|
BỘ
CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
-------
|
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số:
53/QĐ-ĐTĐL
|
Hà
Nội, ngày 20 tháng 5 năm 2011
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN HÀNH QUY TRÌNH MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số
153/2008/QĐ-TTg ngày 28 tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức
năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ
Công Thương;
Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP
ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn
và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Thông tư số
18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh; Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường điện lực,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1.
Ban hành kèm theo Quyết định này Quy trình mô phỏng
thị trường điện hướng dẫn thực hiện Thông tư số 18/2010/TT-BCT 10 tháng 5 năm
2010 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều 2.
Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.
Điều 3.
Chánh Văn phòng Cục, các Trưởng phòng thuộc Cục Điều
tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Giám đốc đơn vị điện lực
và đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
- Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VP, TTĐL, PC.
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
|
CỤC
TRƯỞNG
Đặng Huy Cường
|
QUY TRÌNH
MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Quyết định số 53 /QĐ-ĐTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011 của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Chương I
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm
vi điều chỉnh
Quy trình này quy định về phương
pháp, trình tự thực hiện mô phỏng vận hành thị trường phát điện cạnh tranh
(VCGM) và trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
trong việc mô phỏng thị trường điện theo quy định tại Thông tư số
18/2010/TT-BCT Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công
Thương ban hành ngày 10 tháng 5 năm 2010.
Điều 2. Đối
tượng áp dụng
Quy trình này áp dụng cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong công tác tính toán mô phỏng thị
trường phát điện cạnh tranh.
Điều 3. Giải
thích từ ngữ
Trong Quy trình này, các thuật
ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Chương trình mô phỏng thị
trường điện là phần mềm (hoặc hệ thống phần mềm) dùng để mô phỏng huy động
các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và
tuần.
2. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát điện,
truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch
thị trường điện (hiện nay là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) trực
thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam).
3. Giá trị điện năng hiệu dụng
của tổ máy thuỷ điện (đơn vị: đ/kWh) là mức giá chào của một tổ máy thuỷ điện
mà tại mức giá này tổ máy được huy động đúng với mức công suất được tính từ
Chương trình mô phỏng thị trường điện tại cùng thời điểm.
4. Giá trị nước là mức
giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được
sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính
quy đổi cho một đơn vị điện năng.
5. Lập lịch có ràng buộc
là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối ưu
chi phí phát điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện bao gồm
giới hạn công suất truyền tải, dịch vụ phụ trợ và các ràng buộc khác.
6. Lập lịch không ràng buộc
là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối ưu
không xét đến các giới hạn truyền tải và tổn thất truyền tải trong hệ thống điện.
7. Mô hình tính toán giá trị
nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị
nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế
hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
8. Phụ tải hệ thống là tổng
sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy
phát điện trong một chu kỳ giao dịch.
9. Quy trình lập kế hoạch vận
hành thị trường điện là Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm
tới, tháng tới, tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành theo quy định tại
Thông tư số 18/2010/TT-BCT.
10. Quy trình tính toán giá
trị nước là Quy trình tính toán giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện do Cục
Điều tiết điện lực ban hành theo quy định tại Thông tư số 18/2010/TT-BCT.
11. Quy trình vận hành hệ thống
thông tin và công bố thông tin thị trường là Quy trình vận hành hệ thống
thông tin và công bố thông tin thị trường do Cục Điều tiết điện lực ban hành
theo quy định tại Thông tư 18/2010/TT-BCT.
12. Thông tư số
18/2010/TT-BCT là Thông tư Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh
tranh do Bộ Công Thương ban hành ngày 10 tháng 5 năm 2010.
Điều 4. Quy
định chung về tính toán mô phỏng thị trường
1. Công tác tính toán mô phỏng
thị trường được thực hiện trước khi vận hành thị trường theo Quy trình lập kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới, tuần tới.
2. Công tác tính toán mô phỏng
thị trường điện được tiến hành bằng Chương trình mô phỏng thị trường đáp ứng
các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Quy trình này.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm thu thập, chuẩn bị số liệu đầu vào cần thiết,
tiến hành tính toán mô phỏng, xuất kết quả và kiểm tra kết quả thu được.
4. Khi có điều chỉnh, sửa đổi
liên quan đến thuật toán, Chương trình mô phỏng thị trường phải được kiểm toán
theo quy định tại Điều 87 Thông tư số 18/2010/TT-BCT. Sau khi có kết quả kiểm
toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Cục
Điều tiết điện lực để thông qua các điều chỉnh, sửa đổi Chương trình mô phỏng
thị trường.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố thuật toán và các điều chỉnh, sửa đổi
này lên Hệ thống thông tin thị trường theo Quy trình vận hành hệ thống thông tin
và công bố thông tin thị trường sau khi được Cục Điều tiết điện lực thông qua.
Chương II
YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA
CHƯƠNG TRÌNH MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 5. Các
yêu cầu chung
Chương trình mô phỏng thị trường
điện phải đáp ứng các yêu cầu chung sau đây:
1. Là chương trình tính toán tối
ưu huy động nguồn phối hợp thuỷ - nhiệt điện với hệ thống điện được mô phỏng tại
Điều 6, hàm mục tiêu quy định tại Điều 7, các ràng buộc quy định tại Điều 8 Quy
trình này.
2. Đảm bảo mô phỏng được trạng
thái vận hành của hệ thống điện với các thông số đầu vào tối thiểu quy định tại
Điều 6 và Điều 8 Quy trình này; thời gian tính toán phải đáp ứng được các yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Chu kỳ tính toán có thể thay
đổi được từ một ngày đến một năm.
4. Có khả năng lựa chọn chạy với
kịch bản Lập lịch có ràng buộc và kịch bản Lập lịch không ràng buộc.
5. Có khả năng lựa chọn chạy với
kịch bản có tính đến tổn thất truyền tải và không tính đến tổn thất truyền tải.
6. Độ phân giải của kết quả đầu
ra tối thiểu phải chi tiết đến 1 giờ.
7. Việc nhập số liệu đầu vào và
kết xuất kết quả của Chương trình mô phỏng thị trường điện phải được thực hiện
dễ dàng và giao tiếp được với các phần mềm và định dạng cơ sở dữ liệu phổ thông
khác như Microsoft Excel, SQL, Access...
Điều 6. Mô
hình hệ thống điện trong Chương trình mô phỏng thị trường điện
Chương trình mô phỏng thị trường
điện phải mô phỏng được hệ thống điện tối thiểu với các yếu tố sau đây:
1. Mô phỏng các vùng trong hệ thống
điện
a) Chương trình mô phỏng hệ thống
điện thành những vùng đặc trưng bởi từng nút liên kết với nhau bằng các đường
dây truyền tải. Số nút tối thiểu được mô phỏng là ba (3) nút;
b) Mỗi nút có một phụ tải đặc
trưng và mô tả các nhà máy điện kết nối vào nút đó.
2. Mô phỏng phụ tải hệ thống điện
Phụ tải điện đặc trưng cho nhu cầu
sử dụng điện tại mỗi nút được dự báo theo từng giờ của chu kì tính toán (đơn vị:
MW).
3. Mô phỏng tổ máy nhiệt điện
a) Vị trí đặt (thuộc nút nào
trong mô phỏng các vùng trong hệ thống điện);
b) Công suất hữu công (đơn vị:
MW);
c) Thời gian khởi động (ứng với
tối thiểu ba trạng thái nóng, ấm và lạnh) (đơn vị: phút);
d) Trạng thái tổ máy: mỗi tổ máy
có thể được mô phỏng tại một trong các trạng thái sau:
- Tổ máy có thể phát công suất;
- Tổ máy không thể phát công suất;
- Tổ máy bắt buộc phải nối lưới
và công suất phát phải lớn hơn hoặc bằng công suất tối thiểu;
- Tổ máy bắt buộc phải nối lưới
và phát công suất theo biểu đồ cho trước.
đ) Suất tiêu hao nhiên liệu (đơn
vị BTU/kWh) và nguồn nhiên liệu sử dụng (chỉ rõ tên hệ thống cung cấp nhiên liệu);
e) Xác suất ngừng máy sự cố (đơn
vị: %);
g) Bản chào giá của tổ máy theo
quy định tại Thông tư số18/2010/TT- BCT.
4. Mô phỏng tổ máy thuỷ điện
a) Vị trí đặt (thuộc nhà máy nào
nối vào nút nào trong mô phỏng các vùng trong hệ thống điện) và các đặc tính
thuỷ văn tương ứng của lưu vực sông, hồ, đập thuỷ điện được quy định tại khoản
5 Điều này;
b) Công suất hữu công định mức
(đơn vị: MW)
c) Quan hệ giữa cột áp và công
suất hữu công khả dụng;
d) Thời gian khởi động (đơn vị:
phút);
đ) Trạng thái tổ máy: mỗi tổ máy
có thể được mô phỏng tại một trong các trạng thái sau:
- Tổ máy có thể phát công suất;
- Tổ máy không thể phát công suất;
- Tổ máy bắt buộc phải nối lưới
và công suất phát phải lớn hơn hoặc bằng công suất tối thiểu;
- Tổ máy bắt buộc phải nối lưới
và phát công suất theo biểu đồ cho trước.
e) Hệ số phát điện (MW/m3/s);
g) Xác suất ngừng máy sự cố (đơn
vị: %);
h) Quan hệ lưu lượng chạy máy với
công suất tại các cột áp khác nhau:
với một nhà máy nhiều tổ máy
quan hệ này thể hiện cho tất cả các tổ máy và với riêng từng tổ máy;
i) Bản chào giá của tổ máy theo
quy định tại Thông tư số18/2010/TT- BCT
5. Mô phỏng thuỷ văn, hồ chứa và
dòng chảy
a) Lưu lượng nước về hồ thuỷ điện
tại từng giờ trong chu kỳ tính toán (đơn vị: m3/s);
b) Mực nước dâng bình thường
(đơn vị: m3);
c) Mực nước chết (đơn vị: m3);
d) Mực nước đầu chu kỳ tính toán
(đơn vị: m);
đ) Hệ số bốc hơi (đơn vị: m3/s);
e) Cấu hình dòng chảy: thể hiện
sự liên kết của các hồ và các đặc tính dòng chảy giữa các hồ mà các đặc tính và
sự liên kết này ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các nhà máy thuỷ điện trên
những dòng chảy đó;
g) Quan hệ giữa thể tích hồ và hệ
số phát điện của nhà máy, tổ máy thuỷ điện tương ứng;
h) Quan hệ giữa thể tích hồ và mức
nước thượng lưu nhà máy thuỷ điện tương ứng;
i) Quan hệ giữa mực nước hạ lưu
và lưu lượng chạy máy của nhà máy thuỷ điện tương ứng.
6. Mô phỏng đường dây liên kết
Đường dây liên kết trong Chương
trình mô phỏng thị trường là tập hợp của các đường dây truyền tải nối các vùng
tương ứng và phải được mô tả các đặc tính sau đây:
a) Điểm đầu, điểm cuối của đường
dây liên kết;
b) Quan hệ giữa tổn thất truyền
tải và trào lưu truyền tải (đơn vị %); tổn thất truyền tải được tính cộng vào
phụ tải.
c) Trạng thái đường dây liên kết:
mỗi đường dây liên kết có thể được mô phỏng tại một trong các trạng thái sau:
- Đường dây có thể truyền tải
công suất;
- Đường dây không thể truyền tải
công suất.
7. Mô phỏng về hệ thống cung cấp
nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện
Chương trình mô phỏng thị trường
điện phải mô tả được hệ thống cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện với
các đặc tính sau đây:
a) Nhiệt trị nhiên liệu trung
bình (đơn vị: BTU/m3 hoặc BTU/kg hoặc tương đương);
b) Các nhà máy, tổ máy nhận
nhiên liệu sơ cấp từ hệ thống cung cấp nhiên liệu;
c) Cấu hình kết nối các nhà máy,
tổ máy nhận nhiên liệu sơ cấp từ hệ thống cung cấp nhiên liệu;
d) Khả năng kết nối với hệ thống
cung cấp nhiên liệu khác.
8. Mô phỏng dự phòng quay và điều
tần
Chương trình mô phỏng thị trường
phải mô phỏng được lượng công suất dành cho dự phòng quay và điều tần, tối thiểu
bao gồm:
a) Tổng nhu cầu công suất cho dự
phòng quay và điều tần tại từng bước tính toán;
b) Danh sách các tổ máy tham gia
cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần (bao gồm lượng công suất và khả năng
tăng, giảm công suất khi đáp ứng các dịch vụ này)
Điều 7. Hàm
mục tiêu chương trình mô phỏng thị trường điện
Hàm mục tiêu chương trình mô phỏng
thị trường điện là tối thiểu tổng chi phí mua điện cho toàn bộ chu kỳ tính
toán. Tổng chi phí mua điện trong chu kỳ tính toán được xác định theo công thức
sau:
Chi phí tổng = Chi phí nhiệt điện
+ Chi phí thủy điện + Chi phí cho dự phòng quay và điều tần + Chi phí phạt vi
phạm ràng buộc + Chi phí điều chỉnh
Trong đó:
- Chi phí nhiệt điện: là tổng
chi phí mua điện từ các nhà máy nhiệt điện, được tính toán căn cứ trên bản chào
của các nhà máy nhiệt điện này;
- Chi phí thủy điện: là tổng chi
phí mua điện từ các nhà máy thuỷ điện, được tính theo bản chào của các nhà máy
thuỷ điện này;
- Chi phí cho dự phòng quay và
điều tần: là tổng chi phí cho các dịch vụ dự phòng quay và điều tần;
- Chi phí phạt vi phạm ràng buộc:
tổng chi phí khi vi phạm ràng buộc của các biến;
- Chi phí điều chỉnh: là tổng
chi phí được sử dụng để cải thiện hoạt động của các biến.
Điều 8. Các
ràng buộc của chương trình mô phỏng thị trường điện
1. Chương trình mô phỏng thị trường
điện phải mô tả được tối thiểu các ràng buộc của hệ thống điện theo quy định tại
các khoản 4, 5, 6, 7, 8 và 9 Điều này. Khi thêm hay bớt các ràng buộc của
Chương trình mô phỏng thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán phân tích để các ràng buộc phản ánh đúng với bản
chất vật lý của hệ thống điện.
2. Khi các ràng buộc bị vi phạm,
Chương trình mô phỏng thị trường điện phải đưa ra các thông tin về mức độ vi phạm
và đối tượng vi phạm.
3. Mỗi ràng buộc đều phải có các
hệ số chi phí phạt vi phạm ràng buộc phù hợp với các kịch bản mô phỏng thị trường
điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
4. Ràng buộc về hệ thống điện
a) Ràng buộc cân bằng nguồn - tải:
thể hiện tương quan giữa tổng công suất nguồn phát luôn cân bằng với tổng công
suất phụ tải (bao gồm cả tổn thất) tại bất kỳ thời điểm nào trong chu kỳ tính
toán;
b) Ràng buộc công suất nhóm tổ
máy: mô tả ràng buộc về lượng công suất có thể phát tối đa (hoặc tối thiểu) của
một nhóm tổ máy, bao gồm các dữ liệu sau:
- Tên các tổ máy trong nhóm;
- Giá trị công suất giới hạn của
nhóm tổ máy tương ứng;
- Khoảng thời gian diễn ra ràng
buộc trong chu kỳ tính toán;
5. Ràng buộc về đặc tính kỹ thuật
tổ máy
a) Giới hạn công suất phát tối
đa (đơn vị: MW);
b) Giới hạn công suất phát tối
thiểu (đơn vị: MW);
c) Giới hạn vùng cấm tổ máy (đơn
vị: MW);
d) Giới hạn khả năng tăng tải
(đơn vị: MW/phút);
đ) Giới hạn khả năng giảm tải
(đơn vị: MW/phút);
e) Giới hạn số giờ ngừng máy tối
thiểu (đơn vị: giờ);
g) Giới hạn số giờ chạy máy tối
thiểu (đơn vị: giờ);
h) Số lần khởi động tối đa trong
một khoảng thời gian nhất định;
i) Giới hạn tổng sản lượng phát
của tổ máy, nhà máy trong một chu kỳ thời gian nhất định (đơn vị: MWh/ngày hoặc
MWh/tuần hoặc MWh/tháng). Chu kỳ thời gian có thể là một ngày, một tuần hay một
tháng.
6. Ràng buộc về thuỷ năng
a) Ràng buộc cân bằng nước: xét
tại một chu kỳ bất kỳ, tại một hồ thuỷ điện bất kỳ phải đảm bảo phương trình
cân bằng nước như sau:
Vđầu
+ Vvề = V cuối + Vchạy máy + Vxả +
Vbốc hơi
Trong đó:
- Vđầu: tổng lượng nước trong hồ
tại đầu chu kỳ (đơn vị: m3);
- Vvề: tổng lượng nước về hồ
trong chu kỳ (đơn vị: m3);
- Vcuối: tổng lượng nước trong hồ
tại cuối chu kỳ (đơn vị: m3);
- Vxả: tổng lượng nước xả trong
chu kỳ (đơn vị: m3);
- Vbốc hơi: tổng lượng nước bốc
hơi và các hao hụt vật lý khác (đơn vị: m3);
b) Ràng buộc mực nước cuối chu kỳ
tính toán (đơn vị: m). Ràng buộc này
có thể đưa dưới dạng thể tích hồ
cuối chu kỳ tính toán (đơn vị: m3);
c) Giới hạn lượng nước tối thiểu,
tối đa trong hồ tại từng thời điểm tính toán (đơn vị: m3). Ràng buộc này có thể
được thể hiện dưới dạng giới hạn mực nước hồ tối thiểu, tối đa trong hồ tại từng
thời điểm tính toán (đơn vị: m);
d) Giới hạn lượng nước xả xuống
hạ lưu qua cửa xả tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (đơn vị:
m3/s);
đ) Giới hạn tổng lượng nước xả
xuống hạ lưu (qua cửa xả và qua tuabin) tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm
tính toán (đơn vị: m3/s);
e) Giới hạn mực nước hạ lưu tối
thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (đơn vị: m).
7. Ràng buộc về hệ thống cung cấp
nhiên liệu: đối với mỗi hệ thống cung cấp nhiên liệu phải mô tả được các ràng
buộc sau:
a) Giới hạn cung cấp nhiên liệu
của toàn hệ thống cung cấp nhiên liệu và cho từng nhà máy trong hệ thống cung cấp
nhiên liệu tại từng thời điểm tính toán (đơn vị: BTU/giờ hoặc tương đương);
b) Giới hạn cung cấp nhiên liệu
của toàn hệ thống cung cấp nhiên liệu và cho từng nhà máy trong hệ thống cung cấp
nhiên liệu tại từng chu kỳ thời gian (đơn vị: BTU/giờ hoặc tương đương). Chu kỳ
thời gian có thể là một ngày, một tuần hay một tháng;
c) Giới hạn trao đổi nhiên liệu
của đường kết nối với hệ thống cung cấp nhiên liệu khác (đơn vị BTU/giờ hoặc
tương đương).
8. Ràng buộc về đường dây liên kết
a) Giới hạn khả năng truyền tải
tối đa từ nút đầu đến nút cuối tại từng thời điểm tính toán (đơn vị: MW);
b) Giới hạn khả năng truyền tải
tối đa từ nút cuối đến nút đầu tại từng thời điểm tính toán (đơn vị: MW);
c) Giới hạn công suất của một đường
dây truyền tải là giá trị giới hạn nhiệt hoặc giá trị giới hạn ổn định tĩnh của
đường dây tuỳ theo giá trị nào nhỏ hơn;
d) Khả năng truyền tải tối đa của
đường dây liên kết là giá trị lớn nhất của tổng công suất các đường dây truyền
tải cấu thành tương ứng khi một trong số các đường dây truyền tải này đạt mức
giới hạn công suất.
9. Ràng buộc về công suất đáp ứng
các dịch vụ phụ trợ
a) Tổng công suất dự phòng quay
do các tổ máy cung cấp phải lớn hơn hoặc bằng yêu cầu tổng công suất dự phòng
quay của toàn hệ thống hoặc tại nút quy định;
b) Tổng công suất dành cho điều
tần do các tổ máy cung cấp phải lớn hơn hoặc bằng yêu cầu tổng công suất dành
cho điều tần của toàn hệ thống.
Điều 9. Kết
quả đầu ra của chương trình mô phỏng thị trường điện
Chương trình mô phỏng thị trường
điện cho mỗi chu kỳ tính toán (chu kỳ tính toán có thể là một ngày, một tuần, một
tháng hoặc một năm tuỳ theo dữ kiện xác định ban đầu) phải đưa ra được tối thiểu
các kết quả sau:
1. Giá biên từng giờ của từng
nút theo kịch bản mô phỏng Lập lịch có ràng buộc (đơn vị: đ/kWh).
2. Giá biên từng giờ của toàn hệ
thống điện theo kịch bản mô phỏng Lập lịch không ràng buộc (đơn vị: đ/kWh).
3. Kết quả của tổ máy thuỷ điện
và hồ chứa
a) Mực nước thượng lưu, hạ lưu của
mỗi hồ thuỷ điện từng giờ trong chu kỳ tính toán (đơn vị: m);
b) Lưu lượng chạy máy từng giờ của
từng nhà máy/tổ máy(đơn vị: m3/s);
c) Lưu lượng xả từng giờ của từng
nhà máy/tổ máy(đơn vị: m3/s);
d) Sản lượng điện của nhà máy, tổ
máy từng giờ (đơn vị: MWh);
đ) Công suất dự phòng quay của tổ
máy trong từng giờ trong chu kỳ tính toán (đơn vị: MW);
e) Công suất dành cho điều tần của
tổ máy trong từng giờ trong chu kỳ tính toán (đơn vị: MW);
g) Giá trị điện năng hiệu dụng của
từng tổ máy (đơn vị: đ/kWh).
4. Kết quả của tổ máy nhiệt điện
và hệ thống cung cấp nhiên liệu:
a) Tổng lượng nhiên liệu tiêu thụ
từng giờ của từng nhà máy và mỗi hệ thống cung cấp nhiên liệu;
b) Sản lượng điện của nhà máy, tổ
máy từng giờ (đơn vị: MWh);
c) Công suất dự phòng quay của tổ
máy trong từng giờ trong chu kỳ tính toán (đơn vị: MW);
d) Công suất dành cho điều tần của
tổ máy trong từng giờ trong chu kỳ tính toán (đơn vị: MW).
Chương III
TRÌNH TỰ TÍNH TOÁN MÔ PHỎNG
THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 10.
Thu thập số liệu
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm thu thập và cập nhật số liệu theo Quy trình lập
kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới và tuần tới để tiến hành
tính toán mô phỏng thị trường.
Điều 11. Mô
phỏng hệ thống điện
Việc tính toán mô phỏng thị trường
điện phải mô phỏng tối thiểu những số liệu đầu vào sau đây:
1. Mô phỏng hệ thống điện
a) Mô phỏng các vùng trong hệ thống
điện theo quy định tại khoản 1 Điều 6 Quy trình này;
b) Mô phỏng phụ tải hệ thống điện
theo quy định tại khoản 2 Điều 6 Quy trình này;
c) Mô phỏng các ràng buộc của hệ
thống điện theo quy định tại khoản 4 Điều 8 Quy trình này;
d) Điện năng xuất khẩu tại một
nút được mô phỏng thành lượng phụ tải cộng thêm tại nút đó với biểu đồ cố định
cho trước.
2. Mô phỏng tổ máy
a) Mô phỏng tổ máy nhiệt điện
theo quy định tại khoản 3 Điều 6 Quy trình này;
b) Mô phỏng tổ máy thuỷ điện
theo quy định tại khoản 4 Điều 6 Quy trình này;
c) Mô phỏng các ràng buộc đặc
tính kỹ thuật tổ máy theo quy định tại khoản 5 Điều 8 Quy trình này;
d) Tổ máy đang sửa chữa hoặc
chưa đưa vào vận hành được mô phỏng thành tổ máy không có khả năng phát công suất
trong thời gian tương ứng;
đ) Tổ máy trong giai đoạn chạy
thử nghiệm thu hoặc thí nghiệm có biểu đồ cố định được mô phỏng thành tổ máy bắt
buộc phải nối lưới và phát công suất theo biểu đồ cho trước;
e) Điện năng nhập khẩu tại một
nút được mô phỏng thành tổ máy bắt buộc phải nối lưới và phát công suất theo biểu
đồ cho trước.
3. Bản chào giá của từng tổ máy
từng giờ trong chu kỳ tính toán
4. Mô phỏng thuỷ văn, hồ chứa và
dòng chảy
a) Mô phỏng đặc tính thuỷ văn, hồ
chứa và cấu trúc dòng chảy theo quy định tại khoản 5 Điều 6 Quy trình này;
b) Mô phỏng các ràng buộc về thuỷ
năng theo quy định tại khoản 6 Điều 8 Quy trình này.
5. Mô phỏng hệ thống cung cấp
nhiên liệu
a) Mô phỏng hệ thống cung cấp
nhiên liệu theo quy định tại khoản 7 Điều 6 Quy trình này;
b) Mô phỏng các ràng buộc của hệ
thống cung cấp nhiên liệu theo quy định tại khoản 7 Điều 8 Quy trình này.
6. Mô phỏng đường dây liên kết
a) Mô phỏng đường dây liên kết
theo quy định tại khoản 6 Điều 6 Quy trình này;
b) Mô phỏng các ràng buộc của mỗi
đường dây liên kết theo quy định tại khoản 8 Điều 8 Quy trình này;
c) Đường dây liên kết trong giai
đoạn sửa chữa được mô phỏng thành đường dây không thể phát điện hoặc ràng buộc
giới hạn truyền tải tối đa được giảm tương ứng.
7. Mô phỏng dự phòng quay và điều
tần
a) Mô phỏng dự phòng quay và điều
tần theo quy định tại khoản 8 Điều 6 Quy trình này;
b) Mô phỏng các ràng buộc về dự
phòng quay và điều tần theo quy định tại khoản 9 Điều 8 Quy trình này.
Điều 12.
Tính toán chương trình
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán mô phỏng thị trường điện theo thời
gian biểu theo thời gian biểu quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới, tháng tới và tuần tới.
Điều 13.
Công bố kết quả
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố, lưu trữ kết quả theo theo thời gian biểu
theo thời gian biểu quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện
năm tới, tháng tới và tuần tới và Quy trình vận hành hệ thống thông tin và công
bố thông tin thị trường.
Chương IV
MÔ PHỎNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
NĂM TỚI, THÁNG TỚI, TUẦN TỚI
Điều 14. Mô
phỏng thị trường điện năm tới
1. Chu kỳ tính toán là 01 năm kể
từ 01 giờ ngày 01 tháng 01 đến hết 24 giờ ngày 31 tháng 12 của năm tương ứng.
2. Mức nước đầu năm của từng hồ
thuỷ điện được xác định từ kết quả tính toán giá trị nước tháng tới gần nhất
theo Quy trình tính toán giá trị nước.
3. Mức nước cuối năm của từng hồ
thuỷ điện được xác định từ kết quả chương trình tính toán giá trị nước của năm
tương ứng.
4. Các số liệu đầu vào khác được
thu thập theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới
và tuần tới.
Điều 15. Mô
phỏng thị trường điện tháng tới
1. Chu kỳ tính toán là 01 tháng
kể từ 01 giờ ngày 01 đến hết 24 giờ ngày cuối tháng tương ứng.
2. Mức nước đầu tháng và cuối
tháng của từng hồ thuỷ điện được xác định từ kết quả tính toán giá trị nước tuần
tới gần nhất theo Quy trình tính toán giá trị nước
3. Các số liệu đầu vào khác được
thu thập theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới
và tuần tới
Điều 16. Mô
phỏng thị trường điện tuần tới
1. Chu kỳ tính toán là 01 tuần kể
từ 01 giờ ngày thứ hai đến hết 24 giờ ngày chủ nhật tuần tương ứng.
2. Mức nước đầu tuần và cuối tuần
của từng hồ thuỷ điện được xác định từ kết quả tính toán giá trị nước tuần liền
kề trước đó theo Quy trình tính toán giá trị nước
3. Các số liệu đầu vào khác được
thu thập theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới
và tuần tới./.