Bộ lọc tìm kiếm

Tải văn bản

Lưu trữ Góp ý

  • Thuộc tính
  • Nội dung
  • Tiếng anh
  • Lược đồ

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 đi, b sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012 và Luật sửa đi, b sung một s điều ca Luật Đầu tư công, Luật Đầu tư theo phương thức đi tác công tư, Luật Đầu tư, Luật Nhà ở, Luật Đu thu, 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 s 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 ca Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cu t chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Nghị định s 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, 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, b 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 đnh hệ thng 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 thng điện phân phối và Thông tư số 30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019 sửa đổi, bổ sung một s điều Thông tư s 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thng 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 phi.

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 ti, Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưng 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 b điện đã được đưa vào vận hành hoặc có hợp đng mua sm, lp 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 v Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thm quyn 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 tnh, thành phố trực thuộc TƯ;
- S Công Thương các tnh, thành phố trực thuộc TƯ;
- Viện Kiểm sát Nhân dân tối cao;
- Tòa án Nhân dân tối cao;
- Bộ trưng, 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 sn 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

 

 

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE
-------

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence - Freedom - Happiness
---------------

No. 39/2022/TT-BCT

Hanoi, December 30, 2022

 

CIRCULAR

AMENDMENTS AND SUPPLEMENTS TO CIRCULAR NO. 25/2016/TT-BCT DATED NOVEMBER 30, 2016 OF MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE ON ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM; CIRCULAR NO. 39/2015/TT-BCT DATED NOVEMBER 18, 2015 OF MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE ON ELECTRICITY DISTRIBUTION SYSTEM; CIRCULAR NO. 30/2019/TT-BCT DATED NOVEMBER 18, 2019 ON AMENDMENTS AND SUPPLEMENTS TO SEVERAL ARTICLES OF CIRCULAR NO. 25/2016/TT-BCT DATED NOVEMBER 30, 2016 OF MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE ON ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM, AND CIRCULAR NO. 39/2015/TT-BCT DATED NOVEMBER 18, 2015 OF MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE ON ELECTRICITY DISTRIBUTION SYSTEM

Pursuant to the Law on Electricity dated December 3, 2004; the Law on amendments and supplements to certain Articles of the Law on Electricity dated November 20, 2012, and the Law on Amendments and Supplements to several Articles of the Law on Public Investment, the Law on Public-Private Partnership Investment, the Law on Investment, the Law on Housing, the Law on Bidding, the Law on Electricity, the Law on Enterprises, the Law on Special Excise Duties and the Law on Civil Judgment Enforcement, in force as from January 11, 2022;

Pursuant to the Government's Decree No. 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 elaborating on the implementation of certain articles of the Law on Electricity and the Law on Amendments and Supplements to certain Articles of the Law on Electricity;

Upon the request of the Director of the Electricity Regulatory Authority;

The Minister of Industry and Trade herein promulgates the Circular on amendments and supplements to the Circular No. 25/2016/TT-BCT dated November 30, 2016 of the Minister of Industry and Trade on electricity transmission system; the Circular No. 39/2015/TT-BCT dated November 18, 2015 of the Minister of Industry and Trade on electricity distribution system; the Circular No. 30/2019/TT-BCT dated November 18, 2019 on amendments and supplements to several Articles of the Circular No. 25/2016/TT-BCT dated November 30, 2016 of the Minister of Industry and Trade on electricity transmission system, and the Circular No. 39/2015/TT-BCT dated November 18, 2015 of the Minister of Industry and Trade on electricity distribution system.

Article 1. Amendments and supplements to several Articles of the Circular No. 30/2019/TT-BCT dated November 18, 2019 on amendments and supplements to several Articles of the Circular No. 25/2016/TT-BCT dated November 30, 2016 of the Minister of Industry and Trade on electricity transmission system, and the Circular No. 39/2015/TT-BCT dated November 18, 2015 of the Minister of Industry and Trade on electricity distribution system

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “7. Amending and supplementing clause 1 of Article 31 as follows:

1. The customer having access to the transmission grid shall be responsible for investing in, installing and managing operation of the information system under their delegated authority, and ensuring it is connected to the information system under the control of the power transmission unit and the Dispatch Division given control (hereinafter referred to as authorized Dispatch Division); ensuring that data (including those of SCADA, PMU and fault recorder) are communicated and transmitted in a full, reliable and continuous manner for the purposes of normal operation of the electrical power system and market. The indispensable means of communication serving dispatching and operation activities in an electricity transmission system shall include direct communication channel, telephone, DIM and computer network.”.

2. Amending clause 10 of Article 1 as follows:

 “10. Amending clause 2 of Article 37 as follows:

2. Connection requirements of the Control Center

a) Requirements for connection to the communications system

- Get a data transmission line connected to a communication system of the authorized Dispatch Division.   Where there are multiple authorized Dispatch Divisions, all of them shall be responsible for agreeing on the data-sharing method;

- Connect two data transmission lines (including an active line and a standby line) to the control and information system of the power plant or station remotely controlled by the Control Center;

- The indispensable means of communication intended for dispatch between the authorized Dispatch Divisions and the Control Center shall comprise direct communication channel, telephone, DIM and computer network. The indispensable means of communication between the Control Center and power plants or stations shall comprise direct communication channel, telephone, and computer network.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- Make a connection to the SCADA system of the authorized Dispatch Division.   Where there are multiple authorized Dispatch Divisions, all of them shall be responsible for sharing data;

- Make two connections to such terminal device as RTU or Gateway, the control system of the power plant or station, and to the switchgear on the electrical grid remotely controlled by the Control Center.

c) The Control Center must install monitoring screens connected to closed-circuit television cameras at power plants or stations.”.

3. Amending clause 11 of Article 1 as follows:

 “11. Amending clause 3 of Article 38 as follows:

3. The generating set at a power plant must be capable of playing its role in controlling the primary frequency which falls outside of the dead band of the governor; of meeting at least 50% of its primary frequency control capacity within the first 15 seconds, and 100% of that within 30 seconds, as well as maintaining such level of capacity for at least 15 following seconds.   The primary frequency control capacity of a generating set shall be calculated according to the actual frequency deviation, its remaining available capacity, the primary response limit varying depending on its technology, and the installed parameters required by the Power System and Market Operator.".    

4. Amending clause 12 of Article 1 as follows:

 “12. Amending Article 42 as follows:

Article 42. Technical requirements of wind and solar power plants

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



a) Free generation mode: Generating the highest possible power shall depend on transformation of the primary energy source (e.g. wind or solar energy);

b) Generation capacity control mode:

Wind and solar power plants must be capable of restricting the generation capacity according to a dispatch instruction in the following cases:

- If the primary energy source varies to the degree lower than the limit according to the dispatch instruction, generating the highest possible power shall be required;

- If the primary energy source varies to the degree equal to or greater than the limit according to the dispatch instruction, generating the power equaling the limit according to the dispatch instruction with the tolerance falling within the ± 01% band of the rated capacity shall be required.

2. Wind and solar power plants which are, at any time, getting connected to electrical grids must have capacity to maintain generation of power for a minimum period of time corresponding to the respective power-generating frequency band shown in Table 8 below:

Table 8

Required minimum time length for maintenance of power generation at a wind or solar power plant corresponding to the respective frequency band of the power system

Frequency band

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



From 47.5 Hz to 48.0 Hz

10 minutes

From greater than 48 Hz to less than 49 Hz

30 minutes

From 49 Hz to 51 Hz

Continuous generation

From greater than 51 Hz to 51.5 Hz

30 minutes

From greater than 51,5 Hz to 52 Hz

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



3. When the power system’s frequency is greater than 50.5 Hz, wind and solar power plants may reduce active power according to the comparative slope of the droop characteristics line within the steep gradient range of between 2% and 10%. The set value of the comparative slope of the droop characteristics line is calculated and determined by the authorized Dispatch Division. The process of reduction in active power shall be recorded from the start no later than 02 seconds after recording the frequency of more than 50.5 Hz and shall be completed within 15 seconds. 

4. Wind and solar power plants must be capable of adjusting reactive power according to characteristics shown in the following diagram and described in point a and b of this clause:

a) If a power plant produces active power greater than or equal to 20% of the rated active power, and voltage at the high voltage side of the step-up transformer at the power plant within the nominal band of ± 10%, it shall be capable of adjusting reactive power continuously within the power factor range from 0.95 (in the reactive power producing mode) to 0.95 (in the reactive power receiving mode) on the high voltage side of the step-up transformer at the power plant, or at the point of separating measurement of the reactive power of each plant when there are many plants all connected to a step-up transformer corresponding to the rated capacity;

b) If a power plant generates the active power less than 20% of the rated power, it may reduce ability to receive or generate the reactive power, depending on its characteristics.

5. Voltage and reactive power control mode:

a) Wind and solar power plants must be capable of controlling voltage and reactive power:

- in the voltage control mode used according to the set voltage value or the voltage-adjusting droop characteristics (the characteristics of the relation between voltage and reactive power);

- in the control mode used according to the set value of reactive power;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



b) If voltage at the high voltage side of the step-up transformer at a power plant falls within the band of ± 10 % of the nominal voltage, wind or solar power plants must be capable of adjusting voltage at the low pressure side of the step-up transformer with the deviation no more than ± 0,5 % of the rated voltage (compared to the set voltage value) whenever the reactive power produced by a generating set remains within the permissible working band, and completing such adjustment within 05 seconds.

6. A wind and solar power plant which is, at any time, obtaining grid connection must be capable of maintaining its power generation corresponding to the respective voltage band at the high voltage side of its step-up transformer within the following time frames:

a) If voltage is less than 0.3 pu, the minimum maintenance time will be 0.15 second;

b) If voltage ranges from 0.3 pu to under 0.9 pu, the minimum maintenance time shall be calculated according to the following formula:

Tmin = 4 x U – 0.6

Where:

- Tmin (second): Minimum time required for maintenance of power generation;

- U (pu): Actual voltage at the high voltage side of the plant’s step-up transformer expressed in pu (per-unit);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



d) If voltage ranges from 1.1 pu to under 1.15 pu, the wind and solar power plant must maintain the power generation within 03 seconds;

dd) If voltage ranges from 1.15 pu to under 1.2 pu, the wind and solar power plant must maintain power generation within 0.5 second.

7. The level of phase imbalance, total harmonic distortion and voltage flicker caused by wind or solar power plants at the high voltage side of its step-up transformer shall not be allowed to exceed any of the values specified in Article 7, 8 and 9 herein.

8. A wind or solar power plant must invest in controlling and automatic equipment and systems to ensure stable, reliable and secure connection to the Automatic Generation Control (AGC) of the Electricity System and Market Operator to enable the remote control of its power generation capacity according to the dispatch instruction received from the Electricity System and Market Operator.

9. A wind or solar power plant shall maintain its grid connection when the frequency fluctuation rate in the power system which is measured within the time frame of 500 milliseconds falls within the range from 0 Hz/second to 01 Hz/second.

10. When voltage at the high voltage side of the step-up transformer of a power plant falls outside the band of ± 10 % of the rated voltage, the power plant must be capable of setting the priority mode of generation of reactive current (when the voltage is low), or absorption of reactive current (when voltage is high) to sustain the power system during breakdown, in which case the reactive current can vary from 0% to 10% of the power plant's rated current for every 1 % voltage change with the permissible maximum tolerance of 20 % (the rate of change is determined by the authorized Dispatch Division), and response time is not later than 100 milliseconds.

11. After such breakdown is successfully handled and the power system returns to the normal operating mode, a power plant must ensure:

a) it is capable of restoring the active power to return to the operating mode existing before the breakdown occurs with the rate of increase in the active power not less than 30% of the rated capacity per second, and not more than 200% of the rated power per second;

b) When sets of wind turbines or inverters of a solar power plant are shut down in case of the power system breakdown that lasts longer than the minimum required time of grid connection, these sets shall be reconnected to the power system not earlier than 03 minutes after the power system returns to normal operation at the rate of recovery of active power which is not greater than 10% of the rated power per minute.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



5. Amending clause 17 of Article 1 as follows:

 “17. Amending Article 73 as follows:

Article 73. Technical requirements of ancillary services

1. Secondary frequency control: The generating set or power plant providing the secondary frequency control service must be capable of starting to provide frequency control power within 20 seconds after receiving AGC signals from the Power System and Market Operator; completely providing the registered secondary frequency control power within 10 minutes, and maintaining this power level within at least 15 minutes.

2. Quick start: The generating set or power plant providing quick-start reserve must be capable of increasing to the rated power within 25 minutes and maintaining it for a minimum of 08 hours.

3. Voltage adjustment: The generating set or power plant providing the voltage adjustment service must be capable of changing the reactive power outside the adjustment band prescribed in clause 2 of Article 38 and clause 4 of Article 42 herein, meeting the requirements imposed by the Power System and Market Operator.

4. Must-run operation reserves for power system security purposes: The generating set or power plant providing the must-run operation service for electricity system security purposes must be capable of increasing to the rated power within 1 hour and maintaining such rated power for a minimum of 8 hours (excluding the start time).

5. Black start: The generating set or power plant providing the black start service must be capable of automatic cold start without needing any power supply from the national electricity system; connecting and supplying power to the power system after successful start.”.

6. Amending clause 18 of Article 1 as follows:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 74: Determination of demands and provision of ancillary services

1. General rules for determining demands for ancillary services, including:

a) Maintain the electrical power and capacity reserve level of the power system in order to meet power system operation and security standards;

b) Incur minimum expenses according to conditions and binding arrangements in the national electricity system.

2. The Power System and Market Operator, and the Vietnam Electricity Corporation shall be responsible for calculating demands for ancillary services for the national electricity system and seeking approval from the Vietnam Electricity Corporation according to the Procedures for determination of demands and provision of ancillary services issued by the Electricity Regulatory Authority.”.

7. Amending clause 10 of Article 2 as follows:

 “10. Amending clause 1 and 2 of Article 38 as follows:

1. The power plant connected to the distribution grid with the generation capacity of at least 10 MW (irrespective of any connection voltage level) and transformer substations of 110 kV not yet connected to the Control Center are required to be equipped with a Gateway or RTU, and establish two connections physically independent of the SCADA system of the authorized Dispatch Division. If power plants or transformer substations are under the control of multiple authorized Dispatch Divisions, these Dispatch Divisions shall be responsible for sharing information necessary for coordination in operation of the power system.

2. If the power plant connected to the distribution grid with the generation capacity of at least 10 MW has already connected to the Control Center, it must be equipped with a Gateway or RTU having one connection to the SCADA system of the authorized Dispatch Division, and two connections to the control system at the Control Center. Transformers of 110 kV that are controlled and operated remotely by the Control Center are required to be furnished with a Gateway or RTU making two connections to the control system at the Control Center and sharing information from the Control Center to the authorized Dispatch Division.”.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “11. Amending and supplementing Article 40 as follows:

Article 40. Requirements of wind power plants and solar power plants with greater than 1MW generation capacity connected to the distribution grid at the medium-voltage or higher level

1. Wind and solar power plants must be capable of maintaining generation of active power in the following modes:

a) Free generation mode: Generating the highest possible power may depend on transformation of the primary energy source (e.g. wind or solar energy);

b) Generation capacity control mode:

Wind and solar power plants must be capable of restricting the generation capacity according to a dispatch instruction in the following cases:

- If the primary energy source varies to the degree lower than the limit according to the dispatch instruction, generation of the highest possible power shall be required;

- If the primary energy source varies to the degree equal to or greater than the limit according to the dispatch instruction, generating the power equaling the limit according to the dispatch instruction with the tolerance falling within the ± 01% band of the rated capacity shall be required.

2. Wind and solar power plants which are, at any time, getting connected to electrical grids must have capacity to maintain generation of power for a minimum period of time corresponding to the respective power-generating frequency band shown in Table 5b below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Required minimum time length for maintenance of power generation of a wind or solar power plant corresponding to the respective frequency band of the power system

Frequency band

Required minimum time length

From 47.5 Hz to 48.0 Hz

10 minutes

From greater than 48 Hz to less than 49 Hz

30 minutes

From 49 Hz to 51 Hz

Continuous generation

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



30 minutes

From greater than 51,5 Hz to 52 Hz

01 minute

3. When the power system’s frequency is greater than 50.5 Hz, a wind and solar power plant may reduce active power according to the comparative slope of the droop characteristics line within the steep gradient range of between 02% and 10%. The set value of the comparative slope of the droop characteristics line is calculated and determined by the authorized Dispatch Division. The process of reduction in active power shall be recorded from the start no later than 02 seconds after recording the frequency of more than 50.5 Hz and shall be completed within 15 seconds. 

4. A wind or solar power plant must be capable of adjusting reactive power according to the characteristics shown in the following diagram and described in point a and b of this clause:

a) If the power plant produces the active power greater than or equal to 20% of the rated active power, and voltage on the high voltage side of its step-up transformer falling within the nominal band of ± 10%, it shall be capable of adjusting reactive power continuously within the power factor range from 0.95 (in the reactive power producing mode) to 0.95 (in the reactive power receiving mode) at the high voltage side of the step-up transformer at the power plant, or at the point of separating measurement of the reactive power of each plant when there are many plants all connected to a step-up transformer corresponding to the rated capacity;

b) If the power plant generates the active power less than 20% of the rated power, it may reduce its capability to receive or generate the reactive power, depending on its characteristics.

5. Voltage and reactive power control mode:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- in the voltage control mode used according to the set voltage value or the voltage-adjusting droop characteristics (the characteristics of the relation between voltage and reactive power);

- in the control mode used according to the set value of reactive power;

- in the control mode used according to power factors;

b) If voltage at the high pressure side of the step-up transformer at a power plant falls within the band of ± 10 % of the nominal voltage, wind or solar power plants must be capable of adjusting voltage at the low pressure side of the step-up transformer with the deviation no more than ± 0,5 % of the rated voltage (compared to the set voltage value) whenever the reactive power produced by a generating set remains within the permissible working band, and completing such adjustment within 05 seconds.

6. A wind and solar power plant which is, at any time, obtaining grid connection must be capable of maintaining its power generation corresponding to the voltage band at the high pressure side of its step-up transformer within the following time frames:

a) If voltage is less than 0.3 pu, the minimum maintenance time will be 0.15 second;

b) If voltage ranges from 0.3 pu to under 0.9 pu, the minimum maintenance time shall be calculated according to the following formula:

Tmin = 4 x U – 0.6

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- Tmin (second): Minimum time required for maintenance of power generation;

- U (pu): Actual voltage at the high pressure side of the plant’s step-up transformer expressed in pu (per-unit);

c) If voltage ranges from 0.9 pu to under 1.1 pu, the wind and solar power plant shall be required to maintain continuous power generation;

d) If voltage ranges from 1.1 pu to under 1.15 pu, the wind and solar power plant must maintain the power generation within 03 seconds;

dd) If voltage ranges from 1.15 pu to under 1.2 pu, the wind and solar power plant must maintain power generation within 0.5 second.

7. The level of phase imbalance, total harmonic distortion and voltage flicker caused by wind or solar power plants at the high pressure side of its step-up transformer shall not be allowed to exceed any of the values specified in Article 6, 7 and 8 herein.

8. A wind or solar power plants must invest in its controlling and automatic equipment and systems to ensure stable, reliable and secure connections to the Automatic Generation Control (AGC) of an authorized Dispatch Division to enable the remote control of its power generation capacity according to the dispatch instruction received from the authorized Dispatch Division.

9. A wind or solar power plant shall maintain its grid connection when the frequency fluctuation rate in the power system which is measured within the time frame of 500 milliseconds falls within the range from 0 Hz/second to 01 Hz/second.

10. When voltage at the high voltage side of the step-up transformer of a power plant falls outside the band of ± 10 % of the rated voltage, the power plant must be capable of prioritizing generation of reactive current (when the voltage is low), or absorption of reactive current (when voltage is high) to sustain the power system during breakdown, in which case the reactive current can vary from 0% to 10% of the power plant's rated current for every 1 % voltage change with the permissible maximum tolerance of 20 % (the rate of change is determined by the authorized Dispatch Division), and response time is not later than 100 milliseconds.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



a) it is capable of restoring the active power to return to the operating mode existing before the breakdown occurs with the rate of increase in the active power not less than 30% of the rated capacity per second, and not more than 200% of the rated power per second;

b) When sets of wind turbines or inverters of a solar power plant are shut down in case of the power system breakdown that lasts longer than the minimum required time of grid connection, these sets shall be reconnected to the power system not earlier than 03 minutes after the power system returns to normal operation at the rate of recovery of active power which is not greater than 10% of the rated power per minute.

12. A power plant is required to maintain grid connection when the voltage at the high voltage side of its step-up transformer happens to make an instantaneous phase swing of up to 20 degrees within 100 milliseconds without causing any power generation interruption or reduction.”.

9. Amending clause 13 of Article 2 as follows:

 “13. Amending clause 2 of Article 42 as follows:

2. Connection requirements of the Control Center

a) Requirements for connection to communications systems:

- Get a data transmission line connected to a communication system of the authorized Dispatch Division.   Where there are multiple authorized Dispatch Divisions, all of them shall be responsible for agreeing on the data-sharing method;

- Connect two data transmission lines (including an active line and a standby line) to the control and information system of the power plant or station remotely controlled by the Control Center;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



b) Requirements for connection to the SCADA system:

- Make a connection to the SCADA system of the authorized Dispatch Division.   Where there are multiple authorized Dispatch Divisions, all of them shall be responsible for sharing data;

- Make two connections to such terminal device as RTU or Gateway, the control system of the power plant or station, and to the switchgear on the electrical grid remotely controlled by the Control Center.

c) The Control Center must install monitoring screens connected to closed-circuit television cameras at the power plant or station.”.

Article 2. Amendments and supplements to several Articles of the Circular No. 25/2016/TT-BCT dated November 30, 2016 of the Minister of Industry and Trade on the electricity transmission system

1. Amending and supplementing clause 16 of Article 3 as follows:

 “16. Power transmission unit refers to an electricity entity that obtains the license for transmission of electricity.”.

2. Adding point d to clause 1 of Article 37 as follows:

 “d) Total rated capacity of power plants under the Control Center shall not exceed the rated capacity of the largest generating set in operation in the national power system as determined by the Power System and Market Operator.”.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “1. The wind or solar power plant having the installed capacity of greater than 30MW shall be required to invest in the control and automatic equipment and system to ensure stable, reliable and secure connection to Automatic Generation Control (AGC) of the Power System and Market Operator for the remote control of generation of the generating set according to the dispatch instruction received from the Power System and Market Operator. For power plants within an industrial zone that only sell part of their generated power to the national power system, the necessity of furnishing an AGC system is agreed upon and clearly stated in a Connection Agreement by the parties. Specific technical requirements concerning connection of the AGC signal of the generating set to SCADA/EMS of the Power System and Market Operator are specified in the Regulations on technical and operational requirements of SCADA brought into force by the Electricity Regulatory Authority.”.

4. Supplementing clause 8 of Article 38 as follows:

 “8. The generating set of a power plant shall maintain its grid connection when the frequency fluctuation rate in the power system which is measured within the time frame of 500 milliseconds falls within the range from 0 Hz/second to 01 Hz/second.”.

5. The title of Article 46 shall be revised as follows:

 “Article 46. Provision of documentation required for checking whether power is on at connection points for test run and acceptance testing purposes”.

6. Amending and supplementing the first hyphen bullet of point c of clause 1 of Article 46 as follows:

 “- Technical specifications of installed equipment include technical specifications of connected lines;”.

7. The title of Article 47 shall be revised as follows:

 “Article 47. Checking whether power is on at connection points for test run and acceptance testing purposes”.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “2. Power transmission unit shall be responsible for agreeing with the customers who wish to get connected on the process of checking the submitted documents, the report of acceptance test and the actual status of installation of equipment as per the Connection Agreement.”.

9. The title of Article 48 shall be revised as follows:

 “Article 48. Power-on status at connection points for test run and acceptance testing purposes”.

10. Amending and supplementing point a of clause 1 of Article 48 as follows:

 “a) Legal and technical dossier of a construction project:

- Written confirmation and commitment of the customer wishing to obtain power connection, stating that equipment within the power-on range has been tested and checked to meet the operational and technical requirements agreed at the connection points and fully comply with the law;

- Copy of the Report of inspection of power-on status at the connection points, stating that it has fully met the requirements set forth in the Connection Agreement;

- The metering system that has been completed in accordance with regulations, and in which indicators of delivery and receipt of electricity shown by meters installed have been cut off;

- The Power Purchase Agreement signed, or the agreement on sale and purchase, or delivery and receipt, of power;”.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “5. The electric grid, power plant and electrical equipment after the connection point of the customer that wishes to obtain connection may be officially put into operation only after having a full report of the partial and complete test, fully meeting the requirements specified in this Circular, regulations on planning, land, construction, fire prevention and fighting, environment and other relevant legal regulations.”.

12. The title of Article 52 shall be revised as follows:

 “Article 52. Provision of documentation required for checking whether power is on at points of connection of equipment of power transmission units for test run or acceptance testing purposes”.

13. Amending point dd of clause 1 of Article 52 as follows:

 “dd) The diagram showing the details of the plan of connection of the power facility of the power transmission unit and the parameters of the connection line;”.

14. The title of Article 53 shall be revised as follows:

 “Article 53. Power-on status at points of connection of equipment of power transmission units for test run or acceptance testing purposes”.

15. Amending and supplementing point a of clause 1 of Article 53 as follows:

 “a) Legal and technical dossier:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- The metering system that has been completed in accordance with regulations, and in which indicators of delivery and receipt of electricity shown by meters installed have been cut off;”.

16. Amending and supplementing clause 4 of Article 59 as follows:

 “4. The transmission power system operates in the extreme emergency mode when one of the following conditions occurs or exists:

a) The frequency of the power system falls outside of the allowable frequency range in case of a single incident happening in the power system as specified in Article 4 hereof, or the frequency of the power system continues to decrease to below 49.5Hz after all backup sources have been mobilized;

b) The load-carrying rate of any equipment within the transmission grid or any equipment connected to the transmission grid shall be at least 110% of the rated value when failure of such equipment occurring due to overload may lead to the disintegration of the power system;

c) The voltage at any node on the transmission grid is low, resulting in the relay shedding the load according to the working low voltage; the voltage in the transmission grid is lower than 10% of the rated voltage, or there is a risk of collapse of the voltage in the power system as calculated by the Dispatch Division when there are no adjustment measure other than shedding of the load and the voltage continues to be in a downward trend.”.

17. Supplementing point dd of clause 3 of Article 60 as follows:

 “dd) Impose the configuration requirement for mobilization of the least available sources and inertia in the power system to ensure safe operation of the power system.”.

18. Amending and supplementing clause 3 of Article 62 as follows:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



19. Amending and supplementing point a and c of clause 3 of Article 64 as follows:

 “a) Change the generating capacity of the generating set; stop or start the generating set to restore the power system to the normal operating mode;

c) The automatic load shedding system must be arranged and installed properly to ensure that the power system does not disintegrate in case of failure or breakdown. The Power System and Market Operator shall be responsible for determining the installation location and setting values ​​of the protective relays in order to shed the load in the event of failure or breakdown occurring in the power system to ensure safety and security of the power system;”.

Article 3. Amendments and supplements to several Articles of the Circular No. 39/2015/TT-BCT dated November 18, 2015 of the Minister of Industry and Trade on electricity distribution system

1. Amending and supplementing clause 1 of Article 37 as follows:

 “1. The power plant connected to the distribution grid with the capacity of at least 10 MW or the transformer substation of 110 kV shall be furnished with the information system which is connected compatibly with the information system of the authorized Dispatch Division to serve the purposes of communication and data transmission necessary for operation of the power system. The indispensable means of communication intended for dispatch shall comprise direct communication channel, telephone, and computer network.”.

2. Adding point e of clause 2 of Article 39 as follows:

 “e. Generating sets of power plants shall maintain its grid connection when the frequency fluctuation rate in the power system which is measured within the time frame of 500 milliseconds falls within the range from 0 Hz/second to 01 Hz/second.

3. Adding Article 40a underneath Article 40 as follows:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1. Sources of wind and solar power which are, at any time, getting connected to the electric grid shall be required to have capacity to maintain generation of power for a minimum period of time corresponding to the respective power-generating frequency band shown in Table 5c below:

Table 5c.

Minimum time of maintenance of generation in proportion to frequency bands of power systems

Frequency band

Required minimum time length

From 48 Hz to less than 49 Hz

30 minutes

From 49 Hz to 51 Hz

Continuous generation

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



30 minutes

2. If the frequency of power system is greater than 50.5 Hz, the active power generated by the source of solar or wind power shall be reduced according to the following formula:

Where:

- ΔP: Reduced amount of active power (MW);

- Pm: Active power determined at the time prior to power reduction (MW);

- fn: Frequency of the power system prior to power reduction (Hz).

3. Sources of solar or wind power shall be capable of maintaining continuous generation of power within the voltage bands at connection points as prescribed in Table 5d hereunder:

Table 5d.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Voltage at connection points

Required minimum time length

Less than 50% of the nominal voltage

Not required

From 50% to less than 85% of the nominal voltage

02 seconds

From 85% to 110% of the nominal voltage

Continuous generation

From greater than 110% to 120% of the nominal voltage

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Greater than 120% of the nominal voltage

Not required

4. The source of solar or wind power shall not cause any invasion of direct current into the power distribution grid to the extent that such current exceeds 0.5% of the rated current at a connection point.

5. Sources of solar or wind power shall conform to regulations on voltage, phase balance, harmonics, voltage flicker and earthing mode prescribed in Article 5, 6, 7, 8 and 10 herein.

6. Sources of solar or wind power shall be equipped with security devices meeting the following requirements:

a) Automatically disconnect the power distribution grid in case of failure or breakdown occurring inside the source of solar or wind power;

b) Automatically disconnect the power distribution grid in case of loss of power supplied from the power distribution grid and fail to produce power to be supplied to the power distribution grid in case of loss of electricity currently taking place in the power distribution grid;

c) Do not automatically reconnect the electric grid when the following requirements have not been satisfied yet:

- The power grid’s frequency is maintained within the band from 48Hz to 51Hz during the minimum period of 60 seconds;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



d) Customers demanding connection shall negotiate and agree on the requirements regarding security systems with power distribution units, inter alia including at least protections specified in point a, b and c of this clause, over-voltage, low-voltage and frequency protection.  

7. In addition to the requirements specified in clause 1 through 6 of this Article, sources of solar or wind power with capacity of between 100 kW and 1 MW connected to the medium-voltage grid must satisfy the following technical requirements:

a) Ensure that the reactive power control mode is activated according to the power factor control mode with the power factor value (cosphi) set at the request of the authorized Dispatch Division, unless otherwise agreed upon with the authorized Dispatch Division;

b) Have the capacity to set the priority mode of generation of active or reactive power at the request of the authorized Dispatch Division when voltage at connection points falls outside the band of continuous operation requirements specified in clause 3 of this Article.

8. Investors in sources of solar and wind power connected to the medium-voltage grid with the capacity of between 100 kW and 1 MW shall be responsible for negotiating and reaching agreement with the power distribution unit on equipment and means of connection with the collection, monitoring and control system of the distribution Dispatch Division.”

4. Adding point d to clause 1 of Article 42 as follows:

 “d) Total rated capacity of power plants under the Control Center shall not exceed the rated capacity of the largest generating set in operation in the national power system as determined by the Power System and Market Operator.”.

5. The title of Article 47 shall be revised as follows:

 “Article 47. Requirements concerning provision of the dossier for checking whether power is on at connection points for test run or acceptance test purposes to be imposed upon customers having access to the power distribution grid connected to the power system at a voltage of 110 kV and customers whose generating sets are connected to the power system at the medium voltage".     

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “Article 48. Requirements concerning provision of the dossier for checking whether power is on at connection points for test run or acceptance test purposes to be imposed upon customers whose stations of their own are connected to the medium-voltage grid”.    

7. The title of Article 49 shall be revised as follows:

 “Article 49. Checking whether power is on at connection points for test run and acceptance testing purposes”.

8. Amending and supplementing clause 3 of Article 49 as follows:

 “3. Power distribution units shall be responsible for agreeing with the customers who demand power connection on the process of checking the submitted documents, the report of acceptance test and the actual status of installation of equipment as per the Connection Agreement.”.

9. The title of Article 50 shall be revised as follows:

 “Article 50. Power-on status at connection points for test run and acceptance testing purposes”.

10. Amending and supplementing point a of clause 1 of Article 50 as follows:

 “a) Legal and technical dossier:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- Copy of the Report of inspection of power-on status at the connection points, stating that it has fully met the requirements set forth in the Connection Agreement;

- The metering system that has been completed and on which indicators of electricity delivery and receipt have been cut off;

- The Power Purchase Agreement signed, or the agreement on sale and purchase, or delivery and receipt, of power;”.

11. Supplementing clause 4 of Article 50 as follows:

 “4. For the customers using electricity connected to the medium-voltage grid, it is allowed to turn on power at the connection points immediately after having the report of inspection of the power-on status at connection points, stating that they comply with the requirements set forth in the Connection Agreement, fully meet legal, technical, dispatching and operational requirements specified in clause 1 of this Article, and electrical safety requirements.”.

12. Amending and supplementing point d of clause 1 of Article 51 as follows:

 “d) The electric grid, power plant and electrical equipment after connection points of the customer that wishes to obtain connection may be officially put into operation only after having a full report of the partial and complete test, fully meeting the requirements specified in this Circular, regulations on planning, land, construction, fire prevention and fighting, environment and other relevant legal regulations.”.

13. The title of Article 55 shall be revised as follows:

 “Article 55. Provision of documentation required for checking whether power is on at points of connection to equipment of power distribution units for test run or acceptance testing purposes”.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 “Article 56. Power-on status at points of connection of equipment of power distribution units for test run or acceptance testing purposes”.

15. Amending and supplementing point a of clause 1 of Article 56 as follows:

 “a) Legal and technical dossier:

- Written confirmation and commitment of the Investor stating that equipment within the power-on range has been tested and checked to meet the operational and technical requirements agreed at the connection points, and fully comply with the law;

- The metering system that has been completed and on which indicators of electricity delivery and receipt have been cut off;”.

16. Amending and supplementing clause 1 of Article 62 as follows:

 “1. Manage and operate electric equipment and grids falling within their remit to ensure that they meet operational and technical requirements set out in this Circular, and comply with regulations regarding Dispatch Procedures, Operating Procedures, Troubleshooting/Failure or Breakdown Response Procedures in the national power system adopted by the Ministry of Industry and Trade, and other relevant legal regulations.”.

17. Amending and supplementing point a of clause 1 of Article 64 as follows:

 “a) Manage and operate electric equipment and grids falling within their remit to ensure that they meet operational and technical requirements set out in this Circular, and comply with regulations regarding Dispatch Procedures, Operating Procedures, Troubleshooting/Failure or Breakdown Response Procedures in the national power system adopted by the Ministry of Industry and Trade, and other relevant legal regulations.”.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



"2a. Departments of Industry and Trade of provinces and centrally-run cities shall be responsible for inspecting and supervising the compliance with the provisions of this Circular within their range of authority.”.

Article 4. Implementation provisions

1. This Circular is entering into force as of February 16, 2023.

2. Rescinding several articles and clauses of the Circular No. 25/2016/TT-BCT dated November 30, 2016 of the Minister of Industry and Trade on electricity transmission system, and the Circular No. 39/2015/TT-BCT dated November 18, 2015 of Minister of Industry and Trade on electricity distribution system, as follows:

a) Deleting the second hyphen of point a of clause 3 of Article 92 and clause 2 of Article 94 of the Circular No. 25/2016/TT-BCT dated November 30, 2016 of the Minister of Industry and Trade on electricity transmission system;

b) Deleting Article 92, 93, 94, 95, 96, 97 and 98 in the Circular No. 39/2015/TT-BCT dated November 18, 2015 of Minister of Industry and Trade on electricity distribution system.

3. Where electrical equipment has been put into operation, or there is a contract for procurement and installation of equipment in force before the effective date of this Circular that prescribes technical requirements and specifications different from those specified in this Circular, relevant regulations in force before the effective date of this Circular shall govern.

4. In the course of implementation of this Circular, if there is any difficulty that may arise, entities concerned shall send feedback to the Electricity Regulatory Authority to seek its decision or action within its jurisdiction, or for its reporting to the Ministry of Industry and Trade to seek its solution./.

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER




Dang Hoang An

 

 

;

Thông tư 39/2022/TT-BCT sửa đổi Thông tư 25/2016/TT-BCT quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định hệ thống điện phân phối và Thông tư 30/2019/TT-BCT sửa đổi Thông tư 25/2016/TT-BCT quy định 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

Số hiệu: 39/2022/TT-BCT
Loại văn bản: Thông tư
Nơi ban hành: Bộ Công thương
Người ký: Đặng Hoàng An
Ngày ban hành: 30/12/2022
Ngày hiệu lực: Đã biết
Tình trạng: Đã biết
Văn bản được hướng dẫn - [0]
Văn bản được hợp nhất - [0]
Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [3]
Văn bản bị đính chính - [0]
Văn bản bị thay thế - [0]
Văn bản được dẫn chiếu - [0]
Văn bản được căn cứ - [5]
Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Thông tư 39/2022/TT-BCT sửa đổi Thông tư 25/2016/TT-BCT quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định hệ thống điện phân phối và Thông tư 30/2019/TT-BCT sửa đổi Thông tư 25/2016/TT-BCT quy định 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

Văn bản liên quan cùng nội dung - [4]
Văn bản hướng dẫn - [0]
Văn bản hợp nhất - [3]
Văn bản sửa đổi bổ sung - [1]
Văn bản đính chính - [0]
Văn bản thay thế - [0]
Hãy đăng nhập hoặc đăng ký Tài khoản để biết được tình trạng hiệu lực, tình trạng đã bị sửa đổi, bổ sung, thay thế, đính chính hay đã được hướng dẫn chưa của văn bản và thêm nhiều tiện ích khác
Loading…