Dự thảo Thông tư sửa đổi quy định về hệ thống điện

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 đổi, bổ 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, 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 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 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải như sau:

1. Sửa đổi, Bổ sung Điều 3 như sau:

1. “5a. Công suất định mức của nhà máy điện bằng tổng công suất định mức của các tổ máy trong nhà máy điện. Công suất định mức của tổ máy là thông số do 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 bằng công suất đặt của các tấm pin mặt trời nhân với hệ số chuyển đổi của các bộ chuyển đổi “inverter” do nhà sản xuất công bố.”

2. “10. Điều khiển tần số bao gồm: Điều khiển tần số sơ cấp, điều khiển tần số thứ cấp và điều khiển tần số cấp 3, trong đó:

a) Điều khiển 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 các tổ máy phát điện được quy định cụ thể và các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong hệ thống điện;

b) Điều khiển tần số cấp 3 là điều chỉnh bằng sự can thiệp bởi lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát.”

2. Sửa đổi Điều 12 như sau:

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

1. Dòng 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 cố bằng bảo vệ chính trên hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 6 như sau:

Bảng 6

Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép

và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính

b) 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 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 và chịu đựng được dòng ngắn mạch mạch này trong thời gian tối thiểu 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 (X_d’’-%) và điện kháng ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (U_k-%) 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 X_d’’, U_k 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. 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.”

3. Sửa đổi tên Chương IV như sau:

“ Chương IV

ĐÁNH GIÁ AN NINH CUNG CẤP ĐIỆN TRUNG HẠN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI”

4. Sửa đổi Điều 22 như sau:

“Điều 22. Đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện truyền tải

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm:

a) Hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện truyền tải trong phạm vi lưới điện do Đơn vị truyền tải điện quản lý cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2) đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định hệ thống điện truyền tải quốc gia, đáp ứng nhu cầu truyền tải điện trên lưới điện truyền tải và nhu cầu phát triển phụ tải điện.

b) Nội dung Báo cáo đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn:

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

- 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.

- 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 phương án đấu nối dự kiến.

- Danh mục các dự án lưới điện, 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 dự kiến được bổ sung trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp sau.

- 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.

- 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.

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

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

- 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.

- 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.

- 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.

- Các đề xuất, kiến nghị (nếu có).

c) Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, trình Cục Điều tiết điện lực Báo cáo đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện truyền tải theo quy định tại Điểm b Khoản này.

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 cho Đơn vị truyền tải điện:

a) Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

- Danh sách các nhà máy điện mới dự kiến đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo, tiến độ thực hiện đầu tư, đấu nối và ngày dự kiến vận hành của các nhà máy điện đó;

- 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;

- Các thay đổi liên quan đến đấu nối các nhà máy điện hiện có trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

b) 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:

- 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;

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

- 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;

- 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.

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

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

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

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

d) Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

Công suất, điện năng xuất, nhập khẩu;

Tiến độ đưa vào vận hành các công trình nguồn điện mới năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

3. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm đánh giá và thông qua Báo cáo đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của Đơn vị truyền tải điện.”

5. Bãi bỏ Điều 23, Điều 24, Điều 25.

6. 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 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 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. 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 một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển, hai kết nối 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.”

7. 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 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 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 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.”

8. 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) trong chế độ làm việc bình thường của hệ thống điện;

b) Chế độ điều khiển công suất phát:

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

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

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

2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất tác dụng với tốc độ tối thiểu 10% công suất định mức/phút. Giá trị cài đặt tốc độ tăng hoặc giảm công suất tác dụng do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán, xác định.

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 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

4. 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 0% đến 5% (tương đương 0%-40% công suất định mức/Hz). 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.

5. Nhà máy điện gió và 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:

- Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp định mức, 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;

- Nếu điện áp tại điểm đấu nối biến thiên ngoài dải ± 10% điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng hỗ trợ phát hoặc nhận công suất phản kháng ở mức tối thiểu hai lần sự biến thiên của điện áp (tương ứng với tối thiểu 2% công suất phản kháng định mức khi điện áp tại điểm đấu nối thay đổi 1%) nhưng không vượt quá công suất phản kháng định mức của nhà máy.

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.

6. Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp định mức, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời 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) 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 01 phút.

7. 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.

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.           

8. 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 và có khả năng chịu được thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 03% điện áp danh định.

9. Tổng mức sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị sau:

a) Tổng biến dạng sóng hài điện áp không vượt quá 3% (tính theo % điện áp danh định); 

b) Tổng mức sóng hài dòng điện không vượt quá 3% (tính theo % dòng điện định mức).

10. 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.

11. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển 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 tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

12. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có trách nhiệm thỏa thuận và cung cấp thông tin quan trắc khí tượng, 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.”

9. Sửa đổi Điều 72 như sau:

“Điều 72. Các loại dịch vụ phụ trợ

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

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

2. Khởi động nhanh (Điều tần cấp 3).

3. Điều chỉnh điện áp.

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

5. Khởi động đen.”

10. 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 cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất đáp ứng với sự thay đổi tần số của hệ thống điện. Các tổ máy phải cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp phải có khả năng cung cấp toàn bộ công suất suất điều tần thứ cấp đã đăng ký trong vòng 10 phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu 15 phút.

2. Khởi động nhanh (hay điều khiển tần cấp 3): 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.

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 thực tế trong toàn 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 tối 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 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.”

11. Điều 74 hiệu chỉnh như sau:

“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 dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để thực hiện điều khiển tần số trong phạm vi cho phép;

b) 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;

c) 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 ổn định hệ thống điện quốc gia hoặc khu vực.

d)  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.”

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 như sau:

1. Bổ sung Điều 3 như sau:

“3a. Công suất định mức của nhà máy điện bằng tổng công suất định mức của các tổ máy trong nhà máy điện. Công suất định mức của tổ máy là thông số do 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 bằng công suất đặt của các tấm pin mặt trời nhân với hệ số chuyển đổi của các bộ chuyển đổi “inverter” do nhà sản xuất công bố.”

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 phối bao gồm 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 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 đấu nối 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. Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành 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 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. 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% của 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 thảo thuận thống nhất với khách hàng.”

3. 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 (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 được tính theo công thức sau:

Trong đó:

- THD: Tổng biến dạng sóng hài điện áp;

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

- V₁: 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 tối đa cho phép

2. Sóng hài dòng điện:

a) Tổng biến dạng sóng hài dòng điện ở phụ tải cực đại (TDD) 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 cực đại được tính theo công thức sau:

Trong đó:

- TDD: Tổng biến dạng sóng hài dòng điện tại phụ tải cực đại;

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

- I_L: Giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải cực đại.

b) Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra Biến dạng sóng hài dòng điện ở phụ tải cực đại 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

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

Bảng 1c

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

3. Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều này nhưng phải đảm bảo các điều kiện sau:         

- 95% giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo là 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.

- 99% giá trị đo sóng hài điện áp với thời gian đo là 01 ngày và tần suất lấy mẫu 03 giây/lần không được vượt quá 1,5 lần các giá trị giới hạn quy định.

- 99% giá trị đo sóng hài dòng điện với thời gian đo là 01 ngày và tần suất lấy mẫu 03 giây/lần không được vượt quá 02 lần các giá trị giới hạn quy định.”

4. Sửa đổi, bổ sung 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 nhấp nháy điện áp

2. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Ps_t) và mức nhấp nháy điện áp dài hạn (P_lt) là giá trị đo theo tiêu chuẩn IEC hiện hành do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố.”

5. Sửa đổi Điều 9 như sau:

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

1. Dòng 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 ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố

2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối phải có đủ khả năng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo và chịu đựng dòng 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 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 và phải đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.

4. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối để Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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.”

6. Sửa đổi tên Chương IV như sau:

“ Chương IV

ĐÁNH GIÁ AN NINH CUNG CẤP ĐIỆN TRUNG HẠN CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI”

7. Sửa đổi Điều 22 như sau

“Điều 22. Đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện phân phối

1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:

a) Hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện phân phối trong phạm vi lưới điện do Đơn vị phân phối điện quản lý cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2) đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định hệ thống điện phân phối, đáp ứng nhu cầu nhu cầu phát triển phụ tải điện.

b) Nội dung Báo cáo đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện phân phối:

Đánh giá hiện trạng, tình hình vận hành thực tế lưới điện phân phối đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại.

Dự báo nhu cầu phụ tải điện cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

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.

Danh mục các dự án lưới điện, 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 vận hành hệ thống điện phân phối dự kiến được bổ sung trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp sau.

Kết quả tính toán chế độ vận hành lưới điện phân phối và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện phân phối.

Kết quả tính toán ngắn mạch tới thanh cái trung thế của các trạm 110 kV, 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 9 Thông tư này.

Đánh giá chất lượng điện áp trên lưới điện phân pphối, tính toán bù công suất phản kháng và kế hoạch thực hiện bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối.

Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế trên lưới điện phân phối có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện phân phối.

Đề xuất chỉ tiêu độ tin cậy và tổn thất điện năng của lưới điện phân phối cho năm tới theo quy định tại Điều 13 và Điều 14 Thông tư này.

Phân tích khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này, đề xuất các giải pháp thực hiện để đáp ứng các yêu cầu quy định.

Các đề xuất, kiến nghị (nếu có).

c) Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, trình Cục Điều tiết điện lực Báo cáo đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm b Khoản này.

2. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm đánh giá và thông qua Báo cáo đánh giá an ninh cung cấp điện trung hạn của Đơn vị phân phối điện.”

8. Bãi bỏ Điều 23, Điều 24, Điều 25.

9. Sửa đổi, bổ sung 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 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 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 và thiết lập một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển, hai kết nối 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.”

11. Sửa đổi, bổ sung Điều 40 như sau:

“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 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) trong chế độ làm việc bình thường của hệ thống điện;

b) Chế độ điều khiển công suất phát: Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển công suất phát theo lệnh điều độ trong các trường hợp sau:

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

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

2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng tăng/giảm công suất tác dụng với tốc độ tối thiểu 10% công suất định mức/phút. Giá trị cài đặt  tốc độ tăng/giảm công suất tác dụng do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán, xác định.

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 hành theo quy định tại Bảng 5 Điểm a Khoản 2 Điều 39 Thông tư này.  

4. 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 0% đến 5% (tương đương 0%-40% công suất định mức/Hz). Giá trị cài đặt độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định.

5. Nhà máy điện gió và 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:

- Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp  định mức, 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;

- Nếu điện áp tại điểm đấu nối biến thiên ngoài dải ± 10% điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng hỗ trợ phát hoặc nhận công suất phản kháng ở mức tối thiểu hai lần sự biến thiên của điện áp (tương ứng với tối thiểu 2% công suất phản kháng định mức khi điện áp tại điểm đấu nối thay đổi 1%) nhưng không vượt quá công suất phản kháng định mức của nhà máy.

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.

6. Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp định mức, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời 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) 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 01 phút.

7. 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.

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.

8. 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 và 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 trở lên hoặc tới 05% điện áp danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.

9. Tổng mức sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị sau;

a) Tổng biến dạng sóng hài điện áp không vượt quá 3% (tính theo % điện áp danh định) ; 

b) Tổng mức sóng hài dòng điện không vượt quá 5% (tính theo % dòng điện định mức).

10. 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.

11. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời đấu nối từ cấp điện áp 110 kV trở lên phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển 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 tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

12. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có trách nhiệm thỏa thuận và cung cấp thông tin quan trắc khí tượng, 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.”

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 nối vào lưới điện 01 pha hoặc 03 pha theo thỏa thuận với Đơn vị phân phối 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 nối với lưới điện hạ áp 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 5a như sau:

Bảng 5a

Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện

tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện

3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 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:

- 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).

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 tối thiểu duy trì vận hành phát điện

tương ứng với các dải điện áp tại điểm đấu nối

5. Khi phát công suất tác dụng lớn hơn 20% công suất định mức và điện áp tại điểm đấu nối nằm trong dải vận hành bình thường, hệ thống điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở lên phải có khả năng điều chỉnh 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 và hoạt động theo đường đặc tính hệ số công suất hoặc hệ số công suất cố định do Đơn vị phân phối điện xác định.

6. 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.

7. 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.

8. Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo 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 điện mặt 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/thấp điện áp và bảo vệ quá/thấp 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 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 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 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 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 đầy 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 về việc cung cấp thông tin, tài liệu và ghi rõ trong thảo thuận đấu nối.”

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 tổ máy phát điện có đề nghị đấu nối vào lưới điện trung áp.”

16. Sửa đổi Khoản 2 Điều 45 như sau:

“2. Đối 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.” 

17. 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.”

18. 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 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 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 theo Quy định về điều kiện, trình tự ngừng giảm cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành. Thời gian khắc phục do hai bên thỏa thuận, trường hợp hai bên không thống nhất được thời gian khắc phục, các bên báo cáo Sở Công Thương xem xét, quyết định.

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 để 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 hoặc có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xấu 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.”

Điều 3. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày        tháng      năm 2019.

2. 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./.