân phối điện cạnh tranh, nhằm chấm dứt tình trạng điều tiết giá bán buôn Đồng thời, một Nhà điều độ hệ thống độc lập cũng được thành lập để thực hiện nhiệm vụ điều độ vận hành hệ thống điện.
Mô hình vận hành hệ thống điện hiện nay khá phức tạp với sự tham gia của hai nhà điều hành: một nhà điều hành thương mại và một nhà điều độ kỹ thuật Điều này có thể dẫn đến rủi ro mất ổn định và độ tin cậy trong cung cấp điện Thêm vào đó, việc bổ sung nhà điều hành thương mại có thể làm tăng giá bán điện Trong mô hình thứ tư, thị trường cạnh tranh được thiết lập cho cả bán buôn và bán lẻ, trong đó lĩnh vực phân phối và tiêu thụ điện năng được tách biệt, dẫn đến sự hình thành các công ty điều tiết lưới phân phối theo vùng lãnh thổ và nhiều công ty bán lẻ điện khác nhau.
Trong thị trường bán lẻ điện, có 16 tổ chức hoạt động, nơi các công ty bán lẻ điện cạnh tranh bằng cách mua điện từ thị trường bán buôn Điều này đã chấm dứt việc điều tiết giá bán lẻ, tạo ra một môi trường cạnh tranh hơn cho các doanh nghiệp trong ngành.
2.2.2 Mô hình thị trường điện Việt Nam
Năm 1994, Chính phủ Việt Nam bắt đầu cải cách ngành điện bằng cách tách chức năng quản lý nhà nước và quản lý doanh nghiệp Đến năm 1995, EVN được thành lập như một doanh nghiệp nhà nước, quản lý toàn bộ hệ thống nguồn, truyền tải, phân phối và các dịch vụ liên quan Luật điện lực chính thức có hiệu lực từ ngày 01 tháng 7 năm 2005, và Cục điều tiết điện lực được thành lập theo quyết định số 258/2005/QĐ-TTG vào ngày 19/10/2005 Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt lộ trình phát triển thị trường điện lực Việt Nam theo quyết định số 26/2006/QĐ-TTG ngày 26/01/2006, với ba bước cải cách chính.
Bước 1 (2001-2005): chuẩn bị hình thành thị trường điện cạnh tranh
EVN là công ty nhà nước quản lý toàn bộ chuỗi sản xuất điện, bao gồm sản xuất, truyền tải và phân phối Khối sản xuất hoạt động theo cơ chế hạch toán độc lập để tối ưu hóa chi phí và giảm thiểu tổn thất, đồng thời huy động vốn hiệu quả và đa dạng hóa quyền sở hữu Khối truyền tải đóng vai trò quan trọng trong quản lý các dự án mở rộng lưới điện Khối phân phối mua điện từ EVN và bán cho khách hàng, chịu trách nhiệm về vốn đầu tư trong mạng lưới phân phối Ngoài các công ty phân phối của EVN, việc hình thành các công ty phân phối độc lập dưới hình thức cổ phần, tư nhân hoặc liên doanh cũng được khuyến khích.
Giai đoạn 2006-2014 đánh dấu sự phát triển của thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam, với việc lần đầu tiên đưa cạnh tranh vào khâu phát điện Các công ty phát điện phải cạnh tranh để cung cấp điện cho EVN, nhằm tạo ra sự lựa chọn đa dạng cho các doanh nghiệp này Để nâng cao tính cạnh tranh, EVN dự kiến cho phép các công ty phát điện ngoài EVN bán điện trực tiếp cho một nhóm khách hàng tiêu thụ điện trong một khu vực địa lý nhất định.
EVN sẽ cho các công ty thuê lưới truyền tải và phân phối điện, giúp giảm chi phí cho các công ty này Các công ty chỉ cần trả cho EVN chi phí quản lý và đầu tư liên quan đến lưới điện.
Bước 3 (sau 2014): sau giai đoạn đầu tiên, thị trường điện Việt Nam tiếp tục triển khai giai đoạn 2 và giai đoạn 3
Giai đoạn 2 (2015-2022) đánh dấu sự hình thành của thị trường bán buôn điện cạnh tranh, khuyến khích sự cạnh tranh trong phát và bán buôn điện Các công ty phân phối bán lẻ có quyền lựa chọn mua điện từ bất kỳ công ty phát điện nào, tạo động lực cho các công ty này nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh Đồng thời, các công ty phân phối cũng được phép kết nối với lưới truyền tải và lựa chọn nhà sản xuất phù hợp.
Giai đoạn 3 (sau 2022) đánh dấu sự chuyển mình của thị trường bán lẻ điện với sự cạnh tranh toàn diện ở các khâu phát, bán buôn và bán lẻ Khách hàng được tự do lựa chọn nhà cung cấp điện, trong khi các công ty bán lẻ cũng có quyền mua điện từ các nhà máy điện thông qua thị trường bán buôn Hệ thống lưới điện được mở rộng từ lưới truyền tải quốc gia đến lưới điện phân phối, tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển của thị trường điện cạnh tranh.
Hình 2.3 Các cấp độ phát triển thị trường điện Việt Nam.
Những vấn đề về truyền tải điện trong thị trường điện
Vận hành hệ thống điện là quá trình điều khiển hoạt động của hệ thống nhằm đảm bảo điện năng được truyền từ các nguồn đến các phụ tải theo yêu cầu, đồng thời duy trì chất lượng dịch vụ đạt tiêu chuẩn và tối ưu hóa chi phí sản xuất cũng như truyền tải.
Hệ thống điện hiện tại phải đảm bảo rằng công suất tác dụng từ nguồn điện phát ra luôn lớn hơn yêu cầu của phụ tải Điều này đòi hỏi việc điều chỉnh liên tục công suất và điện áp để cân bằng sự biến thiên của phụ tải Ngoài ra, cần phải dự phòng đủ công suất tác dụng và phản kháng để ứng phó với các sự cố nguồn điện Trong trường hợp nguồn điện không đủ để đáp ứng phụ tải, việc sa thải phụ tải là cần thiết để duy trì sự ổn định của hệ thống điện Khi xảy ra nghẽn mạch, việc điều chỉnh chế độ phát của các nhà máy điện hoặc sa thải phụ tải cũng cần được thực hiện để bảo đảm an toàn cho hệ thống.
Lưới điện trong thị trường điện là hệ thống mở cho mọi khách hàng, khác với hệ thống điện độc quyền Trong đó, lưới điện, nhà máy điện và các đơn vị phân phối điện tạo thành một tổng thể thống nhất, được điều khiển nhằm đạt mục tiêu chung Người vận hành lưới điện (SO) có trách nhiệm đảm bảo an toàn cho hệ thống, cung cấp dịch vụ truyền tải điện, tính toán và công bố chi phí sử dụng lưới điện, cũng như bảo đảm sự công bằng trong việc sử dụng lưới điện cho tất cả khách hàng mà không có sự phân biệt Ngoài ra, họ cũng mở thị trường thứ cấp để đấu thầu quyền truyền tải và thực hiện các biện pháp nâng cao khả năng tải Lưới truyền tải điện cung cấp dịch vụ chính là chuyển tải điện từ điểm này đến điểm khác theo yêu cầu của người bán và người mua.
Khách hàng tiêu thụ thực hiện giao dịch điện năng thông qua đơn vị bán lẻ hoặc trực tiếp với công ty phát điện, tùy thuộc vào mô hình thị trường điện Các đơn vị bán điện phân phối điện năng tới khách hàng qua đường dây truyền tải, được điều hành bởi ISO Nhà sản xuất, công ty truyền tải và phân phối, cùng với đơn vị bán lẻ, đều liên lạc với ISO Phần lớn khách hàng tương tác với đơn vị bán lẻ để đáp ứng nhu cầu điện năng Đơn vị bán lẻ ký hợp đồng với công ty phát điện để mua điện năng và chuyển tải tới khách hàng qua hệ thống đường dây truyền tải và phân phối.
Hiện nay, trên thế giới có hai mô hình thị trường điện chủ yếu được ưa chuộng, đó là mô hình ISO và mô hình thị trường điện tập trung (PoolCo), được áp dụng đầu tiên tại Vương Quốc Anh Nhiều quốc gia khác ở Châu Âu, Úc, và New Zealand cũng đang triển khai một trong hai mô hình này, với một số điều chỉnh nhỏ để phù hợp với nhu cầu phụ tải đặc trưng của từng quốc gia.
Mô hình thị trường điện tập trung (PoolCo) nhằm tối đa hóa hiệu quả kinh tế thông qua một cơ chế dàn xếp tập trung, trong đó công suất điện được bán qua thị trường thay vì giao dịch trực tiếp giữa nhà sản xuất và khách hàng Thị trường này được điều hành bởi đơn vị giao dịch hoặc ISO, với nhiệm vụ tối ưu hóa kinh tế cho thị trường điện Để đạt được điều này, người điều hành lựa chọn giá chào thầu từ các nhà cung cấp và khách hàng tiêu thụ, thường được đưa ra cho khoảng thời gian nửa giờ hoặc 1 giờ trước một ngày Mô hình này còn được gọi là thị trường sớm 1 ngày Khi giá chào thầu được công bố, người điều hành sử dụng chương trình OPF để tính toán, xem xét các ràng buộc của lưới điện nhằm cực tiểu hóa tổng chi phí hoặc cực đại hóa lợi nhuận xã hội OPF xác định giá giao ngay tại từng nút lưới điện và lượng công suất mà các bên tham gia đã cung cấp hoặc mua, từ đó khách hàng và nhà cung cấp nhận hóa đơn theo giá giao ngay tương ứng với lượng công suất giao dịch.
Hình 2.4 Mô hình thị trường điện tập trung.
Nghẽn mạch truyền tải trong thị trường điện
2.4.1 Khái quát về nghẽn mạch:
Nghẽn mạch là hiện tượng xảy ra khi hệ thống vượt quá khả năng tải, ảnh hưởng đến các khâu phát điện, truyền tải và phân phối trong quản lý năng lượng Việc phát hiện và huy động công suất nhằm tối ưu hóa chi phí vận hành là rất quan trọng Quản lý nghẽn mạch thường được thực hiện thông qua việc xác định giải pháp điều độ tối ưu, sử dụng các phương pháp như OPF hoặc điều độ kinh tế với ràng buộc an toàn Mô hình phát điện cần đảm bảo không làm quá tải đường dây, nhưng điều này trở nên phức tạp trong thị trường điện, nơi mỗi nhà tiêu thụ ở phía Nam đều mong muốn mua điện với giá hợp lý.
Các nhà cung cấp điện ở phía Bắc, nơi có nguồn điện giá rẻ từ các nhà máy thủy điện, mong muốn bán điện cho các nhà tiêu thụ ở phía Nam Tuy nhiên, nếu có quá nhiều giao dịch mua bán điện như vậy, điều này có thể gây ra tình trạng quá tải cho hệ thống đường dây truyền tải điện.
Khi ràng buộc vật lý hoặc vận hành trong lưới truyền tải bị vi phạm, hệ thống sẽ ở trạng thái nghẽn mạch Các giới hạn liên quan đến nghẽn mạch bao gồm giới hạn nhiệt của đường dây, mức cảnh báo của máy biến áp, giới hạn điện áp nút và ổn định quá độ Những giới hạn này xác định lượng công suất có thể truyền tải giữa hai vị trí mà không gây ra sự cố làm tan rã lưới điện do mất ổn định điện áp Trong cấu trúc thị trường điện, các nhà cung cấp và tiêu thụ điện tự do giao dịch mà không báo trước tình trạng vận hành của hệ thống Do đó, quản lý nghẽn mạch trở thành hoạt động quan trọng của các đơn vị điều hành hệ thống điện, với mục tiêu giảm thiểu sự can thiệp vào lưới truyền tải và đảm bảo an ninh cho hệ thống điện.
2.4.3 Ảnh hưởng của nghẽn mạch
Luật Kirchoff, kết hợp với các yếu tố như vị trí và độ lớn của nguồn phát, trở kháng đường dây và hình dạng lưới điện, xác định dòng công suất trên mỗi đường dây Do đó, để đảm bảo an toàn cho hệ thống điện, cần điều chỉnh kế hoạch phát điện nhằm huy động công suất hiệu quả nhất Trong môi trường liên kết dọc truyền thống, mô hình phát điện ổn định và việc mở rộng mạng lưới truyền tải có thể được lập kế hoạch cùng với xây dựng mới các nhà máy điện Trong trường hợp này, nghẽn mạch hiếm khi xảy ra và mô hình phân bố công suất có thể dự đoán được Tuy nhiên, trong cấu trúc thị trường điện hiện nay, khi các công ty phát điện (GenCos) cạnh tranh trong môi trường tự do, tình hình trở nên phức tạp hơn.
Lưới truyền tải điện có thể gặp nhiều biến động trong việc phát điện và phân bố công suất chỉ trong thời gian ngắn do ảnh hưởng từ thị trường Do đó, việc phối hợp quản lý nghẽn mạch là cần thiết để đảm bảo hệ thống vận hành an toàn.
2.4.4 Quản lý nghẽn mạch trong thị trường điện
Quản lý nghẽn mạch là một thách thức quan trọng trong thị trường điện, nơi có nhiều nhà cung cấp và tiêu thụ Hiệu quả của thị trường được đánh giá qua phúc lợi xã hội, bao gồm chi phí và lợi ích điện năng, cũng như sự hài lòng của xã hội về giá điện Sự khác biệt trong phúc lợi xã hội giữa thị trường lý tưởng và thực tế phản ánh hiệu quả của thị trường Nghẽn mạch truyền tải ảnh hưởng tiêu cực đến sự hiệu quả của thị trường điện.
Việc áp dụng phân bố công suất tối ưu (OPF) và giá nút lưới (LMP) đã trở thành thực tiễn hiệu quả để quản lý nghẽn mạch tại nhiều quốc gia Nhà cung cấp điện gửi hàm chi phí phát điện đến ISO với mong muốn bán điện năng, trong khi ISO quản lý mô hình lưới truyền tải và thực hiện tính toán OPF OPF là kỹ thuật chủ chốt giúp tối ưu hóa chi phí phát điện trong hệ thống điện, đồng thời đảm bảo các điều kiện ràng buộc về truyền tải và vận hành Trung tâm vận hành hệ thống độc lập (ISO) đóng vai trò quan trọng trong việc điều phối điện năng theo hợp đồng giữa các bên tham gia thị trường, và giá nút do OPF xác định được sử dụng để hỗ trợ các giao dịch này.
+ Các máy phát được thanh toán theo giá điện tại nút
+ Các phụ tải cần phải thanh toán theo giá điện tại nút
Trong một hệ thống điện không bị nghẽn mạch, tất cả các nút có giá tương đồng, dẫn đến việc các máy phát và phụ tải đều thanh toán cùng một mức giá điện năng Tuy nhiên, khi xảy ra nghẽn mạch, giá nút trở nên khác nhau, khiến mỗi máy phát nhận thanh toán theo giá nút riêng và mỗi phụ tải cũng phải chi trả theo giá nút của mình.
ISO thu thập đường cong chào giá từ các nhà tham gia thị trường, trong đó đường cong chào giá cung cấp thể hiện mức giá tối thiểu mà nhà cung cấp sẵn sàng sản xuất một lượng công suất, trong khi đường cong chào giá tiêu thụ phản ánh mức giá tối đa mà nhà tiêu thụ có thể chấp nhận để mua công suất Thông qua chương trình tối ưu hóa, giá tại từng nút trong hệ thống được tính toán, và các giá cuối cùng cho các giao dịch dựa trên giá chào đã được đệ trình và điều chỉnh bởi ISO, phản ánh giá trị vị trí của nhà cung cấp theo phân bố của họ đối với các ràng buộc hệ thống Đơn vị điều hành hệ thống sử dụng phương pháp OPF để tính toán giá nút, và tất cả các nhà cung cấp cùng nhà tiêu thụ đều phải chấp nhận mức giá này, tuy nhiên, thực tế không phải lúc nào cũng diễn ra như vậy.
Trong một thị trường điện tách rời, một số người tham gia không muốn điều chỉnh công suất phát trong trường hợp nghẽn mạch truyền tải Họ đưa ra các giá chào riêng biệt cho cả thị trường điện và thị trường truyền tải, với sự tham gia tự nguyện Một số chỉ chào giá cho thị trường điện, trong khi những người khác chỉ cung cấp giá chào điều chỉnh, và một số tham gia cả hai Thị trường điện được minh bạch mà không xem xét các ràng buộc truyền tải; nếu có vi phạm giới hạn truyền tải sau khi minh bạch, đơn vị điều hành hệ thống sẽ sử dụng giá chào điều chỉnh kinh tế nhất để giảm nhẹ nghẽn mạch trước khi chấp thuận giá chào từ thị trường điện.
Trong trường hợp 1, chúng ta xem xét hệ thống 2 nút đơn giản như trong hình 2.4.1 Giả thuyết đặt ra là hệ thống này có tổng thất công suất không đáng kể Điều kiện giao dịch được xác định với thị trường không bị giới hạn khả năng truyền tải.
Hình 2.4.1 Hệ thống 2 nút không ràng buộc
Hệ thống có nhà cung cấp gồm 2 nút và 2 máy phát: G1 tại nút 1 và nhà G2 tại nút
2 Khách hàng L2 tại nút 2 dự kiến mua 100MW G1 đưa ra bản chào giá cung cấp 100MW với giá bán điện 10$/MWh tại nút 1 G2 đưa ra bản chào giá là 15$/MWh, vì vậy G2 sẽ không được huy động công suất G1sẽ bán 100MW cho khách hàng L2 tại nút 2 Do đó tổng chi phí mỗi giờ là 1000$/MWh
Trường hợp 2: tương tự như trường hợp 1 nhưng có xét đến giới hạn khả năng truyền tải trên đường dây giữa nút 1và nút 2
Trong hệ thống 2 nút bị ràng buộc, việc huy động công suất tối ưu nhằm giảm thiểu tổng chi phí là rất quan trọng Cụ thể, nhà cung cấp G1 tại nút 1 được huy động 100MW để cung cấp cho khách hàng D2 tại nút 2, trong khi G2 tại nút 2 không được huy động Tuy nhiên, việc giao dịch 100MW giữa G1 và L2 không khả thi do đường dây chỉ có khả năng tải 80MW, dẫn đến nguy cơ quá tải Để giải quyết vấn đề này, G1 chỉ được huy động 80MW và cần huy động thêm công suất từ G2 với mức giá cao hơn, từ đó tối ưu hóa chi phí tổng thể.
-25- phí sẽ là 1100$/h Ràng buộc giới hạn truyền tải của đường dây làm tăng thêm tổng chi phí của hệ thống là 1.1%
Để xử lý nghẽn mạch, có hai phương pháp chính Thứ nhất, ta có thể phân bố lại công suất trên đường dây truyền tải để đảm bảo khả năng truyền tải thực tế không vi phạm các ràng buộc Thứ hai, chi phí nghẽn mạch có thể được xác định bằng cách tính chênh lệch giữa chi phí cung cấp cho phụ tải hệ thống mà không xét đến ràng buộc và chi phí cung cấp cho phụ tải khi tuân thủ các giới hạn hiện tại.
Tổng quan thiết bị FACTS
Hiện nay, hệ thống điện chúng ta đang sử dụng là hệ thống điện xoay chiều
Hệ thống điện xoay chiều là một mạng lưới phức tạp bao gồm máy phát đồng bộ, đường dây truyền tải, máy biến áp, thiết bị bù và phụ tải Hệ thống này được phân chia thành ba khâu chính: sản xuất, truyền tải và tiêu thụ điện năng.
Một hệ thống điện hoạt động phải thỏa các yêu cầu sau:
Các máy phát điện làm việc trong chế độ đồng bộ
Điện áp vận hành trong giới hạn cho phép theo quy định
Tần số vận hành trong giới hạn cho phép theo quy định
Các phụ tải phải được cung cấp điện đầy đủ
Các đường dây phải được vận hành ở điều kiện bình thường không quá tải
Trong hệ thống điện, công suất truyền tải phụ thuộc vào tổng trở, điện áp và góc lệch pha Để cải thiện khả năng truyền tải, cần tăng cường công suất phản kháng tại phụ tải và sử dụng cuộn kháng bù ngang cũng như tụ điện bù dọc Việc này giúp điều chỉnh điện áp dọc theo chiều dài đường dây, nâng cao chất lượng và ổn định điện áp cho hệ thống điện Việt Nam Mặc dù đã có nhiều nghiên cứu về ứng dụng thiết bị bù công suất phản kháng, nhưng các thiết bị hiện tại vẫn chưa đáp ứng được yêu cầu.
Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS) đóng vai trò quan trọng trong việc phản ứng nhanh chóng với sự thay đổi công suất phản kháng trong hệ thống điện FACTS không chỉ cung cấp khả năng bù tối ưu mà còn nâng cao khả năng điều khiển và công suất truyền tải của đường dây Theo định nghĩa của IEEE, FACTS là hệ thống sử dụng thiết bị điện tử công suất và thiết bị tĩnh để điều chỉnh các thông số của hệ thống đường dây, từ đó cải thiện khả năng điều khiển và truyền tải công suất Sự hiện diện của FACTS trong hệ thống điện có ảnh hưởng lớn đến cả kinh tế và kỹ thuật.
Tính chất tiêu thụ điện năng thay đổi theo thời gian, dẫn đến tình trạng truyền tải công suất trên các đường dây cũng khác nhau Trong hệ thống, có thể xảy ra tình trạng quá tải ở một số đường dây trong khi những đường dây khác lại không đạt tải Với sự gia tăng nhu cầu truyền tải do công nghiệp hóa, các đường dây cao áp thường xuyên ở trong tình trạng cảnh báo về giới hạn vật lý, bao gồm tình trạng quá tải và các hiện tượng nhiễu hệ thống như dao động tần số và điện áp.
Để cải thiện khả năng truyền tải điện và khắc phục những nhược điểm hiện có, thiết bị FACTS đã được áp dụng trên toàn cầu Những thiết bị này đóng vai trò quan trọng trong việc điều khiển điện áp, trở kháng và góc pha của các đường dây cao áp Sự sử dụng thiết bị FACTS mang lại nhiều lợi ích đáng kể cho các nhà cung cấp điện.
Tận dụng lưới điện hiện hữu để lắp đặt thiết bị FACTS
Giảm chi phí đầu tư
Tăng độ tin cây của hệ thống truyền tải
Tăng độ ổn định của lưới
Tăng chất lượng cung cấp điện năng cho các ngành công nghiệp và các ngành có yêu cầu chất lượng điện cao
Ảnh hưởng không đáng kể đến môi trường
2.5.1 Phân loại thiết bị FACTS
Hệ thống FACTS có thể được kết nối với điện năng theo hai phương thức chính: nối tiếp (bù dọc) và song song (bù ngang), hoặc kết hợp cả hai Các thiết bị FACTS được phân loại thành bốn loại chính: thiết bị điều khiển nối tiếp, thiết bị điều khiển song song, thiết bị điều khiển kết hợp nối tiếp – nối tiếp, và thiết bị điều khiển kết hợp nối tiếp – song song Trong đó, thiết bị điều khiển nối tiếp (Series Controllers) đóng vai trò quan trọng trong việc điều chỉnh dòng điện và điện áp trong hệ thống điện.
Thiết bị này cho phép điều chỉnh tổng trở của đường dây thông qua tụ điện, điện kháng hoặc biến đổi nguồn tần số bằng tần số lưới nhờ vào thiết bị bán dẫn công suất Nguyên lý hoạt động của các thiết bị điều khiển nối tiếp chủ yếu là cung cấp hoặc tiêu thụ công suất phản kháng.
Một số thiết bị bù nối tiếp
The Thyristor Controlled Series Compensator (TCSC) is a device connected in series with transmission lines, consisting of capacitors in parallel with an inductor Its operation is controlled by adjusting the firing angle of the thyristor, allowing for enhanced power flow and stability in electrical networks.
A Thyristor Controlled Series Reactor (TCSR) is a device connected in series with a transmission line, consisting of a reactor in parallel with another reactor, and it is controlled using thyristor technology.
Thyristor Switched Series Compensator (TSSC): là thiết bị gồm một bộ tụ được đóng mở bằng khóa thyristor
Thyristor Switched Series Reactor (TSSR): là thiết bị gồm một bộ điện kháng được đóng mở bằng khóa thyristor b Thiết bị điều khiển song song (Shunt Controllers)
Thiết bị này cho phép điều chỉnh tổng trở và nguồn, hoặc kết hợp cả hai, nhằm bù dòng điện vào hệ thống tại các điểm nút Đồng thời, các đường dây truyền tải dài cũng tạo ra điện kháng ký sinh nối tiếp dọc theo đường dây.
Khi truyền tải công suất lớn, sẽ xảy ra tổn thất điện áp trên đường dây Để bù đắp cho các điện kháng ký sinh này, cần lắp đặt các tụ bù dọc theo đường dây Trong trường hợp này, hệ thống FACTS hoạt động như một nguồn áp, giúp cải thiện hiệu suất truyền tải điện.
-28- song song với các thiết bị FACTS và trong trường hợp này FACTS đóng vai trò như một nguồn dòng
Bù song song có hai loại: bù điện dung và bù điện cảm
Bù điện dung là phương pháp nâng cao hệ số công suất bằng cách lắp tụ điện song song với tải có tính cảm Khi tải này được kết nối với hệ thống, hệ số công suất giảm do sự trễ pha của dòng điện Việc lắp tụ điện giúp dòng điện sớm pha hơn so với điện áp, từ đó cải thiện hệ số công suất.
Bù điện cảm là phương pháp hiệu quả để điều chỉnh điện áp cho các đường dây không tải hoặc non tải, nơi chỉ có dòng điện rất nhỏ chạy qua Trong các trường hợp này, điện dung ký sinh trên đường dây, đặc biệt là ở các đường dây dài, có thể tạo ra quá áp, hay còn gọi là hiệu ứng Ferranti, làm tăng điện áp cuối đường dây lên gấp đôi điện áp nguồn Để khắc phục hiện tượng này, người ta lắp đặt các điện cảm song song dọc theo đường dây nhằm bù đắp cho điện dung ký sinh.
Một số thiết bị bù song song :
Cuộn kháng được điều khiển bằng thyristor (TCR) là một thiết bị điện tử được kết nối với hai van thyristor ngược chiều nhau Mỗi bộ thyristor này điều khiển một pha điện kháng với giá trị liên tục, giúp tối ưu hóa hiệu suất trong các ứng dụng điện công nghiệp.
Thyristor Switched Reactor (TSR) là cuộn kháng được điều khiển bằng thyristor, có cấu trúc tương tự như TCR Tuy nhiên, thyristor trong TSR chỉ có hai trạng thái: đóng hoặc mở hoàn toàn, và điện kháng đẳng trị của nó là một giá trị nhảy cấp.
Thyristor Switched Compensator (TSC): Tụ điện được đóng cắt bằng thyristor và điện dung đẳng trị là một giá trị nhảy cấp
TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor)
Bộ bù nối tiếp điều khiển bằng Thyristor (TCSC) là một thành phần quan trọng trong hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS) Thiết bị này cho phép điều khiển nhanh chóng trở kháng của đường dây, hoạt động hiệu quả trong điều kiện ổn định của hệ thống điện TCSC được cấu thành từ một hoặc nhiều mô-đun, mỗi mô-đun bao gồm hai thành phần cơ bản.
- Thành phần cảm kháng có thể thay đổi được điện dung nhờ bộ điều chỉnh van thyristor
- Thành phần điều khiển bao gồm các thiết bị điện tử như các van thyristor , các khoá đóng mở GTO
TCSC được trang bị các thiết bị phụ như bộ lọc F để loại bỏ sóng hài bậc cao, cùng với thiết bị đóng ngắt hỗ trợ cho các chế độ vận hành khác nhau của TCSC trong hệ thống điện.
TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) được phát triển từ các tụ nối tiếp truyền thống bằng cách thêm vào một bộ phản ứng điều khiển bằng thyristor Bộ phản ứng này hoạt động song song với tụ nối tiếp, tạo ra hệ thống bù dọc điện kháng có khả năng thay đổi liên tục và nhanh chóng Những ưu điểm chính của TCSC bao gồm khả năng cải thiện ổn định hệ thống điện và tối ưu hóa việc truyền tải điện năng.
- Tăng công suất truyền tải
- Giảm các dao động công suất
- Giảm các cộng hưởng đồng bộ
- Điều khiển dòng công suất đường dây
2.6.1 Cấu tạo và nguyên lý của TCSC:
TCSC bao gồm ba phần tử chính: Tụ bù C, cuộn kháng bù nối vào mạch thyristor và hai thyristor điều khiển SCR1 và SCR2 (Hình 2.6)
Hình 2.6: Sơ đồ cấu tạo của TCSC
Các góc mở của thyristor được điều chỉnh để kiểm soát điện kháng của TCSC, đảm bảo sự tương thích với hệ thống Khi thyristor được kích thích, TCSC có thể được mô tả bằng các phương trình toán học nhất định.
Dòng điện tức thời qua tụ điện và cuộn cảm được ký hiệu là iL và iC, trong khi iS đại diện cho dòng điện tức thời của đường dây truyền tải được điều khiển Điện áp tức thời qua TCSC được ký hiệu là v.
Tổng trở tương đương của mạch LC:
TCSC có khả năng hoạt động trong trạng thái điện kháng (C > 1/L) với tính dung thay đổi hoặc trong trạng thái cảm kháng (C < 1/L), đồng thời cần tránh trạng thái cộng hưởng (C = 1/L).
Dòng điện đi qua cuộn cảm được xác định theo công thức:
X C là điện kháng định mức của tụ cố định C Điện áp tụ ở trạng thái vận hành bình thường tại thời điểm t = - là:
Tại t= ; i T = 0, điện áp tụ được xác định: v C ( t ) v C 2 v C 1 Điện áp tụ sau khi tính toán là:
; t v C ( t )v C 2 I m X C (sintsin) ; t Điện kháng TCSC tương đương X TCSC được tính theo tỉ số của V CF và I m :
TCSC (2.7) Điện kháng của TCSC trên đơn vị XC đượcbiểu thị bằng Xnet = X TCSC / X C là:
Với = 2(-) là góc dẫn của bộ điều khiển TCSC
Máy cắt MC có vai trò quan trọng trong việc đưa TCSC vào hoạt động hoặc ngắt kết nối khỏi lưới khi cần thiết hoặc khi xảy ra sự cố Do tụ điện C rất nhạy cảm với điện áp, đặc biệt trong các tình huống dòng điện lớn như sự cố ngắn mạch, việc tăng dòng điện 𝐼 𝐶 yêu cầu phải có cơ chế chống quá áp cho tụ để bảo vệ thiết bị.
Bảo vệ tụ điện C được thực hiện qua van chống quá áp VAR, một điện trở phi tuyến với trị số lớn Khi điện áp 𝑈 𝐶 vượt quá ngưỡng 𝑈 𝐶𝑔ℎ, điện trở của VAR giảm nhanh chóng, cho phép dòng 𝐼 𝑁 đi qua, từ đó giảm điện áp dư trên tụ C.
Khi dòng ngắn mạch duy trì có khả năng gây hỏng VAR, khe phóng điện K sẽ hoạt động để bảo vệ hệ thống Dòng ngắn mạch sẽ đi qua K và máy biến dòng, và khi đạt đến ngưỡng tác động, rơ le sẽ gửi tín hiệu để đóng máy cắt MC Kết quả là toàn bộ các phần tử của TCSC và VAR sẽ được nối tắt, đảm bảo an toàn cho thiết bị.
Khi đã thực hiện nối tắt TCSC, bạn có thể đóng dao cách ly DCL để duy trì trạng thái nối tắt lâu dài cho tụ Bên cạnh đó, còn nhiều cơ chế bảo vệ khác giúp TCSC hoạt động hiệu quả.
2.6.3 Mô hình điều khiển của TCSC
Khi làm việc trong hệ thống điện, TCSC có hai chế độ hoạt động chính Trong chế độ làm việc bình thường, TCSC điều chỉnh trị số điểm đặt theo thông số công suất qua kênh điều khiển riêng biệt Ngược lại, trong chế độ quá độ, TCSC hoạt động dựa vào kênh điều khiển ổn định, với đặc trưng hoạt động phụ thuộc vào hàm truyền của kênh này.
Mô hình điều khiển TCSC bao gồm các thành phần chính như khối trễ, khối lọc, khối bù pha và khối khuyếch đại Các khối này có thể được mô tả thông qua một số khâu tuyến tính theo mô hình của chương trình PSS/E.
Hình 2.6.1 Mô hình điều khiển TCSC
Trong đó: T1 là thời gian trễ của khâu đo lường và chuyển đổi (0
