Qui định đấu nối các nhà máy điện năng lượng mặt trời vào hệ thống điện

 càng xấu hơn. 
Vì thế yêu cầu FRT có liên quan mật thiết 
đến cách thức NMĐMT phải tiếp tục làm 
việc trong trường hợp điện áp trên hệ thống 
điện giảm thấp do sự cố là nhằm duy trì tính 
ổn định lưới, độ tin cậy và an ninh hệ thống 
điện. Thường yêu cầu FRT được mô tả qua một 
đường cong cho trong QĐĐN, với dạng cơ bản 
như trong Hình 8 [6]: với các điểm làm việc nằm 
trên đường liền nét, NMĐMT vẫn đấu nối với 
lưới điện, trong khi với các điểm làm việc nằm 
dưới đường liền nét, NMĐMT sẽ phải cắt ra 
khỏi lưới điện. Tuy vậy, tại mỗi quốc gia QĐĐN 
lại có thể thêm các ràng buộc khác cho đường 
cong FRT, cho việc đấu nối và cắt khỏi lưới điện 
của nhà máy. Bốn tham số chính qui định các 
yêu cầu FRT: điện áp nhỏ nhất trong thời gian 
diễn ra sự cố (Vmin), thời gian diễn ra sự cố, thời 
gian phục hồi điện áp và điện áp trạng thái ổn 
định (Vss) (Hình 8). Các yêu cầu về FRT được 
áp dụng cho cả NMĐNLG và NMĐMT.
Đối với NMĐNLG, các thông số FRT theo 
một số QĐĐN đựợc cho trong Bảng 9, và Hình 
9 thể hiện các giới hạn FRT đối với NMĐMT 
theo QĐĐN của các quốc gia (Đức, Ý, Tây Ban 
Nha, Hoa Kì, Úc, Đan Mạch, Nhật Bản), và Hình 
10 cho QĐĐN của Đức (hiện nay là qui định có 
tính nghiêm ngặt nhất). Theo Hình 10, NMĐMT 
không được cắt khỏi lưới khi điểm làm việc nằm 
trên đường biên 1, nghĩa là nhà máy sẽ không 
được cắt ra ngay cả khi điện áp giảm xuống mức 
0% của điện áp danh định trong khoảng thời 
gian 150 ms sau thời điểm xảy ra sự cố (fault 
occurrence), tức 7.5 chu kỳ đối với 50Hz. Thời 
gian phục hồi điện áp không được vượt quá 1500 
Hình 7. Đường cong giới hạn của mức nhấp nháy điện áp
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019 7
ms (75 chu kỳ trên hệ thống 50Hz) với mức điện 
áp tối thiểu cho phép khi quay về trạng thái ổn 
định bằng 90% điện áp định mức. Bên dưới 
đường biên 3 (liền nét, màu xanh biển) không 
có yêu cầu duy trì đấu nối với lưới điện. Trong 
khu vực nằm trên đường 2 và dưới đường 1, có 
các tùy chọn sau tùy theo thỏa thuận với trung 
tâm điều độ hệ thống điện: hoặc vẫn tiếp tục phát 
điện khi có sự cố ngắn mạch, hoặc thực hiện cắt 
mạch trong thời gian ngắn, tối đa 2 giây, hoặc 
đường 2 có thể được thay đổi, tùy vào quan điểm 
đấu nối. Dưới đường biên 2 có thể chấp nhận cắt 
mạch NMĐMT trong thời gian ngắn hay kéo dài.
C. Yêu cầu tích hợp SCADA
QĐĐN yêu cầu về đảm bảo thông tin liên 
lạc giữa NMĐMT và công ti quản lí lưới điện 
truyền tải nhằm bảo đảm độ tin cậy của hệ thống. 
Các dữ liệu trên hệ thống SCADA được chia sẻ 
với mục đích giám sát theo thời gian thực các 
hoạt động và điều khiển (đóng, cắt, điều phối 
công suất phát,), đánh giá trạng thái nhằm 
xác định độ ổn định thời gian thực, sơ đồ ứng 
cứu khi sự cố, truyền thông, các vấn đề an toàn 
(đóng/cắt thiết bị). Hệ thống SCADA nội bộ 
trong NMĐMT bao gồm bộ thu thập dữ liệu, 
RTU, bộ truyền thông có khả năng đo lường và 
thu thập dữ liệu về nhiệt độ các tấm pin, bức xạ 
mặt trời, điện áp và dòng điện một chiều, điện 
áp và dòng điện xoay chiều của biến tần, trạng 
thái các rơle, Bộ thu thập dữ liệu bao gồm 
các biến dòng (DCT và ACT), biến điện áp và 
bộ phận truyền thông RS485 hay Ethernet như 
trên Hình 12 [10].
Hình 11 cho thấy đường cong yêu cầu FRT 
theo các QĐĐN NERC PRC-024-1
Bảng 9. Các yêu cầu FRT đối với NMĐNLG tùy 
theo QĐĐN tại các quốc gia
QĐĐN
Thời gian 
sự cố 
(ms)
Thời 
gian sự 
cố 
(chu kì, 
50 Hz)
Điện áp 
nhỏ nhất 
(% điện 
áp danh 
định 
Vnom)
Thời 
gian 
phục 
hồi điện 
áp (sec)
Đức 150 7.5 0 1.5
Đan 
Mạch 100 5 25 10
Tây Ban 
Nha 500 25 20 1
D. Quy định kỹ thuật đấu nối nguồn phân 
tán vào hệ thống điện tại Việt Nam
Hiện nay, Việt Nam chưa ban hành Quy 
trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật cho 
việc đấu nối các nhà máy điện sử dụng nguồn 
năng lượng mặt trời nói riêng, nhà máy điện sử 
dụng nguồn năng lượng tái tạo nói chung. Các 
chỉ tiêu kỹ thuật cho việc đấu nối điện mặt trời 
đang được xác định theo Thông tư số 39/2015/
TT-BCT ban hành ngày 18/11/2015 về Quy 
định hệ thống điện phân phối, và Thông tư số 
25/2016/TT-BCT ban hành ngày 30/11/2016 về 
Quy định hệ thống điện truyền tải. Sau đây là 
trích dẫn Mục 4 về yêu cầu kỹ thuật đối với nhà 
máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, Điều 42 
Thông tư 39/2015/TT-BCT [2].
Hình 10. Các thông số theo yêu cầu FRT theo QĐĐN Đức. 
Hình 8. Dạng tổng quát đường cong lướt qua sự cố (FRT) 
Hình 9. So sánh các đường cong FRT theo các QĐĐN 
khác nhau. 
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 20198
Mục 4. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI 
NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ, NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT 
TRỜI
Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy 
điện gió, nhà máy điện mặt trời
1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 
phải có khả năng duy trì vận hành phát công 
suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 
Hz theo các chế độ sau:
a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện 
công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của 
nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);
b) Chế độ điều khiển công suất phát
Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 
phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác 
dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều 
khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng 
lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây 
với độ sai số trong dải ± 1% công suất định mức, 
cụ thể như sau:
- Phát công suất theo đúng lệnh điều độ 
trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng 
hoặc lớn hơn giá trị dự báo;
- Phát công suất lớn nhất có thể trong 
trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn 
giá trị dự báo.
2. Trong chế độ vận hành bình thường, nhà 
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có 
khả năng phát công suất tác dụng và đảm bảo 
không bị ảnh hưởng do điện áp tại điểm đấu nối 
thay đổi trong dải cho phép quy định tại Điều 6 
của Thông tư này.
3. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 
tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả 
năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian 
tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành 
theo quy định tại Bảng 10. 
4. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, 
nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải 
giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ 
hơn 1% công suất định mức mỗi giây. Mức giảm 
công suất tương ứng với tần số được xác định 
theo công thức sau, trong đó: 
Bảng 10. 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
- ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng 
(MW);
- Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời 
điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);
- fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực 
hiện giảm công suất (Hz).
5. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt 
trời phải có khả năng điều chỉnh công suất 
phản kháng và điện áp như sau:
a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất 
Hình 11. Yêu cầu FRT theo QĐĐN (NERC) PRC-024-1 
Hình 12. SCADA trong NMĐMT
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 2019 9
tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20 % công suất 
tác dụng định mức và điện áp trong dải vận 
hành bình thường, nhà máy điện phải có khả 
năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng 
trong dải hệ số công suất 0.95 (ứng với chế độ 
phát công suất phản kháng) đến 0.95 (ứng với 
chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm 
đấu nối (PCC) ứng với công suất định mức;
b) Trường hợp nhà máy điện phát công 
suất tác dụng nhỏ hơn 20 % công suất định 
mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận 
hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với 
đặc tính của tổ máy phát điện;
c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối 
trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy 
điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại 
điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0.5 
% điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) 
trong toàn bộ dải làm việc cho phép của tổ 
máy phát điện và hoàn thành trong thời gian 
không quá 02 phút;
d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối 
biến thiên ngoài dải ±10 % điện áp định mức, 
nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh 
công suất phản kháng ở mức tối thiểu 2 % so 
với công suất phản kháng định mức tương ứng 
với mỗi % điện áp biến thiên tại điểm đấu nối.
6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 
tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả 
năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với 
dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian 
như sau:
a) Điện áp dưới 0.3 pu, thời gian duy trì tối 
thiểu là 0.15 giây;
b) Điện áp từ 0.3 pu đến dưới 0.9 pu, thời 
gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức 
sau: 
Tmin = 4U – 0.6, trong đó:
- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối 
thiểu;
- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối 
tính theo đơn vị pu.
c) Điện áp từ 0.9 pu đến dưới 1.1 pu, nhà 
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy 
trì vận hành phát điện liên tục;
d) Điện áp từ 1.1 pu đến dưới 1.15 pu, nhà 
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy 
trì vận hành phát điện trong thời gian 3 giây;
e) Điện áp từ 1.15 pu đến dưới 1.2 pu, nhà 
máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy 
trì vận hành phát điện trong thời gian 0.5 giây.
7. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời 
phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự 
nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 1 
% điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà 
máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được 
thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại 
điểm đấu nối tới 3 % điện áp danh định đối với 
cấp điện áp từ 220 kV trở lên.
8. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy 
điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm 
đấu nối không vượt quá giá trị 3 %.
9. Mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện 
gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu 
nối không được vượt quá giá trị quy định tại 
Điều 9 Thông tư này.
Bảng 11. Mức nhấp nháy điện áp đối với 
lưới truyền tải
Cấp điện áp Plt95% Pst95%
220, 500 kV 0,6 0,8
Trong đó: Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao 
cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 
tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá 
giá trị này; Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao 
cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 1 
tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá 
giá trị này.
III. ĐÁNH GIÁ VỀ NHỮNG QUY ĐỊNH 
KĨ THUẬT ĐỐI VỚI NGUỒN ĐIỆN 
PHÂN TÁN 
Về cơ bản, quy định kĩ thuật đối với nguồn 
điện phân tán khi đấu nối vào lưới điện phân 
phối của Việt Nam được thể hiện trong thông 
tư 39/2015/TT-BCT đã đáp ứng được những 
yêu cầu cần thiết khi đấu nối nguồn điện phân 
tán vào lưới phân phối trung áp. Đánh giá về 
những yêu cầu kĩ thuật khi đấu nối nguồn điện 
phân tán vào hệ thống điện của Việt Nam và 
một số quốc gia trên thế giới được trình bày 
như sau [3]:
1. Tiêu chuẩn về tần số
Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định dải 
tần số làm việc bình thường của nguồn điện 
phân tán rộng hơn so với tiêu chuẩn của Hoa Kì 
nhưng lại hẹp hơn so với tiêu chuẩn của một số 
quốc gia Tây và Bắc Âu.
 BẢN TIN HỘI ĐIỆN LỰC MIỀN NAM - THÁNG 3 / 201910
2. Tiêu chuẩn về điện áp
Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định dải 
điện áp làm việc của nguồn điện phân tán tại 
điểm đấu nối nhà máy điện với lưới điện là 
+10% và -5%. Trong khi Hoa Kì, Anh và các 
quốc gia Bắc Âu quy định dải làm việc bình 
thường này là +5% và -10%. Như vậy quy định 
về dải điện áp làm việc của nhà máy điện trong 
lưới phân phối không chỉ gây khó khăn cho vận 
hành nguồn điện phân tán đấu nối vào lưới 
điện trung áp (giới hạn dưới cao) mà còn có thể 
ảnh hưởng đến chất lượng điện năng cung cấp 
cho khách hàng trên lưới trung áp ( giới hạn 
trên cao).
3. Yêu cầu về hệ thống bảo vệ
Mặc dù yêu cầu về hệ thống bảo vệ giữa các 
quốc gia không có sự thống nhất nhưng các 
quốc gia này đều yêu cầu nguồn điện phân tán 
phải trang bị một số loại bảo vệ với thông số 
cụ thể. Trong khi đó thông tư 39/2015/TT-BCT 
chưa đề cập đến những yêu cầu này. Thông tư 
39/2015/TT-BCT đưa việc trang bị hệ thống 
bảo vệ của nguồn điện phân tán là thỏa thuận 
giữa đơn vị phân phối điện và khách hàng.
4. Tiêu chuẩn về chất lượng điện
Các tiêu chuẩn về chất lượng điện năng được 
trình bày trong thông tư 39/2015/TT-BCT đã 
bám sát với các tiêu chuẩn quốc tế mà nhiều 
quốc gia đang áp dụng và phù hợp với điều kiện 
thực tế của Việt Nam.
IV. KẾT LUẬN
Hiện nay các QĐĐN cho NMĐMT tại 
một số quốc gia qui định các yêu cầu chi 
tiết về mặt kĩ thuật khi các nhà máy điện 
từ nguồn năng lượng tái tạo được đấu nối 
vào lưới điện trung hay hạ áp. Các qui định 
này phản ánh mức xâm nhập ngày càng tăng 
của các nguồn phát năng lượng tái tạo vào 
hệ thống điện. Nhìn chung, các QĐĐN đều 
tập trung vào các vấn đề: điều khiển tần số/ 
công suất tác dụng, điện áp/ công suất phản 
kháng, chất lượng điện (họa tần, mức nhấp 
nháy điện áp), và đặc biệt về yêu cầu lướt qua 
sự cố FRT. Các QĐĐN được trình bày trong 
thông tư 39/2015/TT-BCT tương đối bám sát 
với các tiêu chuẩn quốc tế mà nhiều quốc gia 
đang áp dụng và phù hợp với điều kiện thực 
tế của Việt Nam, và cơ bản, quy định kĩ thuật 
đối với nguồn điện phân tán khi đấu nối vào 
lưới điện phân phối của Việt Nam được thể 
hiện trong thông tư trên có thể đáp ứng được 
những yêu cầu cần thiết khi đấu nối nguồn 
điện phân tán vào lưới phân phối trung áp.
TÀI LỆU THAM KHẢO
[1]. Overview of Grid Code and Operational 
Requirements of Grid-Connected Solar PV 
Power Plants; H. Khairy1, M. EL-Shimy, G. 
Hashem; Industry Academia Collaboration 
Conference (IAC), 2015, Energy and Sustainable 
Development Track, Apr 6-8, Cairo- Egypt, 
[2]. Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công 
Thương
[3]. Đề Tài “Đánh Giá Ảnh Hưởng của Nhà 
Máy Điện Mặt Trời Đầm An Khê Đến Lưới Điện 
Khu Vực Quảng Ngãi”; Trương Ngọc Trọng; 
tháng 04.2018, Đại Học Đà Nẵng.
[4]. Utility-Scale Photovoltaic Procedures and 
Interconnection Requirements, A. Ellis, et al., 
Sandia Report SANDIA 2012- 2090, February 
2012.
[5]. IEEE Recommended Practice for Utility 
Interface of Photovoltaic (PV) Systems- IEEE Std 
929-2000 , 
[6]. IEC 61727 Photovoltaic (PV) Systems- 
Characteristics of the Utility Interface, 
International Electrotechnical Commission, 
2004.
[7]. New German Grid Codes for Connecting 
PV Systems to the Medium Voltage Power 
Grid; E. Troester; 2nd International Workshop 
on Concentrating Photovoltaic Power Plants: 
Optical Design,
Production, Grid Connection, 2009.
[8]. Draft on Generator Frequency and 
Voltage Protective Relay Settings (2013), Std. 
N.E.R.C. PRC-024-1/Draft 6.
[9]. IEEE Recommended Practices and 
Requirements for Harmonic Control in Electrical 
Power Systems, IEEE Std 519-1992, pp.1- 112, 
1993.
[10]. IEEE Guide for Monitoring, Information 
Exchange, and Control of Distributed Resources 
Interconnected with Electric Power Systems, 
IEEE Std 1547.3-2007, pp.1-158, 2007.