• Lưu trữ
  • Thông báo
  • Ghi chú
  • Facebook
  • Google
    • 12
 

Thông tư 30/2019/TT-BCT sửa đổi Thông tư 25/2016/TT-BCT quy định về hệ thống điện truyền tải và Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định hệ thống điện phân phối do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Tải về Thông tư 30/2019/TT-BCT
Bản Tiếng Việt

BỘ CÔNG THƯƠNG
-------

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

Số: 30/2019/TT-BCT

Hà Nội, ngày 18 tháng 11 năm 2019

 

THÔNG TƯ

SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU CỦA THÔNG TƯ SỐ 25/2016/TT-BCT NGÀY 30 THÁNG 11 NĂM 2016 CỦA BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG QUY ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI VÀ THÔNG TƯ SỐ 39/2015/TT-BCT NGÀY 18 THÁNG 11 NĂM 2015 CỦA BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG QUY ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đi, b sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyn hạn và cơ cu t chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đi, b sung một s điều của Luật Điện lực;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư sửa đổi, b sung một s điều của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư s 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phi.

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải

1. Bổ sung Khoản 5a sau Khoản 5, Khoản 6a sau Khoản 6 Điều 3 như sau:

“5a. Công suất định mức của nhà máy điện là tổng công suất định mức của các t máy trong nhà máy điện ở chế độ vận hành n định, bình thường và được nhà sản xuất công bố theo thiết kế của tổ máy. Đối với nhà máy điện mặt trời, công suất định mức của nhà máy điện mặt trời là công suất điện xoay chiu ti đa có thể phát được của nhà máy được tính toán và công bố, phù hợp với công suất điện một chiều của nhà máy điện mặt trời theo quy hoạch.

6a. DIM (viết tắt theo tiếng Anh: Dispatch Instruction Management) là hệ thống quản lý thông tin lệnh điều độ giữa cấp điều độ có quyền điều khiển với nhà máy điện hoặc Trung tâm Điều khiển các nhà máy điện.”

2. Sửa đổi Khoản 10, Khoản 35, Khoản 49, Khoản 53 Điều 3 như sau:

“10. Điều khiển tần s trong hệ thống điện (sau đây viết tắt là điều khiển tần số) là quá trình điều khiển trong hệ thống điện để duy trì sự vận hành ổn định của hệ thống, bao gồm điều khiển tần số sơ cấp, điều khin tn s thứ cp và điều khiển tần số cấp 3:

a) Điều khiển tần số sơ cấp là quá trình điều khiển tức thời tần số hệ thống điện được thực hiện tự động bởi số lượng lớn các tổ máy phát điện có trang bị hệ thống điều tốc;

b) Điều khiển tần số thứ cấp là quá trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số sơ cấp được thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC nhằm đưa tần số về dải làm việc lâu dài cho phép.

c) Điều khiển tần số cấp 3 là quá trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số thứ cấp được thực hiện bằng lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân b kinh tế công suất phát các tổ máy phát điện.

35. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) và mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) là giá trị đo theo tiêu chuẩn quốc gia hiện hành. Trường hợp giá trị đo Pst và Plt chưa có trong tiêu chuẩn quốc gia, đo theo Tiêu chuẩn IEC hiện hành do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố.

49. Thiết bị n định hệ thng điện PSS (viết tắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ sung tác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp (AVR) để làm suy giảm mức dao động công suất trong hệ thống điện.

53. Sa thải phụ tải tự động là tác động cát tải tự động của rơ le theo tín hiệu tần số, điện áp, mức công suất truyền tải của hệ thống điện khi tần số, điện áp, mức công suất truyền tải ra ngoài ngưỡng cho phép theo tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”.

3. Sửa đổi Điều 7 như sau:

Điều 7. Cân bằng pha

1. Trong chế độ vận hành bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3% điện áp danh định đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.

2. Cho phép thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện truyền tải trong một số thời điểm vượt quá giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.”.

4. Sửa đổi Khoản 1, Khoản 2 và bổ sung Khoản 6 Điều 8 như sau:

1. Sóng hài điện áp

a) Tng biến dạng sóng hài điện áp là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản được tính theo công thức sau:

Trong đó:

- THD: Tổng biến dạng sóng hài điện áp;

-Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;

-Vl: Giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (tần số 50 Hz).

b) Giá trị cực đại cho phép của tổng biến dạng sóng hài điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

2. Sóng hài dòng điện

a) Tổng biến dạng sóng hài dòng điện là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện với giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản ở chế độ phụ tải, công suất phát cực đại được tính theo công thức sau:

Trong đó:

- TDD: Tổng biến dạng sóng hài dòng điện;

- Ii: Giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;

- IL: Giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải, công suất phát cực đại (phụ tải, công suất phát cực đại là giá trị trung bình của 12 phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó, trường hợp đối với các đấu nối mới hoặc không thu thập được giá trị phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó thì sử dụng giá trị phụ tải, công suất phát cực đại trong toàn bộ thời gian thực hiện phép đo).

b) Giá trị cực đại cho phép của tổng biến dạng sóng hài dòng điện do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

6. Cho phép đỉnh nhọn bt thường của sóng hài trên lưới điện truyền tải vượt quá tổng biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95 % giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nht 01 tun và tn sut ly mu 10 phút/ln không được vượt quá giới hạn quy định”.

5. Sửa đổi Điều 12 như sau:

“Điều 12. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

1. Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép

a) Trị số dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự c bằng bảo vệ chính trong hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 6 như sau:

Bảng 6

Dòng điện ngn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính

Cấp điện áp

Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)

Thời gian tối đa loại trừ s cố bằng bảo v chính

(ms)

500 kV

50

80

220 kV

50

100

b) Bảo vệ chính trang thiết bị điện là bảo vệ chủ yếu và được lp đặt, chỉnh định để thực hiện tác động trước tiên, đảm bảo các tiêu chí về độ chọn lọc, độ tin cậy tác động và thời gian tác động của hệ thống bảo vệ khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đối với trang thiết bị được bảo vệ;

c) Thanh cái 110 kV của các trạm biến áp 500 kV, 220 kV trong lưới điện truyền tải được áp dụng dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép là 40 kA.

2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết bị vào vận hành và chịu đựng được dòng điện ngn mạch này trong thời gian ti thiu từ 01 giây trở lên.

3. Đối với tổ máy thủy điện và nhiệt điện có công suất lớn hơn 30 MW, tổng giá trị điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa của tổ máy phát điện (Xd’’-%) và điện kháng ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (Uk-%) tính trong hệ đơn vị tương đi (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40%.

Trường hp không đáp ứng được yêu cầu trên, chủ đầu tư có trách nhiệm tính toán, đầu tư và lắp đặt thêm kháng điện để tổng giá trị của Xd’’, Uk và kháng điện tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40%.

4. Các công trình điện đấu nối vào hệ thống điện truyền tải có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6 thì chủ đu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng các biện pháp để dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6. 5.

5. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối tại thời điểm hiện tại và theo tính toán trong ít nhất 10 năm tiếp theo để Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phối hợp trong quá trình đu tư, lp đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết bị vào vận hành.”.

6. Sửa đổi Khoản 3 Điều 28 như sau:

“3. Trường hợp phương án đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng có nhu cầu đấu nối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo quy định.”.

7. Sửa đổi Khoản 1 Điều 31 như sau:

“1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và cấp điều độ có quyền điều khin; đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiu phục vụ công tác điều độ, vận hành trong hệ thống điện truyền tải gồm kênh trực thông, điện thoại, fax và DIM phải hoạt động tin cậy và liên tục.”.

8. Sửa đổi Khoản 1, Khoản 2 Điều 32 như sau:

“1. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết nối độc lập về mặt vật lý với hệ thống SCADA của cấp điều độ có quyền điều khin.

2. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập một kết nối với hệ thống SCAD A của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển.”.

9. Sửa đổi Điều 36 như sau:

“Điều 36. Hệ thống sa thải phụ tải tự động

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan đ thống nhất lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thng sa thải phụ tải tự động trong hệ thống điện của mình theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Hệ thống sa thải phụ tải tự động phải được thiết kế, chỉnh định đảm bảo các yêu cầu sau:

a) Độ tin cậy không nhỏ hơn 99%;

b) Việc sa thải không thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ hệ thống điện;

c) Trình tự sa thải và lượng công suất sa thải phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có quyền điều khiển, không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có sự cho phép của cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Trình tự khôi phục phụ tải điện phải tuân thủ theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển.”.

10. Sửa đổi Khoản 2 Điều 37 như sau:

“2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển

a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin

- Có một đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống thông tin của cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;

- Có hai đường truyền dữ liệu (một đường truyền làm việc, một đường truyền dự phòng) kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khin thực hiện điều khiển từ xa;

- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax, DIM và mạng máy tính phải hoạt động tốt.

b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

- Có một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;

- Có hai kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa;

c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện về Trung tâm điều khiển.”.

11. Sửa đổi Khoản 3 Điều 38 như sau:

“3. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp khi tần số lệch ra khỏi dải chết của hệ thống điều tốc và đáp ứng toàn bộ công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 15 giây và duy trì công suất này tối thiểu 15 giây. Công suất điều khiển tần số sơ cấp ca tổ máy được tính toán theo độ lệch tn s thực tế và các thông s cài đặt do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu cầu.”.

12. Sửa đổi Điều 42 như sau:

“Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mt trời

1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng theo các chế độ sau:

a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);

b) Chế độ điều khiển công suất phát:

Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều độ trong các trường hợp sau:

- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất lớn nhất có thể;

- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất đúng giá trị giới hạn theo lệnh điều độ với sai số trong dải ±01% công suất định mức.

2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:

Bảng 8

Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tương ng với các dải tần s của hệ thống điện

Di tn s của hệ thng đin

Thời gian duy trì tối thiểu

Từ 47,5 HZ đến 48,0 Hz

10 phút

Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz

30 phút

Từ 49 Hz đến 51 Hz

Phát liên tc

Trên 51 Hz đến 51,5 Hz

30 phút

Trên 51,5 Hz đến 52 Hz

01 phút

3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng giảm công suất tác dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop characteristics) trong dải từ 2% đến 10%. Giá trị cài đặt độ dc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác định.

4. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc tính như hình vẽ dưới đây và mô tả tại Điểm a, Điểm b Khoản này:

a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bng 20% công suất tác dụng định mức và điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối ứng với công suất định mức;

b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có th giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của nhà máy điện.

5. Chế độ điều khiển điện áp và công suất phản kháng:

a) Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng theo các chế độ sau:

- Chế độ điều khiển điện áp theo đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính quan hệ điện áp/công suất phản kháng);

- Chế độ điều khin theo giá trị đặt công suất phản kháng;

- Chế độ điều khiển theo hệ số công suất.

b) Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp danh định, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5% điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản kháng của tổ máy phát điện còn nằm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành trong thời gian không quá 05 giây.

6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đu ni trong thời gian như sau:

a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;

b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:

Tmin = 4 x U - 0,6

Trong đó:

- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đối).

c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.

7. Độ mất cân bằng pha, tổng biến dạng sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 7, Điều 8 và Điều 9 Thông tư này.

8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện”.

13. Sửa đổi Điểm a Khoản 2 Điều 59 như sau:

“a) Mức dự phòng điều tần thứ cấp, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức yêu cầu ở chế độ vận hành bình thường”.

14. Sửa đổi Điểm b Khoản 3 Điều 64 như sau:

“b) Sa thải phụ tải theo từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải hoc sa thải ph tải theo lnh điều đ.”

15. Bổ sung Khoản 2a sau Khoản 2 Điều 69 như sau:

“2a. Cung cấp thông tin về nguồn năng lượng sơ cấp (thông tin về thủy văn đối với nhà máy thủy điện, than - dầu - chất đốt đối vi nhà máy nhiệt điện, thông tin quan trắc khí tượng đối với nhà máy điện gió, mặt trời), dự báo công suất, sản lượng của nhà máy và truyền số liệu về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”

16. Sửa đổi Điều 72 như sau:

“Điều 72. Các loi dch v ph tr

Các loại dịch vụ phụ trợ trong hệ thống điện bao gồm:

1. Điều khiển tần số thứ cấp (Điều tần thứ cấp).

2. Khởi động nhanh.

3. Điều chỉnh điện áp.

4. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.

5. Khởi động đen.

17. Sửa đổi Điều 73 như sau:

“Điều 73. Yêu cầu kỹ thut đối với các dịch vụ ph tr

1. Điều tần thứ cấp: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp phải có khả năng bắt đầu cung cấp công suất điều tần trong vòng 20 giây kể từ khi nhận được tín hiệu AGC từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và cung cấp toàn bộ công suất điều tần thứ cấp đã đăng ký trong vòng 10 phút và duy trì mức công suất này tối thiểu 15 phút.

2. Khởi động nhanh: T máy phát điện cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 25 phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu 08 giờ.

3. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công suất phản kháng ngoài dải điều chỉnh quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này, đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 01 giờ và duy trì mức công suất định mức ti thiểu trong 08 giờ (không bao gồm thời gian khởi động).

5. Khởi động đen: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái nguội mà không cần nguồn cấp từ hệ thng điện quc gia và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho hệ thống điện sau khi đã khởi động thành công.”

18. Sửa đổi Điều 74 như sau:

“Điều 74: Xác định nhu cầu và vận hành dịch vụ phụ trợ

1. Nguyên tắc chung để xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, bao gồm:

a) Đảm bảo duy trì mức d phòng điện năng và công suất của hệ thống điện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành và an ninh hệ thống điện;

b) Đảm bảo chi phí tối thiểu phù hợp với các điều kiện, ràng buộc trong hệ thống điện quốc gia.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia theo Quy trình xác định nhu cầu và vận hành dịch vụ phụ trợ do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực thông qua nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia năm tới để làm cơ sở lập kế hoạch mua và huy động các dịch vụ phụ trợ trong kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới.”

19. Sửa đổi Điểm b Khoản 1 Điều 85 như sau:

“b) Khi xảy ra trạng thái mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động các t máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và điều chỉnh công suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ vào thứ tự huy động của các tổ máy phát điện trong hệ thống để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái cân bằng và duy trì mức dự phòng theo quy định.”

20. Bổ sung Khoản 4 Điều 90 như sau:

“4. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).”.

21. Bổ sung Khoản 5 Điều 91 như sau:

“5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).”.

Điều 2. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối

1. Bổ sung Khoản 3a sau Khoản 3 Điều 3 như sau:

“3a. Công suất định mức của nhà máy điện là tng công suất định mức của các tổ máy trong nhà máy điện ở chế độ vận hành ổn định, bình thường và được nhà sản xuất công bố theo thiết kế của tổ máy. Đối với nhà máy điện mặt trời, công suất định mức của nhà máy điện mặt trời là công suất điện xoay chiều tối đa có thể phát được của nhà máy được tính toán và công bố trong thiết kế kỹ thuật đã được phê duyệt, phù hợp với công suất điện một chiều của nhà máy điện mặt trời theo quy hoạch.”.

2. Sửa đổi, bổ sung Điều 5 như sau:

“Điều 5. Điện áp

1. Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phi bao gm 110 kV, 35 kV, 22 kV, 15 kV, 10 kV, 06 kV và 0,38 kV.

2. Độ lệch điện áp vận hành cho phép trên lưới điện phân phối trong chế độ vận hành bình thường:

a) Độ lệch điện áp vận hành cho phép tại thanh cái trên lưới điện phân phối của Đơn vị phân phối điện so với điện áp danh định là + 10% và - 05%;

b) Độ lệch điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối so với điện áp danh định như sau:

- Tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện là ± 05%;

- Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là + 10% và - 05%;

- Trường hợp nhà máy điện và khách sử dụng điện đu ni vào cùng một thanh cái, đường dây trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ thuật vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp cho khách hàng sử dụng điện theo quy định.

3. Đối với lưới điện chưa ổn định sau sự cố, cho phép độ lệch điện áp tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng + 5% và - 10% so với điện áp danh định.

4. Trong chế độ sự cố hệ thống điện hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trên lưới điện phân phối trong khoảng ± 10% so với điện áp danh định.

5. Trong thời gian sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110% điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.

6. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trên lưới điện phân phối do phụ tải của khách hàng sử dụng điện dao động hoặc do thao tác thiết bị đóng cắt trong nội bộ nhà máy điện gây ra không được vượt quá 2,5% điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện áp vận hành cho phép được quy định tại Khoản 2 Điều này.

7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện áp cao hơn so với quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện. Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm lấy ý kiến của cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thỏa thuận thống nhất với khách hàng”.

3. Sửa đổi Điều 6 như sau:

“Điều 6. Cân bằng pha

1. Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không vượt quá 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.

2. Cho phép thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện phân phối trong một số thời điểm vượt quá giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo với thời gian đo là ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định”.

4. Sửa đổi, bổ sung Điều 7 như sau:

“Điều 7. Sóng hài

1. Sóng hài điện áp:

a) Tổng biến dạng sóng hài điện áp là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản được tính theo công thức sau:

Trong đó:

- THD: Tổng biến dạng sóng hài điện áp; Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;

- Vl: Giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (tần số 50 Hz).

b) Độ biến dạng sóng hài điện áp tối đa cho phép trên lưới điện phân phối quy định trong Bảng 1a như sau:

Bảng 1a

Độ biến dạng sóng hài điện áp ti đa cho phép

Cấp điện áp

Tổng biến dạng sóng hài (THD)

Biến dạng riêng l

110kV

3,0%

1,5%

Trung áp

5%

3,0%

Hạ áp

8%

5%

2. Sóng hài dòng điện:

a) Tổng biến dạng sóng hài dòng điện là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện với giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản ở phụ tải/công suất phát cực đại được tính theo công thức sau:

Trong đó:

- TDD: Tổng biến dạng sóng hài dòng điện;

- Ii: Giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;

- IL: Giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải, công suất phát cực đại (phụ tải, công suất phát cực đại là giá trị trung bình của 12 giá trị phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó, trường hợp đối với các đấu nối mới hoặc không thu thập được giá trị phụ tải, công suất cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó thì sử dụng giá trị phụ tải, công suất phát cực đại trong toàn bộ thời gian thực hiện phép đo).

b) Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài dòng điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 1b như sau:

Bảng 1b

Độ biến dạng sóng hài dòng điện tối đa cho phép đối với nhà máy điện

Cấp điện áp

Tổng biến dạng

Biến dạng riêng lẻ

110kV

3%

2%

Trung áp, hạ áp

5%

4%

c) Phụ tải điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài dòng điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 1c như sau:

Bảng 1c

Biến dạng sóng hài dòng điện tối đa cho phép đi với phụ tải điện

Cấp điện áp

Tổng biến dạng

Biến dạng riêng l

110 kV

4%

3,5%

Trung áp

8%

7%

Hạ áp

12% nếu phụ tải 50 kW

20% nếu phụ tải <50 kW

10% nếu phụ tải 50 kW

15% nếu phụ tải <50 kW

3. Cho phép đỉnh nhọn bất thường của sóng hài trên lưới điện phân phối vượt quá tổng biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.”.

5. Sửa đổi Điều 8 như sau:

“Điều 8. Nhấp nháy điện áp

1. Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:

Bảng 2

Mức nhp nháy điện áp

Cấp điện áp

Mức nhấp nháy cho phép

110kV

Pst95% = 0,80

Plt95% = 0,60

Trung áp

Pst95% = 1,00

Plt95% = 0,80

Hạ áp

Pst95% = 1,00

Plt95% = 0,80

2. Mức nhp nháy điện áp ngn hạn (Pst) và mức nhp nháy điện áp dài hạn (Plt) là giá trị đo theo tiêu chuẩn quốc gia hiện hành. Trường hợp giá trị đo Pst và Plt chưa có trong tiêu chuẩn quốc gia, đo theo Tiêu chun IEC hiện hành do y ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố. ”.

6. Sửa đổi Điều 9 như sau:

“Điều 9. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

1. Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép trên lưới điện phân phối và thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính được quy định trong Bảng 3 như sau:

Bảng 3

Dòng điện ngắn mạch lớn nht cho phép và thời gian ti đa loại trừ sự c

Điện áp

Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép

(kA)

Thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo v chính

(ms)

110kV

31,5

150

Trung áp

25

500

2. Thiết bị đóng ct trên lưới điện phân phối phải có đủ khả năng ct dòng điện ngắn mạch lớn nhất qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết bị vào vận hành và chịu đựng dòng điện ngắn mạch này trong thời gian tối thiểu 01 giây trở lên.

3. Đối với đường dây trung áp có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ gia các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị trí đóng cắt lớn hơn giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải nhỏ hơn 01 giây và phải đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.

4. Các công trình điện đấu nối vào hệ thống điện phân phối có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 3, chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng các biện pháp để dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 3.

5. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối để Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phối hp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ khi dự kiến đưa thiết bị vào vận hành.”.

7. Bổ sung Điều 17a sau Điều 17 như sau:

“Điều 17a. Công bố thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng

1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng của tháng trước liền kề.

2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng của năm trước liền kề.”.

8. Sửa đổi Khoản 2 Điều 28 như sau:

“2. Trường hợp phương án đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối biết đ thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo quy định.”.

9. Sửa đổi Điều 32 như sau:

“Điều 32. Yêu cầu về biến dạng sóng hài

Biến dạng sóng hài cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối phải đảm bảo các yêu cu quy định tại Điều 7 Thông tư này.”.

10. Sửa đổi Khoản 1, Khoản 2 Điều 38 như sau:

“1. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên (không phân biệt cấp điện áp đấu nối) và các trạm biến áp 110 kV chưa kết ni đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết ni độc lập v mặt vật lý với hệ thống SCADA của cấp điều độ có quyn điều khiển. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.

2. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên, các trạm biến áp 110 kV đã kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập một kết nối với hệ thống SCADA ca Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển.”.

11. Sửa đổi, bổ sung Điều 40 như sau:

“Điều 40. Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt tri đấu ni vào lưi điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên

1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng theo các chế độ sau:

a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);

b) Chế độ điều khiển công suất phát:

Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều độ trong các trường hợp sau:

- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất lớn nhất có thể;

- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công sut đúng giá trị gii hạn theo lệnh điều độ với sai s trong dải ± 01% công suất định mức.

2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tn số vận hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:

Bảng 8

Thời gian ti thiu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió nhà máy điện mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện

Di tn s của h thng điện

Thời gian duy trì tối thiểu

Từ 47,5 HZ đến 48,0 Hz

10 phút

Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz

30 phút

Từ 49 Hz đến 51 Hz

Phát liên tc

Trên 51 Hz đến 51,5 Hz

30 phút

Trên 51,5 Hz đến 52 Hz

01 phút

3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng giảm công suất tác dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop characteristics) trong dải từ 2% đến 10%. Giá trị cài đặt độ dc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh do cấp điều độ có quyền điều khin tính toán và xác định.

4. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc tính như hình vẽ dưới đây và mô tả tại Điểm a, Điểm b Khoản này:

a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất tác dụng định mức và điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối ứng vi công suất định mức;

b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có th giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của nhà máy điện.

5. Chế độ điều khiển điện áp và công suất phản kháng:

a) Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng theo các chế độ sau:

- Chế độ điều khiển điện áp theo đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính quan hệ điện áp/công suất phản kháng);

- Chế độ điều khiển theo giá trị đặt công suất phản kháng;

- Chế độ điều khiển theo hệ số công suất.

b) Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp danh định, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5% điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản kháng của tổ máy phát điện còn nm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành trong thời gian không quá 05 giây.

6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian như sau:

a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;

b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:

Tmin = 4 x U - 0,6

Trong đó:

- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đi).

c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.

7. Độ mất cân bằng pha, tng biến dạng sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này.

8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”.

12. Sửa đổi, bổ sung Điều 41 như sau:

“Điều 41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp

Hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp khi đáp ứng các yêu cầu sau:

1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 20 kWp trở xuống được đấu ni vào lưới điện 01 pha hoặc 03 pha theo thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở lên phải đấu nối vào lưới điện 03 pha.

2. Tại mọi thời điểm đang nối lưới, hệ thống điện mặt trời được phép đấu ni với lưới điện hạ áp phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian ti thiu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 5a như sau:

Bảng 5a

Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần s của hệ thống điện

Di tn s của h thng đin

Thời gian duy trì tối thiểu

48 Hz đến 49 Hz

30 phút

49 Hz đến 51 Hz

Phát liên tc

51Hz đến 51,5 Hz

30 phút

3. Khi tần s hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, hệ thống điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở lên phải giảm công suất tác dụng xác định theo công thức sau:

Trong đó:

- P: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

- Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

- fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).

4. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong các dải điện áp tại điểm đấu nối theo quy định tại Bảng 5b như sau:

Bảng 5b

Thời gian ti thiu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải điện áp tại điểm đu nối

Đin áp tại điểm đấu nối

Thời gian duy trì tối thiểu

Nhỏ hơn 50% điện áp danh định

Không yêu cầu

50% đến 0,85 điện áp danh định

2 giây

85% đến 110% điện áp danh định

Vn hành liên tục

110% đến 120% điện áp danh định

2 giây

Lớn hơn 120% điện áp danh định

Không yêu cầu

5. Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp không được phát công suất phản kháng vào lưới điện và hoạt động ở chế độ tiêu thụ công suất suất phản kháng với hệ số công suất (cosφ) lớn hơn 0,98.

6. Hệ thống điện mặt trời không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiu vào lưới điện phân phối vượt quá giá trị 0,5% dòng định mức tại điểm đấu nối.

7. Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp phải tuân theo các quy định v điện áp, cân bng pha, sóng hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 10 Thông tư này.

8. Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo các yêu cầu sau:

a) Tự ngắt kết nối với lưới điện phân phối khi xảy ra sự cố nội bộ hệ thống đin mt trời;

b) Tự ngắt kết nối khi xảy ra sự cố mất điện từ lưới điện phân phối và không phát điện lên lưới khi lưới điện phân phối đang mất điện;

c) Không tự động kết nối lại lưới điện khi chưa đảm bảo các điều kiện sau:

- Tần số của lưới điện duy trì trong dải từ 48Hz đến 51Hz trong thời gian tối thiểu 60 giây;

- Điện áp tất cả các pha tại điểm đấu nối duy trì trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức trong thời gian tối thiểu 60 giây.

d) Đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 pha, khách hàng có đề nghị đấu nối phải thỏa thuận, thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân phối điện nhưng tối thiểu bao gồm các bảo vệ quy định tại các Điểm a, Điểm b, Điểm c Khoản này, bảo vệ quá áp, thấp áp và bảo vệ theo tần số”.

13. Sửa đổi Khoản 2 Điều 42 như sau:

“2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển

a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin:

- Có một đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống thông tin của cấp điều độ có quyn điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thng nhất phương thức chia sẻ thông tin;

- Có hai đường truyền dữ liệu (một đường truyền làm việc, một đường truyền dự phòng) kết ni với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa;

- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.

b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA:

- Có một kết nối với hệ thống SCADA của cấp điều độ có quyền điều khin. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;

- Có hai kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa.

c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện về Trung tâm điều khiển.”.

14. Bổ sung Khoản 3 Điều 43 như sau:

“3. Trường hợp tại thời điểm làm hồ sơ đề nghị đấu nối vào cấp điện áp trung áp và 110 kV mà chưa có đy đủ các thông tin, tài liệu quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện về việc cung cấp thông tin, tài liệu và ghi rõ trong thỏa thuận đấu ni.”.

15. Sửa đổi tên Điều 44 như sau:

“Điều 44. Trình tự thỏa thuận đấu nối đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có đề nghị đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và khách hàng sở hữu t máy phát điện có đề nghị đấu nối vào lưới điện trung áp”

16. Sửa đổi Điểm c Khoản 2 Điều 44 như sau:

c) Lấy ý kiến của cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan đến đấu nối về ảnh hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, lưới điện khu vực, yêu cầu kết nối với hệ thống thông tin và hệ thống SCADA của cấp điều độ có quyền điều khiển, các yêu cầu về rơ le bảo vệ, tự động hóa và các ni dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật với thiết bị tại điểm đấu nối;”.

17. Sửa đổi Khoản 2 Điều 45 như sau:

“2. Đi với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ khi nhận đầy đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm khảo sát hiện trường, thỏa thuận và ký Thỏa thuận đấu nối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp.”.

18. Sửa đổi Khoản 2 Điều 51 như sau:

“2. Đối với Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận đầy đủ hồ sơ đóng điện điểm đấu nối hợp lệ của Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp theo quy định tại Điều 48 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với khách hàng hoàn thành đóng điện chạy thử, nghiệm thu và đóng điện vận hành chính thức cho khách hàng có đề nghị đấu nối.”.

19. Sửa đổi Khoản 2, Khoản 6 Điều 52 như sau:

“2. Trường hợp hai bên không thống nhất về kết quả kiểm tra và nguyên nhân gây ra vi phạm, hai bên phải thỏa thuận về phạm vi kiểm tra để khách hàng thuê Đơn vị thí nghiệm độc lập tiến hành kim tra, thí nghiệm lại. Trường hợp kết quả kim tra của Đơn vị thí nghiệm độc lập cho thấy các vi phạm gây ra do thiết bị của khách hàng mà khách hàng không chấp nhận các giải pháp khắc phục hoặc không hoàn thành việc khắc phục theo thời gian đã cam kết với Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lưới điện phân phối. Thời gian khc phục do hai bên thỏa thuận, trường hợp hai bên không thống nhất được thời gian khc phục, các bên giải quyết tranh chấp theo Quy định v kiểm tra hoạt đng điện lực và sử dụng điện, giải quyết tranh chp hp đng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.”.

6. Trong quá trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện do các thiết bị thuộc sở hữu của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đ khắc phục, loại trừ nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Trường hợp nguyên nhân kỹ thuật không khắc phục được hoặc có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xu đến lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có quyền yêu cầu khách hàng tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.”.

20. Bổ sung Điểm d Khoản 2 Điều 64 như sau:

“d) Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp thông tin về nguồn năng lượng sơ cấp (thông tin v thủy văn đi với nhà máy thủy điện, than - dầu - chất đt đi với nhà máy nhiệt điện, thông tin quan trắc khí tượng đối với nhà máy điện gió, mặt trời), dự báo công suất, sản lượng của nhà máy và truyền số liệu về Cấp điều độ điều khiển theo Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.”

21. Sửa đổi Điều 79 như sau:

“Điều 79. Điều khiển phụ tải điện

1. Điều khiển phụ tải điện trong hệ thống điện bao gồm các biện pháp:

a) Ngừng, giảm mức cung cấp điện;

b) Sa thải phụ tải điện;

c) Điều chỉnh phụ tải điện của khách hàng sử dụng điện khi tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện.

2. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện thực hiện điều khiển phụ tải điện theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và Quy định nội dung, trình tự thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành.”.

22. Sửa đổi Khoản 1 Điều 82 như sau:

“1. Sa thải phụ tải tự động là sa thải do rơ le tần số, điện áp và mức công suất tác động để cắt có chọn lọc phụ tải nhằm giữ hệ thống điện vận hành trong giới hạn cho phép, tránh mất điện trên diện rộng.”.

23. Bổ sung Khoản 4 Điều 99 như sau:

“4. Tổng công ty Điện lực và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).”.

Điều 3. Bãi bỏ một số điều, khoản của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối

1. Bãi bỏ Khoản 8, Khoản 9, Khoản 36 Điều 3Chương IV Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải.

2. Bãi bỏ Chương IVĐiều 101 Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối.

Điều 4. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 03 tháng 01 năm 2020.

2. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, các đơn vị có liên quan phản ánh v Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo về Bộ Công Thương để giải quyết./.

 


Nơi nhận:
- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- Viện Ki
m sát Nhân dân Tối cao;
- T
òa án Nhân dân Tối cao;
- Ki
m toán Nhà nước;
- Bộ trư
ng, các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website: Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Điện
lực Việt Nam;
- Tập đoàn D
u khí Việt Nam;
- Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia;
- Các Tổng Công ty phát điện;
- Công ty Mua bán điện;
- Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia;
- Lưu: VT, PC,
ĐTĐL.

BỘ TRƯỞNG




Trần Tuấn Anh

 

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
...

5. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
...

6. Công suất khả dụng của tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
...

10. Điều chỉnh tần số thứ cấp là quá trình điều chỉnh tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp được thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC đối với một số tổ máy phát điện được quy định cụ thể trong hệ thống điện hoặc hệ thống sa thải phụ tải theo tần số hoặc lệnh điều độ.
...

35. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) là giá trị đo được trong khoảng thời gian 10 phút bằng thiết bị đo theo tiêu chuẩn IEC868.
...

49. Thiết bị ổn định hệ thống điện PSS (viết tắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ sung tác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp (AVR) để làm suy giảm mức dao động điện áp trong hệ thống điện.
...

53. Tự động sa thải phụ tải khi tần số thấp là tác động cắt tải tự động của rơ le tần số khi mức tần số hoặc độ dốc tần số của hệ thống điện xuống dưới ngưỡng cho phép.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 7. Cân bằng pha

Trong chế độ vận hành bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3 % điện áp danh định đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 8. Sóng hài

1. Giá trị cực đại cho phép của tổng mức biến dạng điện áp (tính theo % điện áp danh định) do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3 %.

2. Giá trị cực đại cho phép của tổng mức biến dạng phía phụ tải (tính theo % dòng điện danh định) đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 12. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

1. Trị số dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính trên hệ thống điện được quy định tại Bảng 6 như sau:

(Bảng biểu, xem nội dung tại văn bản)

2. Đối với các thanh cái 110 kV của các trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong lưới điện truyền tải, có thể áp dụng dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép là 40 kA/1s.

3. Tổng giá trị điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa của tổ máy phát điện (Xd’’-%) và điện kháng ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (Uk-%) tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40 %.

Trong trường hợp không đáp ứng được yêu cầu trên, chủ đầu tư có trách nhiệm tính toán để đầu tư, lắp đặt thêm kháng điện để tổng giá trị của Xd’’, Uk và kháng điện tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40 %.

4. Các công trình điện đấu nối vào hệ thống điện truyền tải có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6 thì chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng các biện pháp để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6.

5. Bảo vệ chính trang thiết bị điện là bảo vệ chủ yếu và được lắp đặt, chỉnh định để thực hiện tác động trước tiên, đảm bảo các tiêu chí về nhanh, nhạy, chọn lọc và độ tin cậy tác động của hệ thống bảo vệ khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đối với trang thiết bị được bảo vệ.

6. Trường hợp dòng điện ngắn mạch lớn nhất theo tính toán vượt quá giá trị quy định tại Bảng 6, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để được hướng dẫn thực hiện.

7. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối để Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 28. Các yêu cầu chung
...

3. Trường hợp phương án đề nghị đấu nối của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực được duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng có nhu cầu đấu nối về đề nghị đấu nối không phù hợp với quy hoạch. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị phê duyệt điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo Quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực do Bộ Công Thương ban hành trước khi thực hiện các bước tiếp theo về thỏa thuận đấu nối.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 31. Yêu cầu đối với hệ thống thông tin

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ, vận hành gồm kênh trực thông, điện thoại và fax phải hoạt động tin cậy và liên tục.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 32. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

1. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU có 02 cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập 01 kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và 02 kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập 02 kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Trong trường hợp này, các thông tin, dữ liệu kết nối SCADA của nhà máy điện, trạm biến áp phải đảm bảo kết nối và chia sẻ thời gian thực về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 36. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan để thống nhất lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số trong hệ thống điện của mình theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số phải được thiết kế phù hợp với các yêu cầu sau:

a) Độ tin cậy không nhỏ hơn 99 %;

b) Việc sa thải không thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ hệ thống điện;

c) Trình tự sa thải và lượng công suất sa thải theo tần số phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có quyền điều khiển; không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có sự cho phép của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Rơ le tần số thấp phải được lắp đặt và vận hành theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

4. Trình tự khôi phục phụ tải sau khi tần số đã được khôi phục về chế độ vận hành bình thường phải tuân thủ theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 37. Yêu cầu đối với Trung tâm điều khiển
...

2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu độc lập kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa;

- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.

b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

- Có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) cổng kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa.

c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện về Trung tâm điều khiển.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 38. Yêu cầu khả năng huy động, điều khiển công suất tổ máy phát điện
...

3. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp và điều chỉnh tần số cấp II theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và điều khiển điện áp trong hệ thống điện thông qua việc điều chỉnh liên tục công suất tác dụng và công suất phản kháng của máy phát.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời

1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz theo các chế độ sau:

a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);

b) Chế độ điều khiển công suất phát

Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây với độ sai số trong dải ± 01 % công suất định mức, cụ thể như sau:

- Phát công suất theo đúng lệnh điều độ trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị dự báo;

- Phát công suất lớn nhất có thể trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo.

2. Trong chế độ vận hành bình thường, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng phát công suất tác dụng và đảm bảo không bị ảnh hưởng do điện áp tại điểm đấu nối thay đổi trong dải cho phép quy định tại Điều 6 Thông tư này.

3. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:

(Bảng biểu xem nội dung tại văn bản)

4. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ hơn 01 % công suất định mức mỗi giây. Mức giảm công suất tương ứng với tần số được xác định theo công thức sau:

(Công thức xem nội dung tại văn bản)

Trong đó:

- ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

- Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

- fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).

5. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp như sau:

a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20 % công suất tác dụng định mức và điện áp trong dải vận hành bình thường, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối ứng với công suất định mức;

b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20 % công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của tổ máy phát điện;

c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) trong toàn bộ dải làm việc cho phép của tổ máy phát điện và hoàn thành trong thời gian không quá 02 phút;

d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối biến thiên ngoài dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng ở mức tối thiểu 2 % so với công suất phản kháng định mức tương ứng với mỗi % điện áp biến thiên tại điểm đấu nối.

6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian như sau:

a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;

b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:

Trong đó:

Tmin = 4 x U - 0,6

- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu.

c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.

7. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 01 % điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp từ 220 kV trở lên.

8. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá giá trị 03 %.

9. Mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 9 Thông tư này.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 59. Các chế độ vận hành của hệ thống điện truyền tải
...

2. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cảnh báo khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau đây:

a) Mức dự phòng điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức yêu cầu ở chế độ vận hành bình thường;

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 64. Xử lý sự cố
...

3. Các biện pháp chính xử lý sự cố
...

b) Sa thải phụ tải theo từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải tần số thấp hoặc sa thải phụ tải theo lệnh điều độ;

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
...

2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ máy, tốc độ tăng giảm tải. Trường hợp có thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thay đổi và nêu rõ lý do.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 72. Các loại dịch vụ phụ trợ

Các loại dịch vụ phụ trợ được sử dụng để điều chỉnh tần số và điện áp trong quá trình vận hành hệ thống điện truyền tải bao gồm:

1. Điều tần.

2. Dự phòng quay.

3. Khởi động nhanh.

4. Điều chỉnh điện áp.

5. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.

6. Khởi động đen.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 73. Yêu cầu kỹ thuật của các dịch vụ phụ trợ

1. Điều tần: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất đáp ứng với sự thay đổi tần số của hệ thống điện hoặc với các tín hiệu tự động khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định. Các tổ máy phải có khả năng thay đổi ít nhất 4 % công suất định mức của tổ máy trong vòng 10 giây và có thể duy trì mức thay đổi này tối thiểu trong 10 phút.

2. Dự phòng quay: Tổ máy phát điện cung cấp dự phòng quay phải có khả năng tăng đến công suất định mức theo tín hiệu tần số hoặc các tín hiệu tự động khác được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định trong vòng 25 giây và duy trì ở mức công suất định mức đó tối thiểu 30 phút.

3. Khởi động nhanh: Tổ máy phát điện cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 25 phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu 08 giờ.

4. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công suất phản kháng ngoài dải điều chỉnh quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này, đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

5. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 01 giờ và duy trì mức công suất định mức tối thiểu trong 08 giờ (không bao gồm thời gian khởi động).

6. Khởi động đen: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái nguội mà không cần nguồn cấp từ hệ thống điện quốc gia và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối sau khi đã khởi động thành công.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 74. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ

1. Nguyên tắc chung để xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, bao gồm:

a) Đảm bảo duy trì mức dự phòng điện năng và công suất của hệ thống điện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành và an ninh hệ thống điện;

b) Đảm bảo chi phí tối thiểu phù hợp với các điều kiện, ràng buộc trong hệ thống điện quốc gia.

2. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ

a) Dự phòng điều tần là lượng công suất khả dụng dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để thực hiện điều khiển tần số cấp I trong khoảng thời gian xác định nhằm duy trì tần số hệ thống điện trong phạm vi cho phép;

b) Dự phòng quay là lượng công suất khả dụng dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để khôi phục tần số hệ thống điện về phạm vi cho phép sau khi xảy ra sự cố đơn lẻ và khôi phục, bù đắp lượng công suất mà dự phòng điều tần đã cung cấp;

c) Khởi động nhanh: Yêu cầu dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng bù đắp lượng chênh lệch giữa công suất dự phòng hợp lý xác định tại Điều 93 Thông tư này và công suất dự phòng tính toán theo quy định tại Điều 94 Thông tư này;

d) Điều chỉnh điện áp: Yêu cầu đối với điều chỉnh điện áp là phải đảm bảo huy động lượng công suất phản kháng một cách hiệu quả để đảm bảo duy trì điện áp tại các thanh cái trên lưới điện truyền tải đáp ứng các tiêu chuẩn trong chế độ vận hành bình thường;

đ) Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và so sánh ở các chế độ vận hành có ràng buộc và không ràng buộc trên mô hình tính toán mô phỏng hệ thống điện và thị trường điện, trong đó xét đến các trường hợp sau:

- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu về điện năng và công suất đối với lưới điện liên kết các nước trong khu vực;

- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu phụ tải tại các khu vực khi xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện như nghẽn mạch lưới điện truyền tải, thủy văn, thiếu nhiên liệu sơ cấp;

- Đảm bảo duy trì các tiêu chuẩn về điện áp và ổn định hệ thống điện quốc gia hoặc khu vực.

e) Khởi động đen: Yêu cầu đối với khởi động đen là phải đảm bảo huy động lượng công suất một cách hiệu quả và sẵn sàng khi hệ thống điện có sự cố gây mất điện cô lập trong một khu vực rộng lớn. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, phân tích các sự cố có thể phân tách lưới điện truyền tải ra thành các vùng miền cô lập để tính toán, xác định yêu cầu đối với dịch vụ khởi động đen trong hệ thống điện truyền tải.

3. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam trước khi trình Cục Điều tiết điện lực thông qua để làm cơ sở lập kế hoạch mua và huy động các dịch vụ phụ trợ trong kế hoạch vận hành năm.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 85. Các phương thức vận hành hệ thống điện thời gian thực

1. Phương thức vận hành ở chế độ bình thường và cảnh báo
...

b) Khi xảy ra trạng thái mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ để huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần, dự phòng quay và sau đó điều chỉnh công suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ vào thứ tự huy động của các tổ máy phát điện trong hệ thống để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái cân bằng và duy trì mức dự phòng theo quy định.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
...

3. Công suất khả dụng của tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 5. Điện áp

1. Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối

Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm 110 kV, 35 kV, 22 kV, 15 kV, 10 kV, 06 kV và 0,4 kV.

2. Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối được phép dao động so với điện áp danh định như sau:

a) Tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện là ± 05 %;

b) Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là + 10% và - 05 %;

c) Trường hợp nhà máy điện và khách sử dụng điện đấu nối vào cùng một thanh cái trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ thuật vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp cho khách hàng sử dụng điện.

3. Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng + 05 % và - 10 % so với điện áp danh định.

4. Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ± 10 % so với điện áp danh định.

5. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện áp cao hơn so với quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 6. Cân bằng pha

Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không vượt quá 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 7. Sóng hài điện áp

1. Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp (THD) là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (theo đơn vị %), được tính theo công thức sau:

(Công thức xem nội dung tại văn bản)

Trong đó:

a) THD: Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp;

b) Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;

c) V1: Giá trị hiệu dụng của của điện áp tại bậc cơ bản (tần số 50 Hz).

2. Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 1 như sau:

(Bảng biểu xem thông tin tại văn bản)

3. Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối trong thời gian ngắn vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 2 Điều này nhưng không được gây hư hỏng thiết bị của lưới điện phân phối.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 8. Nhấp nháy điện áp

1. Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:

(Bảng biểu xem thông tin tại văn bản)

Trong đó:

a) Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) là giá trị đo được trong khoảng thời gian 10 phút bằng thiết bị đo tiêu chuẩn theo IEC868. Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá trị này;

b) Mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) được tính từ 12 kết quả đo Pst liên tiếp (trong khoảng thời gian 02 giờ), theo công thức:

(Công thức xem thông tin tại văn bản)

Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này.

2. Tại điểm đấu nối trung và hạ áp, mức nhấp nháy ngắn hạn (Pst) không được vượt quá 0,9 và mức nhấp nháy dài hạn (Plt) không được vượt quá 0,7 theo tiêu chuẩn IEC1000-3-7.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 9. Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

1. Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính được quy định trong Bảng 3 như sau:

(Bảng biểu xem thông tin tại văn bản)

2. Đối với lưới điện trung áp cấp cho khu đô thị có mật độ dân cư đông và đường dây có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị trí đóng cắt lớn hơn giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải nhỏ hơn 01 giây (s) và phải đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.

3. Đơn vị phân phối điện phải thông báo giá trị dòng ngắn mạch cực đại cho phép tại điểm đấu nối để Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 17. Yêu cầu chất lượng dịch vụ khách hàng

1. Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải tổ chức, duy trì và cập nhật hệ thống thông tin để ghi nhận tất cả kiến nghị, khiếu nại từ khách hàng bằng văn bản hoặc qua điện thoại.

2. Yêu cầu chất lượng dịch vụ khách hàng được quy định như sau:

a) Thời gian xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối hoàn chỉnh, hợp lệ theo quy định tại Điều 45 Thông tư này;

b) Thời gian thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;

c) Chất lượng trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản: Có trên 95% văn bản trả lời khiếu nại bằng văn bản có nội dung trả lời rõ ràng và tuân thủ các quy định của pháp luật trong thời hạn 05 ngày làm việc;

d) Chất lượng tiếp nhận khiếu nại của khách hàng qua điện thoại: Có trên 80% các cuộc điện thoại của khách hàng được tiếp nhận trong thời gian 30 giây.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 28. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực
...

2. Trường hợp phương án đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo Quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 32. Yêu cầu về sóng hài dòng điện

1. Giá trị cực đại cho phép của tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện phụ tải gây ra được quy định như sau:

a) Đối với đấu nối vào cấp điện áp trung áp và hạ áp có công suất nhỏ hơn 50 kW: Giá trị dòng điện của sóng hài bậc cao không vượt quá 20 % dòng điện phụ tải;

b) Đối với đấu nối vào cấp điện áp cao áp hoặc các đấu nối có công suất từ 50 kW trở lên: Giá trị dòng điện của sóng hài bậc cao không vượt quá 12 % dòng điện phụ tải.

2. Tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện do Đơn vị phân phối điện đo tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối được đo đếm theo tiêu chuẩn IEC1000-4-7, kéo dài ít nhất 24 giờ với chu kỳ 10 phút 01 lần. Chậm nhất 06 tháng kể từ thời điểm phát hiện thiết bị của khách hàng không đạt được giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này, khách hàng phải áp dụng các biện pháp khắc phục để đạt được giá trị tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện trong giới hạn cho phép.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

1. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên (không phân biệt cấp điện áp đấu nối) và các trạm biến áp 110 kV chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.

2. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên đã kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập 01 (một) kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và 02 (hai) kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các trạm biến áp 110 kV được điều khiển và thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập 02 (hai) kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các thông tin, dữ liệu kết nối SCADA của nhà máy điện, trạm biến áp này phải đảm bảo kết nối và chia sẻ thời gian thực về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 40. Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên

1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng vận hành phát công suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz theo các chế độ sau:

a) Chế độ phát tự do: vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời).

b) Chế độ điều khiển công suất phát:

Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây với độ sai số trong dải ± 01 % công suất định mức, cụ thể như sau:

- Phát công suất theo đúng lệnh điều độ trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị dự báo;

- Phát công suất lớn nhất có thể trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo.

2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 5 Điểm a Khoản 2 Điều 39 Thông tư này.

3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ hơn 01 % công suất định mức mỗi giây. Mức giảm công suất tương ứng với tần số được xác định theo công thức sau:

(Công thức xem thông tin tại văn bản)

Trong đó:

a) ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

b) Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

c) fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).

4. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp như sau:

a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất tác dụng định mức và điện áp nằm trong dải vận hành bình thường, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối ứng với công suất định mức;

b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20 % công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của tổ máy;

c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) trong toàn bộ dải làm việc cho phép của máy phát và hoàn thành trong thời gian không quá 02 phút;

d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng phát hoặc nhận công suất phản kháng (theo tỷ lệ so với công suất phản kháng định mức) bằng tối thiểu 02 lần tỷ lệ thay đổi điện áp tại điểm đấu nối.

5. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian như sau:

a) Điện áp dưới 0,3 pu (pu là hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị điện áp thực tế so với giá trị điện áp định mức), thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây.

b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:

Trong đó:

Tmin = 4 x U - 0,6

- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu.

c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.

6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 01 % điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc tới 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.

7. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá giá trị 03 %.

8. Mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 8 Thông tư này.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp

Hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp khi đáp ứng các yêu cầu sau:

1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 kVA trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 kVA đến 100 kVA (nhưng không vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp hạ thế đấu nối) được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.

*Khoản này được sửa đổi bởi Điều 12 Thông tư 16/2017/TT-BCT

Điều 12. Sửa đổi khoản 1 Điều 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT như sau:

“1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của các hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 KWp trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 KWp được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.”*

2. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Khi tần số hệ thống điện nằm ngoài dải từ 49 Hz đến 51 Hz thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 0,2 giây.

3. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục khi điện áp tại điểm đấu nối trong dải từ 85 % đến 110 % điện áp định mức. Khi điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải từ 85 % đến 110 % điện áp định mức thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 02 giây.

4. Hệ thống điện mặt trời không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiều vào lưới điện phân phối vượt quá giá trị 0,5 % dòng định mức tại điểm đấu nối.

5. Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo loại trừ sự cố và vận hành an toàn hệ thống điện mặt trời. Đối với hệ thống điện mặt trời có công suất từ 10 kVA trở lên, khách hàng có đề nghị đấu nối phải thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân phối điện.

6. Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp phải tuân theo các quy định về điện áp, cân bằng pha, sóng hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 10 Thông tư này.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật của Trung tâm điều khiển
...

2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển

a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu độc lập kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ phải có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa;

- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.

b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

- Có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ phải có trách nhiệm chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) cổng kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện, thiết bị đóng cắt do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa.

c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện và trạm điện về Trung tâm điều khiển.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 44. Trình tự thỏa thuận đấu nối cấp điện áp trung áp và 110 kV

1. Khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra và thông báo bằng văn bản về tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ.

2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thực hiện các công việc sau đây:

a) Xem xét các yêu cầu liên quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;

b) Chủ trì đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng đề nghị đấu nối đối với lưới điện phân phối về khả năng mang tải của các đường dây, trạm biến áp hiện có; sự ảnh hưởng đến dòng ngắn mạch, ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của lưới điện phân phối sau khi thực hiện đấu nối; công tác phối hợp các hệ thống bảo vệ;

c) Lấy ý kiến của Cấp điều độ có quyền điều khiển về ảnh hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, yêu cầu kết nối với hệ thống thông tin và hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển, các yêu cầu về rơ le bảo vệ, tự động hóa và các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật với thiết bị tại điểm đấu nối;

d) Lập và thỏa thuận sơ đồ một sợi có các thông số kỹ thuật các thiết bị và sơ đồ mặt bằng điểm đấu nối lưới điện của khách hàng vào lưới điện phân phối làm sơ đồ chính thức sử dụng trong Thỏa thuận đấu nối;

đ) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này và gửi cho khách hàng đề nghị đấu nối.

3. Khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin cần thiết phục vụ cho việc xem xét, thỏa thuận thực hiện phương án đấu nối và ký Thỏa thuận đấu nối với Đơn vị phân phối điện.

4. Thoả thuận đấu nối được lập thành 05 bản, mỗi bên giữ 02 bản và 01 bản gửi tới Cấp điều độ có quyền điều khiển.

5. Trường hợp không thỏa thuận được phương án đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng và báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý do không thống nhất phương án đấu nối.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 44. Trình tự thỏa thuận đấu nối cấp điện áp trung áp và 110 kV
...

2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thực hiện các công việc sau đây:
...

c) Lấy ý kiến của Cấp điều độ có quyền điều khiển về ảnh hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, yêu cầu kết nối với hệ thống thông tin và hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển, các yêu cầu về rơ le bảo vệ, tự động hóa và các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật với thiết bị tại điểm đấu nối;

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 45. Thời hạn xem xét và ký Thoả thuận đấu nối
...

2. Đối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 04 ngày làm việc kể từ khi nhận đầy đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm xem xét, thỏa thuận và ký Thỏa thuận đấu nối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 51. Trình tự thử nghiệm, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối
...

2. Đối với Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 06 ngày làm việc kể từ ngày nhận đầy đủ hồ sơ đóng điện điểm đấu nối hợp lệ của Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp theo quy định tại Điều 48 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với khách hàng hoàn thành đóng điện chạy thử, nghiệm thu và đóng điện vận hành chính thức cho khách hàng có đề nghị đấu nối.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 52. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối
...

2. Trường hợp hai bên không thống nhất về kết quả kiểm tra và nguyên nhân gây ra vi phạm, hai bên phải thỏa thuận về phạm vi kiểm tra để khách hàng thuê Đơn vị thí nghiệm độc lập tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại. Trường hợp kết quả kiểm tra của Đơn vị thí nghiệm độc lập cho thấy các vi phạm gây ra do thiết bị của khách hàng mà khách hàng không chấp nhận các giải pháp khắc phục, Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lưới điện phân phối.
...

6. Trong quá trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện thấy có nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện do các thiết bị thuộc sở hữu của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện phải thông báo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và yêu cầu thời gian khắc phục để loại trừ nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Nếu sau thời gian yêu cầu khắc phục mà nguyên nhân kỹ thuật vẫn chưa được giải quyết, Đơn vị phân phối điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho khách hàng. Khách hàng phải tiến hành thử nghiệm lại để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối theo quy định tại Điều 51 Thông tư này.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 79. Điều khiển phụ tải

1. Điều khiển phụ tải bao gồm các biện pháp:

a) Ngừng, giảm mức cung cấp điện;

b) Sa thải phụ tải;

c) Điều chỉnh giảm công suất phụ tải điện của Khách hàng sử dụng điện khi khách hàng tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện.

2. Quy định điều chỉnh giảm công suất phụ tải điện của Khách hàng sử dụng điện khi khách hàng tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện được thực hiện theo Quy định nội dung, trình tự thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 82. Các biện pháp sa thải phụ tải

1. Sa thải phụ tải tự động là sa thải do rơ le tần số tác động để cắt có chọn lọc phụ tải nhằm giữ tần số trong giới hạn cho phép, tránh mất điện trên diện rộng.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 101. Sửa đổi một số Điều của Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 05 tháng 11 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia

1. Sửa đổi Khoản 2 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“2. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao gồm:

a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 1000 V;

b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV;

c) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV;

d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.”.

2. Sửa đổi Khoản 33 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.”.

3. Sửa đổi Khoản 34 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.”.

4. Sửa đổi Khoản 35 Điều 3 Thông tư số 40/2014/TT-BCT như sau:

“35. Lưới điện trung áp là lưới điện phân phối có cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV.”.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Chương IV KẾ HOẠCH ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐ

Điều 22. Quy định chung về kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

1. Hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý cho năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.

2. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm được lập căn cứ trên các cơ sở sau đây:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;

b) Phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương đã được phê duyệt và các thỏa thuận đấu nối đã ký.

Điều 23. Yêu cầu đối với kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm

1. Đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu phụ tải của khách hàng hiện có và các khách hàng mới dự kiến; đấu nối các nguồn điện mới vào lưới điện phân phối.

2. Đáp ứng các yêu cầu vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này.

3. Đề xuất danh mục chi tiết và tiến độ đưa vào vận hành các công trình lưới điện phân phối cần đầu tư trong năm tới và tổng khối lượng đầu tư theo các hạng mục công trình cho 02 năm tiếp theo.

4. Đề xuất danh mục các công trình lưới điện truyền tải cần đầu tư, nâng cấp để đáp ứng các yêu cầu về tiến độ đầu tư các công trình trong kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối.

Điều 24. Nội dung kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối bao gồm các nội dung chính sau:

1. Đánh giá hiện trạng lưới điện phân phối.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới có xét đến 04 năm tiếp theo quy định tại Điều 19 Thông tư này.

3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư các công trình lưới điện phân phối đã được phê duyệt trong kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối năm liền kề.

4. Danh mục các điểm đấu nối mới với Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối kèm theo dự kiến điểm đấu nối đã được thỏa thuận.

5. Các tính toán phân tích, lựa chọn sơ đồ kết lưới tối ưu, bao gồm:

a) Tính toán chế độ vận hành lưới điện phân phối;

b) Tính toán ngắn mạch tới thanh cái trung thế của các trạm 110 kV;

c) Tính toán tổn thất điện áp trên lưới phân phối;

d) Tính toán tổn thất điện năng trên lưới phân phối;

đ) Tính toán bù công suất phản kháng;

e) Kế hoạch thực hiện bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối.

6. Danh mục các công trình đường dây và trạm biến áp phân phối điện xây mới hoặc cần cải tạo cho năm tới và tổng khối lượng đầu tư xây dựng mới và cải tạo lưới điện phân phối theo các cấp điện áp và các hạng mục công trình cho 02 năm tiếp theo theo quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.

7. Tổng hợp vốn đầu tư xây dựng mới và cải tạo lưới điện phân phối theo các cấp điện áp.

Điều 25. Trình tự phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

1. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm bao gồm các nội dung quy định tại Điều 24 Thông tư này và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thông qua.

2. Trước 01 tháng 10 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua.

3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức thẩm định và phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối của Tổng công ty Điện lực nhằm đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện phân phối, cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội và xây dựng giá bán điện.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Điều 3. Giải thích từ ngữ
...

8. Dự phòng quay là khả năng của tổ máy phát điện đang vận hành trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng tăng hoặc giảm công suất phát để khôi phục tần số hệ thống điện về phạm vi cho phép sau khi xảy ra sự cố đơn lẻ và khôi phục dự phòng công suất điều tần.

9. Điều chỉnh tần số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời tần số hệ thống điện được thực hiện bởi số lượng lớn các tổ máy phát điện có trang bị hệ thống điều tốc.
...

36. Mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) là giá trị được tính từ 12 (mười hai) kết quả đo Pst liên tiếp sau khoảng thời gian 02 giờ, theo công thức:

(Công thức xem thông tin tại văn bản)

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Chương IV LẬP KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 22. Nguyên tắc chung

1. Hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải của năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2).

2. Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng năm được lập trên các cơ sở sau đây:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã được công bố;

b) Phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch phát triển điện lực tỉnh đã được phê duyệt và các Thỏa thuận đấu nối đã ký;

c) Đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này;

d) Đáp ứng nhu cầu phụ tải điện và các yêu cầu vận hành hệ thống điện và thị trường điện; đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định hệ thống điện truyền tải quốc gia.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện trong quá trình lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải để đảm bảo các công trình nguồn điện, lưới điện được đầu tư, đấu nối và vận hành đáp ứng các yêu cầu quy định tại Khoản 2 Điều này.

Điều 23. Nội dung kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải

Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:

1. Đánh giá tình hình thực tế vận hành lưới điện truyền tải đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tại từng điểm giao nhận giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư và ước thực hiện đầu tư đối với danh mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải đã được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại.

4. Danh mục các dự án nguồn điện đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo, kèm theo dự kiến điểm đấu nối, thỏa thuận đấu nối của những dự án nguồn điện này.

5. Danh mục các công trình hệ thống thông tin, hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

6. Kết quả tính toán các chế độ xác lập hệ thống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới, cho mùa khô và mùa mưa của 01 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải.

7. Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tại các thanh cái 500 kV, 220 kV, 110 kV trong lưới điện truyền tải, trong đó phải xác định rõ các vị trí có giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất theo tính toán vượt quá 90 % giá trị lớn nhất cho phép quy định tại Điều 12 Thông tư này.

8. Kết quả tính toán, phân tích ổn định của hệ thống điện truyền tải.

9. Kết quả tính toán bù công suất phản kháng trên lưới điện truyền tải.

10. Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế trên lưới điện truyền tải có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải bao gồm cả các ảnh hưởng đến yêu cầu về ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.

11. Đề xuất chỉ tiêu độ tin cậy và tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải cho năm tới theo quy định tại Điều 14 và Điều 15 Thông tư này.

12. Phân tích khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này và đề xuất các giải pháp thực hiện để đáp ứng các yêu cầu quy định.

13. Phân tích và lựa chọn phương án đầu tư lưới điện truyền tải đảm bảo truyền tải hết công suất của các nhà máy điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải điện, đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và có chi phí thấp nhất.

14. Danh mục và tiến độ các hạng mục lưới điện truyền tải cần xây dựng theo từng tháng của năm tới và theo từng quý của 01 năm tiếp theo. Kế hoạch thu xếp vốn cho thực hiện từng công trình.

15. Các đề xuất, kiến nghị (nếu có).

Điều 24. Trách nhiệm cung cấp thông tin phục vụ lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

a) Danh sách các nhà máy điện mới dự kiến đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo, tiến độ thực hiện đầu tư, đấu nối và ngày dự kiến vận hành của các nhà máy điện đó;

b) Các thông số chính của các nhà máy điện sẽ đấu nối vào hệ thống điện truyền tải và thông tin về điểm đấu nối được quy định tại Phụ lục 1B ban hành kèm theo Thông tư này;

c) Các thay đổi liên quan đến đấu nối các nhà máy điện hiện có trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.

2. Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối điện và bán lẻ, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

a) Danh sách các điểm đấu nối dự kiến với lưới điện truyền tải năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo; danh mục các công trình lưới điện truyền tải được giao nhiệm vụ thực hiện đầu tư, xây dựng;

b) Tiến độ dự kiến đóng điện của các điểm đấu nối mới;

c) Công suất phụ tải cực đại tại các điểm đấu nối mới và các thông tin về đấu nối được quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theo Thông tư này;

d) Dự kiến đề xuất các thay đổi (nếu có) của điểm đấu nối hiện tại với lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Điều 17 Thông tư này;

b) Dự kiến nhu cầu dịch vụ phụ trợ năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo;

c) Dự kiến kế hoạch huy động nguồn điện năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo.

4. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

a) Công suất, điện năng xuất, nhập khẩu;

b) Tiến độ đưa vào vận hành các công trình nguồn điện mới năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.

Điều 25. Trình tự lập, phê duyệt và công bố kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải

1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi đề nghị về cung cấp thông tin và thời hạn cung cấp thông tin đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải (bao gồm cả các khách hàng có nhu cầu đấu nối mới).

2. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ thông tin theo các nội dung yêu cầu quy định tại Điều 24 Thông tư này cho Đơn vị truyền tải điện.

3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thành dự thảo kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và gửi lấy ý kiến của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về đánh giá ảnh hưởng của các công trình lưới điện truyền tải dự kiến đầu tư đến việc đảm bảo vận hành an toàn, ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.

4. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thông qua.

5. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua.

6. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức thẩm định, phê duyệt và công bố trên Trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

7. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm công bố rộng rãi trên Trang thông tin điện tử của đơn vị kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải đã được phê duyệt.

Xem nội dung VB
Click vào để xem nội dung
Bản Tiếng Anh (English)
Văn bản gốc
Lược Đồ
Liên quan nội dung
Tải về


Trích lược
Số hiệu: 30/2019/TT-BCT   Loại văn bản: Thông tư
Nơi ban hành: Bộ Công thương   Người ký: Trần Tuấn Anh
Ngày ban hành: 18/11/2019   Ngày hiệu lực: Đã biết
Ngày công báo: 12/12/2019   Số công báo: Từ số 947 đến số 948
Lĩnh vực: Công nghiệp   Tình trạng: Đã biết
Từ khóa: Thông tư 30/2019/TT-BCT

4.369

Thành viên
Đăng nhập bằng Google
428704