|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 39/2022/TT-BCT
|
Hà Nội, ngày 30
tháng 12 năm 2022
|
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, 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 VÀ THÔNG TƯ SỐ 30/2019/TT-BCT NGÀY 18
THÁNG 11 NĂM 2019 SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU 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; Luật sửa đổi,
bổ sung một số điều của Luật Điện lực
ngày 20 tháng 11 năm 2012 và Luật sửa đổi,
bổ sung một số điều của Luật
Đầu tư công, Luật Đầu tư theo phương thức đối
tác công tư, Luật Đầu tư, Luật Nhà ở, Luật Đấu
thầu, Luật Điện lực, Luật Doanh nghiệp, Luật
Thuế tiêu thụ đặc biệt và Luật Thi hành án dân sự ngày 11
tháng 01 năm 2022;
Căn
cứ Nghị định số
96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng
11 năm 2022 của Chính
phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu
tổ 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 đổi, bổ sung một số 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, 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; Thông tư sổ 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm
2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống
điện phân phối và Thông tư số 30/2019/TT-BCT
ngày 18 tháng 11 năm 2019 sửa đổi, bổ sung một số điều 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.
Điều 1.
Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11
năm 2019 sửa đổi, bổ sung một số điều Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng
11 nãm 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.
Sửa đổi
khoản 7 Điều 1 như sau:
“7. Sửa đổi, bổ sung 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 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 trong hệ thống điện truyền tải gồm kênh trực
thông, điện thoại, DIM và mạng máy tính.”.
2.
Sửa đổi
khoản 10 Điều 1 như sau:
“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
khiển thực hiện điều khiển từ xa;
- Các phương tiện
thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ giữa Các cấp điều độ có
quyền điều khiển với Trung tâm điều khiển gồm trực thông, điện thoại, DIM, mạng
máy tính. Thông tin liên lạc tối thiểu giữa Trung tâm điều khiển với các nhà
máy điện, trạm điện gồm trực thông, điện thoại và mạng máy tính.
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 hoặc 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.”.
3.
Sửa đổi
khoản 11 Điều 1 như sau:
“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 ít nhất 50%
công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 15 giây đầu tiên, 100% công
suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 30 giây và duy trì công suất này
tối thiểu 15 giây tiếp theo. Công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy được
tính toán theo độ lệch tần số thực tế, lượng công suất khả dụng còn lại của tổ
máy, giới hạn khả năng đáp ứng sơ cấp theo công nghệ của tổ máy và các thông số
cài đặt do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu cầu.”.
4.
Sửa đổi
khoản 12 Điều 1 như sau:
“12. Sửa đổi Điều 42 như sau:
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
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 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 ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
Dải
tần số của hệ thống 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 tục
|
|
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 02 % đến 10 %. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối
của đường đặc tuyến tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác
định. Quá trình giảm công suất tác dụng này phải ghi nhận bắt đầu suy giảm
không muộn hơn 02 giây khi ghi nhận tần số trên 50,5 Hz và phải hoàn thành
trong vòng 15 giây.
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 và 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 phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện 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 phía cao áp
của máy biến áp tăng áp của nhà máy hoặc tại điểm đo lường phân tách công suất
phản kháng của từng Nhà máy trong trường hợp nhiều nhà máy cùng nối vào 01 máy
biến áp tăng áp 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
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 giá trị đặt điện áp, 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
phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện 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 phía cao áp máy biến áp tăng
áp của nhà máy điện 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 phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện 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 phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà
máy điện 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.
9. Nhà
máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên
tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung
thời gian 500 miligiây.
10. Khi
điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện nằm ngoài dải ± 10
% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng thiết lập chế độ ưu tiên
phát dòng điện phản kháng (khi điện áp thấp) hoặc hút dòng điện phản kháng (khi
điện áp cao) để hỗ trợ hệ thống điện trong quá trình sự cố, dòng điện phản
kháng có khả năng thay đổi từ 0 % đến 10 % dòng điện định mức của nhà máy cho
mỗi 01 % điện áp thay đổi với sai số không quá 20 % (tốc độ thay đổi do cấp điều
độ có quyền điều khiển tính toán xác định), thời gian hoàn thành đáp ứng không
trễ hơn 100 miligiây.
11. Sau
khi sự cố được loại trừ và hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường,
nhà máy điện phải đảm bảo:
a) Nhà
máy điện phải có khả năng khôi phục công suất tác dụng để quay trở về chế độ
vận hành trước sự cố với tốc độ tăng công suất tác dụng không nhỏ hơn 30 % công
suất định mức trên 01 giây và không lớn hơn 200 % công suất định mức trên 01
giây;
b) Trường
hợp các tổ máy tuabin gió hoặc các inverter của nhà máy điện mặt trời bị ngừng
vận hành khi sự cố hệ thống điện duy trì lớn hơn thời gian yêu cầu nối lưới tối
thiểu, quá trình hòa lại của các tổ máy này không được sớm hơn 03 phút sau khi
hệ thống điện quay về trạng thái vận hành bình thường và tốc độ khôi phục công
suất tác dụng không lớn hơn 10 % công suất định mức trên 01 phút.
12. Nhà
máy điện phải duy trì nối lưới khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp
của nhà máy điện xuất hiện dao động góc pha điện áp (Phase Swing) tức thời lên
đến 20 độ trong khoảng thời gian 100 miligiây mà không bị gián đoạn phát điện
hay suy giảm công suất phát”.
5. Sửa đổi khoản 17 Điều 1 như sau:
“17. Sửa
đổi Điều 73 như sau:
Điều 73.
Yêu cầu kỹ thuật đối với các dịch vụ phụ trợ
1. Điều
tần thứ cấp: Tổ máy phát điện, nhà máy 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: Tổ máy phát điện, nhà máy 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, nhà máy 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 và khoản 4 Điều 42 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,
nhà máy 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).
5. Khởi
động đen: Tổ máy phát điện, nhà máy 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 hệ thống điện sau khi
đã khởi động thành công.”.
6. Sửa đổi khoản 18 Điều 1 như sau:
“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 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. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam có
trách nhiệm xác định và trình 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.”.
7. Sửa đổi khoản 10 Điều 2 như sau:
“10. Sửa
đổi khoản 1 và 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 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
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
một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết
nối 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 thiết lập hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều
khiển và từ Trung tâm điều khiển sẽ chia sẻ thông tin đến Cấp điều độ có quyền điều
khiển.”.
8. Sửa đổi khoản 11 Điều 2 như sau:
“11. Sửa
đổi, bổ sung Điều 40 như sau:
Điều 40.
Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có công suất lớn hơn
1MW 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 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 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 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 5b như sau:
Bảng 5b.
Thời gian tối thiểu 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
|
Dải
tần số của hệ thống 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 tục
|
|
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 02% đến 10%. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối của
đường đặc tuyến tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác định.
Quá trình giảm công suất tác dụng này phải ghi nhận bắt đầu suy giảm không muộn
hơn 02 giây khi ghi nhận tần số trên 50,5 Hz và phải hoàn thành trong vòng 15
giây.
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 và 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 phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện 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 phía cao áp
của máy biến áp tăng áp của nhà máy hoặc tại điểm đo lường phân tách công suất
phản kháng của từng Nhà máy trong trường hợp nhiều nhà máy cùng nối vào 01 máy
biến áp tăng áp 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
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 giá trị đặt điện áp, 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
phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện 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 phía cao áp máy biến áp tăng
áp của nhà máy điện 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 phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện 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 phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà
máy điện 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 Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ điều
khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều
khiển.
9. Nhà
máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên
tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung
thời gian 500 miligiây.
10. Khi
điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện nằm ngoài dải ± 10
% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng ưu tiên phát dòng điện phản
kháng (khi điện áp thấp) hoặc hút dòng điện phản kháng (khi điện áp cao) để hỗ
trợ hệ thống điện trong quá trình sự cố, dòng điện phản kháng có khả năng thay
đổi từ 0 % đến 10 % dòng điện định mức của nhà máy cho mỗi 01% điện áp thay đổi
với sai số không quá 20 % (tốc độ thay đổi do cấp điều độ có quyền điều khiển
tính toán xác định), thời gian hoàn thành đáp ứng không trễ hơn 100 miligiây.
11. Sau
khi sự cố được loại trừ và hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường,
nhà máy điện phải đảm bảo:
a) Nhà
máy điện phải có khả năng khôi phục công suất tác dụng để quay trở về chế độ
vận hành trước sự cố với tốc độ tăng công suất tác dụng không nhỏ hơn 30 % công
suất định mức trên 01 giây và không lớn hơn 200 % công suất định mức trên 01
giây;
b) Trường
hợp các tổ máy tuabin gió hoặc các inverter của nhà máy điện mặt trời bị ngừng
vận hành khi sự cố hệ thống điện duy trì lớn hơn thời gian yêu cầu nối lưới tối
thiểu, quá trình hòa lại của các tổ máy này không được sớm hơn 03 phút sau khi
hệ thống điện quay về trạng thái vận hành bình thường và tốc độ khôi phục công
suất tác dụng không lớn hơn 10 % công suất định mức trên 01 phút.
12. Nhà
máy điện phải duy trì nối lưới khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp
của nhà máy điện xuất hiện dao động góc pha điện áp (Phase Swing) tức thời lên
đến 20 độ trong khoảng thời gian 100 miligiây mà không bị gián đoạn phát điện
hay suy giảm công suất phát.”.
9. Sửa đổi khoản 13 Điều 2 như sau:
“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 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 khiển thực hiện điều khiển từ xa;
- Các
phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ giữa các Cấp điều
độ có quyền điều khiển với Trung tâm điều khiển gồm trực thông, điện thoại,
DIM, mạng máy tính. Thông tin liên lạc tối thiểu giữa Trung tâm điều khiển với
các nhà máy điện, trạm điện gồm trực thông, điện thoại, mạng máy tính.
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 hoặc 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.”.
Điều 2.
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. Sửa đổi, bổ sung khoản 16 Điều 3
như sau:
“16. Đơn
vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực
trong lĩnh vực truyền tải điện.”.
2. Bổ sung điểm d khoản 1 Điều 37
như sau:
“d) Tổng
công suất định mức của các nhà máy điện thuộc Trung tâm điều khiển không vượt
quá công suất định mức của tổ máy phát điện lớn nhất đang vận hành phát điện
trong hệ thống điện quốc gia do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện xác định.”.
3. Sửa đổi, bổ sung khoản 1 Điều 38
như sau:
“1. Nhà
máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW phải đầu tư các trang thiết bị, hệ
thống điều khiển, hệ thống AGC đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với
hệ thống điều khiển công suất tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đối với các nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia, sự
cần thiết của việc trang bị hệ thống AGC được các bên thỏa thuận và ghi rõ
trong Thỏa thuận đấu nối. Yêu cầu kỹ thuật cụ thể về kết nối tín hiệu hệ thống
AGC của tổ máy phát điện với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện được quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý
vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.”.
4. Bổ sung khoản 8 Điều 38 như sau:
“8. Tổ
máy phát điện của nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần
số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời
gian 500 miligiây.”.
5. Sửa đổi tên Điều 46 như sau:
“Điều
46. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử,
nghiệm thu”.
6. Sửa đổi, bổ sung gạch đầu dòng thứ nhất điểm c khoản 1 Điều 46 như sau:
“- Thông
số kỹ thuật của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu nối;”.
7. Sửa đổi tên Điều 47 như sau:
“Điều
47. Kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu”.
8. Sửa đổi, bổ sung khoản 2 Điều 47
như sau:
“2. Đơn
vị truyền tải điện có trách nhiệm thỏa thuận với khách hàng có nhu cầu đấu nối
về trình tự kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực tế lắp đặt trang thiết
bị theo Thỏa thuận đấu nối.”.
9. Sửa đổi tên Điều 48 như sau:
“Điều
48. Đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu”.
10. Sửa đổi, bổ sung điểm a khoản 1 Điều
48 như sau:
“a) Các
tài liệu pháp lý và kỹ thuật của công trình:
- Văn bản
xác nhận và cam kết của Khách hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị
trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận
hành, yêu cầu kỹ thuật thỏa thuận tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định
pháp luật;
- Bản sao
Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định đã đáp ứng đầy đủ
các yêu cầu tại Thỏa thuận đấu nối;
- Hệ
thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao
nhận điện năng;
- Hợp
đồng mua bán điện đã ký hoặc thoả thuận về mua bán, giao nhận điện;”.
11. Sửa đổi, bổ sung khoản 5 Điều 49
như sau:
“5. Lưới
điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu
cầu đấu nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản
thử nghiệm, chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần, đáp ứng đầy đủ các yêu
cầu quy định tại Thông tư này, các quy định về quy hoạch, đất đai, xây dựng,
phòng cháy chữa cháy, môi trường và các quy định pháp luật có liên quan.”.
12. Sửa đổi tên Điều 52 như sau:
“Điều
52. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối các thiết bị
của Đơn vị truyền tải điện để chạy thử, nghiệm thu”.
13. Sửa đổi điểm đ khoản 1 Điều 52 như sau:
“đ) Sơ đồ
thể hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của Đơn vị truyền tải điện
và thông số của đường dây đấu nối;”.
14. Sửa đổi tên Điều 53 như sau:
“Điều
53. Đóng điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện để chạy thử,
nghiệm thu”.
15. Sửa đổi, bổ sung điểm a khoản 1 Điều
53 như sau:
“a) Các
tài liệu về pháp lý và kỹ thuật:
- Văn bản
xác nhận và cam kết của Chủ đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng
điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ
thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Hệ
thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao
nhận điện năng;”.
16. Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều 59
như sau:
“4. Hệ
thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cực kì khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn
tại một trong các điều kiện sau đây:
a) Tần số
hệ thống điện nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn
lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này hoặc sau khi đã huy
động hết nguồn dự phòng mà tần số tiếp tục giảm xuống dưới 49,5Hz;
b) Mức
mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu
nối với lưới điện truyền tải từ 110% giá trị định mức trở lên mà thiết bị này
khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện;
c) Điện
áp tại nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải giảm thấp dẫn đến rơ le sa thải phụ
tải theo điện áp thấp làm việc; điện áp trên lưới điện truyền tải thấp hơn 10%
điện áp danh định hoặc có nguy cơ sụp đổ điện áp hệ thống điện theo tính toán
của cấp điều độ khi không còn biện pháp điều chỉnh ngoài việc sa thải phụ tải
và điện áp tiếp tục có xu hướng giảm thấp.”.
17. Bổ sung điểm đ khoản 3 Điều 60
như sau:
“đ) Yêu
cầu cấu hình huy động nguồn tối thiểu và quán tính tối thiểu hệ thống điện để
đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện.”.
18. Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều 62
như sau:
“3. Các
Đơn vị phát điện có trách nhiệm vận hành nhà máy điện để duy trì điều chỉnh
điện áp làm việc và đảm bảo cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống điện
trong thời gian vận hành; không được tách các tổ máy phát điện ra khỏi vận hành
khi xảy ra sự cố, trừ trường hợp sự cố có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con
người hoặc an toàn thiết bị hoặc tần số vượt quá giới hạn cho phép được quy
định tại Điều 38 và Điều 42 Thông tư này hoặc được Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện cho phép.”.
19. Sửa đổi, bổ sung điểm a và điểm c
khoản 3 Điều 64 như sau:
“a) Thay
đổi công suất phát tổ máy phát điện, ngừng hoặc khởi động tổ máy phát điện để
khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường;
c) Hệ
thống sa thải phụ tải tự động phải được bố trí, cài đặt hợp lý để đảm bảo hệ
thống điện không bị tan rã khi có sự cố xảy ra. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm xác định vị trí lắp đặt, các giá trị chỉnh
định của các rơ le bảo vệ để thực hiện sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố
xảy ra trong hệ thống điện nhằm đảm bảo an toàn, an ninh hệ thống điện;”.
Điều 3.
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. Sửa đổi, bổ sung khoản 1 Điều 37
như sau:
“1. Nhà máy
điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên hoặc trạm
biến áp 110 kV phải được trang bị hệ thống thông tin và kết nối hệ thống này
tương thích với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ
thông tin liên lạc và truyền dữ liệu trong vận hành hệ thống điện. Các phương
tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm kênh trực thông,
điện thoại, DIM và mạng máy tính.”.
2. Bổ sung điểm e khoản 2 Điều 39
như sau:
“e. Tổ
máy phát điện của nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần
số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời
gian 500 miligiây.”.
3. Bổ sung Điều 40a sau Điều 40 như sau:
“Điều
40a. Yêu cầu đối với nguồn điện mặt trời, điện gió đấu nối vào lưới điện trung
áp có công suất từ 01 MW trở xuống
1. Tại
mọi thời điểm đang nối lưới, nguồn điện mặt trời, điện gió 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 5c như sau:
Bảng 5c.
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các
dải tần số của hệ thống điện
|
Dải
tần số của hệ thống điện
|
Thời
gian duy trì tối thiểu
|
|
Từ 48 Hz đến dưới
49 Hz
|
30
phút
|
|
Từ 49 Hz đến 51 Hz
|
Phát
liên tục
|
|
Trên 51 Hz đến 51,5
Hz
|
30
phút
|
2. Khi tần số hệ
thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nguồn điện mặt trời, điện gió phải giảm công suất
tác dụng xác định theo công thức sau:
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).
3. Nguồn điện mặt
trời, điện gió 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 5d như sau:
Bảng
5d.
Thời
gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải điện áp tại điểm
đấu nối
|
Điện
áp tại điểm đấu nối
|
Thời
gian duy trì tối thiểu
|
|
Nhỏ hơn 50% điện áp
danh định
|
Không
yêu cầu
|
|
Từ 50% đến dưới 85%
điện áp danh định
|
02
giây
|
|
Từ 85% đến 110%
điện áp danh định
|
Vận
hành liên tục
|
|
Trên 110% đến 120%
điện áp danh định
|
02
giây
|
|
Lớn hơn 120% điện
áp danh định
|
Không
yêu cầu
|
4. Nguồn điện mặt
trời, điện gió 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. Nguồn điện mặt
trời, điện gió 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.
6. Nguồn điện mặt
trời, điện gió 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 nguồn điện mặt trời, điện gió;
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) 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 và điểm c khoản này, bảo vệ quá áp, thấp áp và bảo vệ theo tần số.
7. Ngoài các yêu cầu
quy định tại khoản 1 đến khoản 6 Điều này, nguồn điện mặt trời, gió có công
suất từ 100 kW đến 1 MW đấu nối vào lưới điện trung áp phải đảm bảo các yêu cầu
kỹ thuật sau:
a) Phải đảm bảo chế
độ điều khiển công suất phản kháng được kích hoạt theo chế độ điều khiển theo
hệ số công suất với giá trị hệ số công suất (cosphi) được cài đặt theo yêu cầu
của Cấp điều độ có quyền điều khiển, trừ trường hợp có thỏa thuận khác với Cấp điều
độ có quyền điều khiển;
b) Phải có khả năng
thiết lập chế độ ưu tiên phát công suất tác dụng hoặc công suất phản kháng theo
yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển khi điện áp tại điểm đấu nối nằm
ngoài dải yêu cầu vận hành liên tục quy định tại khoản 3 Điều này.
8. Chủ đầu tư nguồn
điện mặt trời, điện gió đấu nối vào lưới điện trung áp có công suất từ 100 kW
đến 1 MW có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phân phối điện về
trang thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển
của Cấp điều độ phân phối.”
4.
Bổ sung điểm d
khoản 1 Điều 42 như sau:
“d) Tổng công suất
định mức của các nhà máy điện thuộc Trung tâm điều khiển không vượt quá công
suất định mức của tổ máy phát điện lớn nhất đang vận hành phát điện trong hệ
thống điện quốc gia do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác
định.”.
5.
Sửa đổi tên
Điều 47 như sau:
“Điều 47. Cung cấp
hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu đối với
khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối cấp điện áp 110kV và khách hàng
có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp”.
6.
Sửa đổi tên
Điều 48 như sau:
“Điều 48. Cung cấp
hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu đối với
khách hàng sử dụng điện có trạm riêng đấu nối vào lưới điện trung áp”.
7.
Sửa đổi tên
Điều 49 như sau:
“Điều 49. Kiểm tra
điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu”.
8.
Sửa đổi, bổ sung
khoản 3 Điều 49 như sau:
“3. Đơn vị phân phối
điện có trách nhiệm thỏa thuận với Khách hàng có nhu cầu đấu nối về trình tự
kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực tế lắp đặt trang thiết bị theo Thỏa
thuận đấu nối.”.
9.
Sửa đổi tên
Điều 50 như sau:
“Điều 50. Đóng
điện điểm đấu nối để chạy thử nghiệm thu”.
10.
Sửa đổi, bổ sung
điểm a khoản 1 Điều 50 như sau:
“a) Các tài liệu pháp
lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và
cam kết của Khách hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị trong phạm vi
đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ
thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Bản sao Biên bản
kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định đã đáp ứng đầy đủ các yêu
cầu tại Thỏa thuận đấu nối;
- Hệ thống đo đếm đã
được hoàn thiện, đã chốt chỉ số công tơ giao nhận điện năng;
- Hợp đồng mua bán
điện đã ký hoặc thoả thuận về mua bán, giao nhận điện;”.
11.
Bổ sung khoản 4
Điều 50 như sau:
“4. Đối với khách
hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện trung áp cho phép đóng điện điểm đấu
nối ngay sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng
định tuân thủ đúng các yêu cầu tại Thỏa thuận đấu nối, đáp ứng đầy đủ các yêu
cầu về pháp lý, kỹ thuật, điều độ, vận hành quy định tại khoản 1 Điều này và an
toàn điện.”.
12.
Sửa đổi, bổ sung
điểm d khoản 1 Điều 51 như sau:
“d) Lưới điện, nhà
máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu
nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thử
nghiệm, chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu
quy định tại Thông tư này, các quy định về quy hoạch, đất đai, xây dựng, phòng
cháy chữa cháy, môi trường và các quy định pháp luật có liên quan.”.
13.
Sửa đổi tên
Điều 55 như sau:
“Điều 55. Cung cấp
hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị
phân phối điện để chạy thử, nghiệm thu”.
14.
Sửa đổi tên
Điều 56 như sau:
“Điều 56. Đóng
điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị phân phối điện để chạy thử, nghiệm
thu”.
15.
Sửa đổi, bổ sung
điểm a khoản 1 Điều 56 như sau:
“a) Các tài liệu về
pháp lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và
cam kết của Chủ đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được
thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm
đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Hệ thống đo đếm đã
được hoàn thiện, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;”.
16.
Sửa đổi, bổ sung
khoản 1 Điều 62 như sau:
“1. Quản lý, vận
hành thiết bị điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu
vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định
tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định pháp luật khác có liên quan.”.
17.
Sửa đổi, bổ sung
điểm a khoản 1 Điều 64 như sau:
“a) Quản lý, vận hành
thiết bị điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận
hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định pháp luật khác có liên quan;”.
18.
Bổ sung khoản 2a sau
khoản 2 Điều 100 như sau:
“2a. Sở Công Thương
các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm kiểm tra, giám sát
việc tuân thủ các quy định của Thông tư này trong phạm vi địa bàn quản lý.”.
Điều 4. Điều khoản
thi hành
1. Thông tư này có
hiệu lực thi hành từ ngày 16 tháng 02 năm 2023.
2. 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, 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 như sau:
a) Bãi
bỏ gạch đầu dòng thứ hai điểm a khoản 3 Điều
92 và khoản 2 Điều 94 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;
b) Bãi
bỏ Điều 92, Điều 93, Điều 94, Điều 95, Điều 96, Điều 97 và Điều 98 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.
3. Trường
hợp trang thiết bị điện đã được đưa vào vận hành hoặc có hợp đồng mua sắm,
lắp đặt thiết bị được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà có yêu cầu,
thông số kỹ thuật khác so với quy định tại Thông tư này, các đơn vị thực hiện
theo quy định có liên quan trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực.
4. Trong
quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, các đơn vị có liên quan phản ánh
về 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, các Phó Thủ
tướng Chính phủ;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc TƯ;
- Sở Công Thương các tỉnh,
thành phố trực thuộc TƯ;
- Viện Kiểm sát Nhân dân tối cao;
- Tòa án Nhân dân tối cao;
- Bộ trưởng, các Thứ trưởng Bộ Công Thương;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Kiểm toán nhà nước;
- Website: Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;
- Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản
Việt Nam;
- Các Tổng công ty Phát điện;
- Các Tổng công ty Điện lực;
- Công ty Mua bán điện;
- Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Đặng Hoàng An
|
