Quyết định 4602/QĐ-BCT 2016 phê duyệt Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam

• Số hiệu: 4602/QD-BCT
• Loại văn bản: Quyết định
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Hoàng Quốc Vượng
• Ngày ban hành: 25/11/2016

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 4602/QĐ-BCT	Hà Nội, ngày 25 tháng 11 năm 2016

QUYẾT ĐỊNH

VỀ VIỆC PHÊ DUYỆT ĐỀ ÁN TỔNG THỂ PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN THÔNG MINH TẠI VIỆT NAM

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG

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

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

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đề án phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam;

Căn cứ vào Thông báo số 79/TB-VPCP ngày 24 tháng 02 năm 2014 của Văn phòng, Chính phủ về ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải tại cuộc họp về triển khai thực hiện phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam và Thông báo số 06/TB-VPCP ngày 07 tháng 01 năm 2015 của Văn phòng Chính phủ về ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải tại cuộc họp về tình hình thực hiện phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam năm 2014, phương hướng nhiệm vụ năm 2015;

Xét đề nghị của Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại Văn bản số 1824/EVN-KTSX ngày 06 tháng 5 năm 2016 và Dự thảo Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam hiệu chỉnh, bổ sung ngày 04 tháng 10 năm 2016;

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

QUYẾT ĐỊNH:

Điều 1. Phê duyệt Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam bao gồm 03 Đề án thành phần với các nội dung sau:

1. Mục tiêu:

a) Mục tiêu tổng quát:

- Từng bước triển khai và cụ thể hóa các chương trình, kế hoạch nhằm tăng cường hiệu quả quản lý, vận hành hệ thống điện góp phần đạt được các mục tiêu của Đề án phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012.

- Hiện đại hóa hệ thống cơ sở hạ tầng ngành điện, đi đôi với nâng cao năng suất lao động, chất lượng điện năng, chất lượng dịch vụ cung cấp điện, hiệu quả sản xuất kinh doanh và đảm bảo vận hành hệ thống điện, cung cấp điện ổn định, an toàn, tin cậy.

b) Mục tiêu cụ thể:

Triển khai thực hiện 3 Đề án thành phần với các mục tiêu cụ thể như sau:

- Xây dựng và phát triển hệ thống cơ sở hạ tầng, công nghệ thông tin dùng riêng cho hệ thống SCADA, điều khiển và bảo vệ trong hệ thống điện, thao tác đóng cắt từ xa các thiết bị của nhà máy điện và trạm điện đảm bảo an ninh, an toàn, tin cậy phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia. Tận dụng tối đa hệ thống cơ sở hạ tầng hiện có, đầu tư trang bị và ứng dụng tiến bộ khoa học kỹ thuật, công nghệ để phát triển đồng bộ hệ thống SCADA, hệ thống đo đếm và thu thập số liệu đo đếm, hệ thống viễn thông thông tin đáp ứng yêu cầu phát triển ngày càng lớn cả về quy mô và tốc độ của hệ thống điện quốc gia, đồng thời đảm bảo hiệu quả trong đầu tư và quản lý vận hành.

- Nghiên cứu mô hình tổ chức và từng bước triển khai các Trung tâm điều khiển để thao tác, đóng cắt từ xa các thiết bị cho lưới điện của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia và các Tổng công ty Điện lực đảm bảo phù hợp với mô hình tổ chức ngành, quy định về phân cấp điều độ, khai thác tối đa hiệu quả của các hệ thống SCADA, hệ thống thông tin viễn thông; ứng dụng công nghệ trong điều khiển, tự động hóa các trạm điện và trang thiết bị lưới điện để dần chuyển các trạm biến áp từ mô hình có người trực vận hành tại chỗ sang mô hình bán người trực vận hành hoặc không người trực vận hành để nâng cao năng suất lao động, tăng hiệu quả vận hành lưới điện và độ tin cậy cung cấp điện.

- Hiện đại hóa hạ tầng đo đếm, nâng cao năng suất lao động, hiệu quả trong công tác sản xuất kinh doanh, quản lý số liệu đo đếm, giảm thiểu các sai sót chủ quan do con người trong việc đọc, ghi và thu thập số liệu đo đếm, nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng và đáp ứng các yêu cầu cơ sở hạ tầng cho phát triển thị trường điện và có kế hoạch triển khai phù hợp để không gây áp lực lớn tới việc tăng giá điện.

- Đảm bảo hiệu quả đầu tư, tiết kiệm chi phí, làm chủ khoa học công nghệ để đảm bảo các yêu cầu về an toàn, an ninh quốc phòng và chống phá hoại từ bên ngoài trong quá trình quản lý vận hành hệ thống điện quốc gia.

- Thực hiện các nội dung, chương trình và mục tiêu của 3 Đề án thành phần phải đảm bảo phù hợp với Đề án nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh và năng suất lao động giai đoạn 2016 - 2020 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

2. Nội dung chính của mỗi Đề án thành phần

a) Đề án Nghiên cứu phát triển hệ thống SCADA trong hệ thống điện Việt Nam:

- Đầu tư, xây dựng và nâng cấp đồng bộ hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS tại các Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền, các Tổng công ty điện lực và Công ty điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương với các mục tiêu sau:

+ Đến năm 2020, phấn đấu đầu tư, trang bị và hoàn thiện đầy đủ hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS cho các Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền, các Tổng công ty điện lực và một số Công ty điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương đảm bảo tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng hiện có, hiệu quả và tối đa hóa mọi nguồn lực đầu tư. Các hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS phải được liên kết, phân quyền và chia sẻ dữ liệu đảm bảo đầy đủ thông tin và dữ liệu phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia an toàn, tin cậy; đặc biệt là khi có sự hình thành các Trung tâm điều khiển các nhà máy điện, các trạm biến áp thì hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS phải có khả năng tích hợp, liên kết tương thích.

+ Các nhà máy điện, trạm điện, Trung tâm điều khiển trong hệ thống điện phải được đầu tư, trang bị đầy đủ thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống thông tin viễn thông để đảm bảo kết nối đầy đủ tín hiệu về các hệ thống SCADA/EMS/DSM của các cấp điều độ có quyền điều khiển, Trung tâm điều khiển theo đúng Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

+ Thực hiện đồng bộ các giải pháp về đầu tư hạ tầng cơ sở, quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành và đào tạo nguồn nhân lực để đảm bảo kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA từ các nhà máy điện, trạm điện về các cấp điều độ có quyền điều khiển; đảm bảo số lượng và chất lượng tín hiệu ổn định, tin cậy, liên tục phục vụ công tác điều độ, vận hành và chạy các ứng dụng của hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS tại các cấp điều độ có quyền điều khiển. Phấn đấu đến năm 2020, tỷ lệ các nhà máy điện và trạm điện có kết nối và đáp ứng đủ tín hiệu SCADA phục vụ vận hành như sau: i) 100% các nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW, các trạm biến áp 500 kV, 220 kV có kết nối và đáp ứng đủ tín hiệu SCADA; ii) 100% các trạm biến áp 110 kV, các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 10MW đến 30 MW có kết nối hệ thống SCADA và 90% đáp ứng đủ tín hiệu SCADA phục vụ vận hành.

+ Từng bước triển khai để đến năm 2020 đưa vào khai thác các chức năng của hệ thống EMS, hệ thống DMS trong hệ thống SCADA tại các cấp điều độ, đặc biệt là các ứng dụng thời gian thực phục vụ công tác vận hành, điều độ hệ thống điện nhằm đảm bảo vận hành ổn định, an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia, nâng cao chất lượng cung cấp điện như: tính toán trào lưu công suất, phân tích sự cố, đánh giá trạng thái, tối ưu trào lưu công suất, tự động điều chỉnh công suất tổ máy, dự báo nhu cầu phụ tải điện.

- Tiếp tục hoàn thiện hệ thống viễn thông dùng riêng trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam đảm bảo vận hành tin cậy, cung cấp kênh truyền phục vụ điều hành sản xuất, kinh doanh, quản lý vận hành hệ thống điện. Phấn đấu đến năm 2020 đạt được các mục tiêu sau:

+ Đảm bảo 100% các nhà máy điện trên 30 MW, trạm biến áp 500 kV, 220kV được kết nối bằng hai đường truyền dẫn quang độc lập.

+ Đảm bảo 100% các trạm biến áp 110 kV được kết nối bằng cáp quang về Trung tâm điều khiển hoặc Trung tâm điều độ.

+ Đảm bảo trên 90% các Điện lực quận/huyện được kết nối bằng cáp quang vào hệ thống viễn thông dùng riêng.

b) Đề án Nghiên cứu mô hình tổ chức các Trung tâm điều khiển đóng cắt thiết bị từ xa cho lưới điện của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia và các Tổng công ty Điện lực:

- Tận dụng hệ thống cơ sở hạ tầng hiện có, từng bước nghiên cứu, đầu tư, nâng cấp và triển khai các mô hình Trung tâm điều khiển để thao tác, đóng cắt và điều khiển từ xa thiết bị điện trong lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối, đảm bảo phù hợp với điều kiện về tổ chức, phân cấp điều độ, cấu trúc ngành điện và quy định hiện hành, đảm bảo mục tiêu an toàn trong vận hành hệ thống điện, nâng cao độ tin cậy và chất lượng cung cấp điện, tăng hiệu quả sản xuất và quản lý vận hành.

- Mô hình Trung tâm điều khiển lưới điện truyền tải: Nghiên cứu, lựa chọn để bố trí Trung tâm điều khiển trong một trạm biến áp hiện có hoặc trạm biến áp dự kiến xây dựng trên hệ thống điện truyền tải để thực hiện thao tác xa một nhóm các trạm biến áp trong khu vực; Nhân viên vận hành tại các Trung tâm điều khiển thực hiện thao tác xa các thiết bị theo lệnh điều độ của các Cấp điều độ có quyền điều khiển.

- Mô hình Trung tâm điều khiển lưới điện phân phối: Trung tâm điều khiển có thể đặt tại Trung tâm/Phòng Điều độ lưới điện phân phối cấp tỉnh hoặc tại chi nhánh Công ty Lưới điện cao thế để thực hiện thao tác xa các thiết bị theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc điều khiển xa các thiết bị thuộc quyền điều khiển.

- Song song với việc hình thành các Trung tâm điều khiển, nghiên cứu áp dụng khoa học công nghệ trong điều khiển, tự động hóa trạm điện và trang thiết bị lưới điện để đồng bộ thực hiện chuyển các trạm biến áp từ mô hình có người trực vận hành tại chỗ sang mô hình bán người trực hoặc không người trực.

- Phấn đấu đến hết năm 2020, chuyển 60% trạm biến áp 220 kV và 100% trạm biến áp 110 kV thuộc phạm vi quản lý của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia và các Tổng công ty Điện lực vận hành theo tiêu chí trạm biến áp không người trực; Thực hiện điều khiển, thao tác xa an toàn, tin cậy và hiệu quả các trạm biến áp 220 kV, 110 kV trong hệ thống điện quốc gia.

c) Đề án Nghiên cứu phát triển công tơ điện tử và hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa:

- Ứng dụng khoa học công nghệ, công nghệ thông tin để trang bị, hoàn thiện hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm đầu nguồn, đo đếm ranh giới giao nhận điện năng giữa các đơn vị, khách hàng sử dụng điện trong hệ thống điện quốc gia phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện cạnh tranh.

- Xây dựng kế hoạch cụ thể, xác định phạm vi và thứ tự ưu tiên để từng bước hiện đại hóa hạ tầng đo đếm, trang bị công tơ điện tử và hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa cho các khách hàng sử dụng điện với mục tiêu: (i) Đảm bảo không tăng chi phí quá lớn so với lắp đặt công tơ cơ khí, không gây áp lực tới việc tăng giá điện; (ii) Đảm bảo tiêu chuẩn, chất lượng của công tơ điện tử và hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa; (iii) Đảm bảo tin cậy, chính xác, an ninh bảo mật số liệu đo đếm; (iv) Đảm bảo hiệu quả đầu tư và nâng cao năng suất lao động; (v) Nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng.

- Các mục tiêu cụ thể: (i) Đến hết năm 2017, đầu tư, hoàn thiện hệ thống đo đếm điện năng và thu thập số liệu đo đếm từ xa các vị trí đo đếm phục vụ công tác quản lý, sản xuất kinh doanh của các đơn vị điện lực (bao gồm đo đếm giữa các đơn vị và công tơ tổng các trạm biến áp phân phối 0,4 kV); (ii) Phấn đấu đến hết năm 2020, lắp đặt công tơ điện tử và thu thập số liệu đo đếm từ xa cho khoảng 50% khách hàng sử dụng điện.

- Nghiên cứu phương án thuê công tơ điện tử để áp dụng cho các khách hàng sử dụng điện (trong đó có khách hàng sử dụng điện sinh hoạt) để có thể sử dụng rộng rãi biểu giá điện theo thời gian (Time of Use-ToU).

- Xây dựng kế hoạch và lộ trình trang bị hệ thống đo đếm điện năng tiên tiến/đo đếm thông minh (Advanced Metering Infrastructure) phù hợp với lộ trình phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2012.

Điều 2. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực (Cơ quan thường trực của Ban Chỉ đạo phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam) có trách nhiệm:

a) Tổ chức kiểm tra, giám sát, đôn đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị trực thuộc thực hiện các nội dung của Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam được duyệt đảm bảo đáp ứng các mục tiêu chung và cụ thể trong quá trình phát triển lưới điện Thông minh tại Việt Nam.

b) Chủ động phối hợp với các Bộ, ngành liên quan để chỉ đạo, giám sát việc triển khai Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam, đáp ứng các mục tiêu đề ra, đảm bảo an toàn, an ninh đối với hệ thống điện Việt Nam.

c) Nghiên cứu, đề xuất áp dụng các cơ chế chính sách để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện năng và dịch vụ khách hàng.

d) Tiếp tục rà soát để đề xuất cấp có thẩm quyền sửa đổi, bổ sung các quy định kỹ thuật cho phát triển Lưới điện Thông minh, các Chương trình, Đề án cần thiết để triển khai đồng bộ các hợp phần còn thiếu trong cấu trúc tổng thể của Luới điện Thông minh.

đ) Hàng năm, tổ chức đánh giá kết quả triển khai Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam, báo cáo Bộ Công Thuơng, Ban Chỉ đạo phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:

a) Tập trung chỉ đạo các đơn vị trực thuộc hoàn thành lập kế hoạch chi tiết và tổ chức triển khai thực hiện đảm bảo đạt được các mục tiêu và nội dung đã được phê duyệt trong Quyết định này, phù hợp với tình hình tài chính, hoạt động sản xuất kinh doanh của từng đơn vị để đảm bảo hiệu quả đầu tư. Trong quá trình thực hiện, phải có phương án tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng hiện có, luân chuyển sử dụng các thiết bị, công tơ cơ khí còn sử dụng được, đào tạo cán bộ, bố trí lao động dôi dư nhằm tối ưu hóa hiệu quả đầu tư và sử dụng nhân lực.

b) Tăng cường công tác kiểm tra, đôn đốc các đơn vị trực thuộc, phối hợp chặt chẽ với các đơn vị liên quan để nâng cao tỷ lệ kết nối đầy đủ tín hiệu SCADA của các nhà máy điện và trạm biến áp trong hệ thống điện quốc gia, đảm bảo đáp ứng các mục tiêu được phê duyệt tại Quyết định này.

c) Tích hợp các nội dung về tài chính liên quan tới kế hoạch đầu tư các dự án trong Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam và tác động của kế hoạch đầu tư tới việc tăng giá điện vào “Kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm giai đoạn 2016-2020” báo cáo Bộ Công Thương xem xét để trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.

d) Chỉ đạo các đơn vị trực thuộc tăng cường, đẩy mạnh công tác truyền thông cho cộng đồng về việc tăng cường hiện đại hóa hệ thống điện Việt Nam, nâng cao chất lượng cung ứng điện và dịch vụ khách hàng, trong đó lồng ghép đồng bộ các nội dung của Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam.

đ) Chủ động tìm kiếm các nguồn tài trợ trong và ngoài nước để triển khai các chương trình, dự án trong khuôn khổ Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam.

e) Định kỳ 06 tháng một lần, tổng hợp và báo cáo Bộ Công Thương, Ban Chỉ đạo phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam kết quả thực hiện Đề án tổng thể phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam.

3. Trong quá trình thực hiện, nếu có vấn đề vướng mắc Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị báo cáo Bộ Công Thương (qua Cục Điều tiết điện lực) để hướng dẫn theo thẩm quyền.

Điều 3. Hiệu lực thi hành

1. Quyết định này có hiệu lực kể từ ngày ký.

2. Chánh Văn phòng Bộ, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Tổng cục trưởng Tổng cục Năng lượng, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các thành viên Ban Chỉ đạo phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam và Thủ trưởng các Đơn vị có liên quan có trách nhiệm thi hành Quyết định này./.

Nơi nhận: - Như Điều 3; - Thủ tướng Chính phủ (để b/c); - Các Phó Thủ tướng Chính phủ (để b/c); - Văn phòng Chính phủ; - Bộ trưởng (để b/c); - Tổng cục Năng lượng; - Vụ Khoa học Công nghệ; - Vụ Kế hoạch; - Tập đoàn Điện lực Việt Nam; - Các Tổng công ty Điện lực; - Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia; - Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia; - Lưu: VT, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG THỨ TRƯỞNG Hoàng Quốc Vượng

Tiếng Anh (English)

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom – Happiness ---------------
No. 4602/QD-BCT	Hanoi, November 25, 2016

DECISION

APPROVING THE MASTER SCHEME FOR DEVELOPMENT OF SMART GRIDS IN VIETNAM

MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE

Pursuant to Law on Electricity dated December 03, 2004 and the Law dated November 20, 2012 on amendments to Law on Electricity;

Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 elaborating some Article of the Law on Electricity and the Law on amendments to Law on Electricity;

Pursuant to the Government's Decree No. 95/2012/ND-CP dated November 12, 2012, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Prime Minister’s Decision No. 1670/QD-TTg dated November 08, 2012 approving the Scheme for Development of Smart Grids in Vietnam;

Pursuant to Notice No. 79/TB-VPCP dated February 24, 2014 of Government Office on directives of Deputy Prime Minister Hoang Trung Hai at the meeting on Initiation of Development of Smart Grids in Vietnam and Notice No. 06/TB-VPCP dated January 07, 2015 of Government Office on directives of Deputy Prime Minister Hoang Trung Hai at the meeting on Progress of Development of Smart Grids in Vietnam in 2014 and objectives of 2015;

...

...

...

At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority,

DECIDES:

Article 1. Approving the Master Scheme for Development of Smart Grids in Vietnam (hereinafter referred to as “the Master Scheme”), which consists of 03 component schemes

1. Objectives:

a) Overall objectives:

- Gradually execute and realize the programs and plans to improve effectiveness of management and operation of the electricity system and contribute to achievement of the objectives of the Scheme for Development of Smart Grids in Vietnam approved by the Prime Minister under Decision No. 1670/QD-TTg dated November 08, 2012.

- Modernize the electricity infrastructure and improve productivity, quality of electricity and generation services, production and business efficiency; ensure continuous operation, stability, safety and reliability of the electricity system.

b) Specific objectives:

Implement 3 component schemes with the following specific objectives:

...

...

...

- The models and gradually deploy Control Centers to operate remote breaking and closing mechanisms of devices of the National Power Transmission Corporation and Power Corporations in accordance with the industry organization and regulations on dispatch hierarchy in order to utilize the SCADA systems, information and telecommunications systems; apply new technologies to control and automation of power stations and grid devices in order to gradually converting the substations from manually-operated to semi-automatic or automatic, thus increase productivity and efficiency of the grid and reliability of power supply.

- Ensure investment efficiency and frugality; master technology to satisfy safety and national defense requirements and prevent sabotage during the management and operation of the national electricity system.

- Implement the contents, programs and objectives of 3 component schemes in accordance with the Scheme for Improvement of Business Efficiency and Productivity during 2016 – 2020 of EVN.

2. Primary contents of each component scheme

a) Development of SCADA system in Vietnam’s electricity system:

- Invest in, develop and upgrade the SCADA/EMS, SCADA/DMS systems at dispatch centers of the national electricity system, regional electricity systems, power corporations of regions and provinces with the following objectives:

+ By 2020, complete installation of the SCADA/EMS, SCADA/DMS systems at dispatch centers of the national electricity system, regional electricity systems, power corporations of regions and provinces; ensure utilization of existing infrastructure, efficiency and optimization of all investment sources. The SCADA/EMS and SCADA/DMS systems shall be connected, hierarchically organized and shared to ensure adequate information and data serving the safe and reliable operation and dispatch of the national electricity system, and are compatible to control centers of power plants and substations when they are completed.

+ Uniformly implement solutions including infrastructure investment, technical management, operation management and personnel training to ensure continuous transmission of SCADA signals from power plants and power stations to the dispatch control systems; ensure continuous and stable signal transmission serving dispatch, operation and running of applications of SCADA / EMS, SCADA / DMS systems at dispatch control systems.  By 2020: i) 100% of power plants with installed capacity of over 30 MW, 500 kV and 220 kV substations are connected and have sufficient SCADA signals; ii) 100% of 110 kV substations and power plants with installed capacity of 10 - 30 MW are connected to SCADA system and 90% of them have sufficient SCADA signals for operation.

+ Gradually develop and initiate EMS system and DMS system in the SCADA system at dispatch centers by 2020, especially real-time applications serving operation and dispatch of the electricity system to ensure stability, safety and reliability of the national electricity system and improve quality of electricity supply such as: capacity trend calculation, breakdown analysis, status assessment, capacity trend optimization, automatic capacity adjustment, load forecasting.

...

...

...

+ 100% of power plants with capacity over 30 MW, 500 kV and 220 kV substations are connected by two independent optical transmission cables.

+ 100% of 110 kV substations are connected to the control centers or dispatch centers by optical cables.

b) Organization of control centers for remote breaking and closing mechanisms of devices on the grids of National Power Transmission Corporation and Power Corporations:

- Utilize existing infrastructure; gradually study,  invest in, upgrade and apply control center models to operate remote breaking and closing mechanisms of devices of the transmission grids and distribution in a manner that is appropriate for the organization, hierarchy, structure of the electricity industry and applicable regulations; ensure safety during operation of the electricity system; improve reliability and quality of electricity supply; improve efficiency of production and operation.

- Transmission grid control center model: the control center can be installed within an existing substation or a new substation on the electricity transmission system to remotely control a group of substations in the region; operators at the control centers shall remotely control the devices according to the dispatch instructions of dispatch control systems.

- Distribution grid control center model: the control center can be installed in the dispatch center/room of the distribution grid of the province or at the branch of a high voltage grid company o remotely control he devices according to the dispatch instructions of dispatch control systems or the devices under their control.

- Control centers shall be developed together with application of control technologies, automation of power stations and grid devices to convert the substations from manually-operated to semi-automatic or automatic.

- By the end of 2020, it is expected that 60% of 220 kV substations and 100% of 110 kV substations under the management of National Power Transmission Corporation and Power Corporations are automatic; ensure safe, reliable and efficient remote control and operation of 220 kV and 110 kV substations in the national electricity system.

- Apply technological advances and information technology to upgrade the electricity metering system and meter reading system at generation points and delivery points between units and clients in the national electricity system serving operation of the electricity system and competitive electricity market.

...

...

...

- Specific objectives: (i) Complete the metering system and remote meter reading system by the end of 2017, including metering between the units and master meters of 0,4 kV distribution substations; (ii) 50% of customers have electronic meters connected to the remote meter reading system by the end of 2020.

- Consider leasing out electronic meters to customers (including residential customers) in order to widely apply Time-of-Use rates.

- Formulate plans and road map to provide advanced metering infrastructure in accordance with the road map for development of smart grids in Vietnam approved by the Prime Minister under Decision No. 1670/QD-TTg dated November 08, 2012.

Article 2. Organization of implementation

a) Supervise EVN and its affiliates implementing the approved Master Scheme to achieve overall and specific objectives therein.

b) Cooperate with relevant Ministries and central authorities in giving guidance and supervising the implementation of the Master Scheme to achieve the objectives, ensure safety and security of Vietnam’s electricity system.

c) Study and propose application of policies to improve reliability and quality of electricity and customers service.

d) Propose amendments to technical regulations serving development of smart grids, necessary programs and schemes to complete the overall structure of smart grids.

dd) Annually evaluate the implementation of the Master Scheme; submit reports to the Ministry of Industry and Trade and the Steering Committee for Development of Smart Grids in Vietnam.

...

...

...

a) Provide guidance for its affiliates on preparation and implementation of detailed plans to achieve the approved objectives specified in this Decision in a manner that is appropriate for their finance and operation in order to ensure investment efficiency. Plan the utilization of existing infrastructure, circulation of usable devices and meters, training and reassignment of redundant employees to optimize investment efficiency and human resources.

c) Integrate financial contents relevant to the plan for investment in the projects in the Master Scheme and its impact on electricity price increase in the “5-year business operation and investment plan 2016-2020”; submit a report to the Ministry of Industry and Trade, which will submit it to the Prime Minister for consideration and decision.

d) Request affiliates to increase communication of the modernization of Vietnam’s electricity system, improvement of quality of electricity supply and customer service, including uniform integration of contents of the Master Scheme.

dd) Seek domestic and overseas sponsorships for implementation of programs/projects within the framework of the Master Scheme.

e) Submit biannual reports on implementation of the Master Scheme to Ministry of Industry and Trade and the Steering Committee for Development of Smart Grids in Vietnam.

3. Difficulties that arise during the implementation of this Circular should be reported by EVN and units to the Ministry of Industry and Trade (via Electricity Regulatory Authority) for instructions.

Article 3. Effect

1. This Decision comes into force from the day on which it is signed.

2. Chief of the Ministry Office, Director of Electricity Regulatory Authority, Director of Energy Authority, General Director of EVN, members of the Steering Committee for Development of Smart Grids in Vietnam and heads of relevant units are responsible for the implementation of this Decision./.

...

...

...

PP MINISTER
DEPUTY MINISTER




Hoang Quoc Vuong