|
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 122/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày 27
tháng 12 năm 2014
|
QUYẾT ĐỊNH
BAN
HÀNH QUY TRÌNH LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM, THÁNG VÀ TUẦN TỚI
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg ngày 28
tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền
hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương;
Căn cứ Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02
tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường
phát điện cạnh tranh;
Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường điện
lực,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban
hành kèm theo Quyết định này Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần
tới hướng dẫn thực hiện Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014
của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều 2. Quyết
định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký; thay thế Quyết định số 77/QĐ-ĐTĐL
ngày 30 tháng 12 năm 2013 của Cục Điều tiết điện lực ban hành Quy trình lập kế
hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới.
Điều 3. Chánh
Văn phòng Cục, các Trưởng phòng, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu phát triển thị
trường điện lực và Đào tạo thuộc Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn
Điện lực Việt Nam, Giám đốc đơn vị điện lực và đơn vị có liên quan chịu trách
nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
- Bộ
trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Cao Quốc Hưng (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VP, PC, TTĐL.
|
CỤC TRƯỞNG
Nguyễn Anh Tuấn
|
QUY
TRÌNH
LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NĂM,
THÁNG VÀ TUẦN TỚI
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 122/QĐ-ĐTĐL ngày 27 tháng 12 năm 2014 của Cục trưởng Cục Điều
tiết điện lực)
Chương
I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều
1. Phạm vi điều chỉnh
Quy trình này quy
định nguyên tắc, phương pháp, trình tự và trách nhiệm của các đơn vị trong công
tác lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và tuần tới trong thị
trường phát điện cạnh tranh.
Điều
2. Đối tượng áp dụng
Quy trình này áp dụng
đối với các đơn vị sau đây:
1. Đơn vị mua buôn
duy nhất.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị truyền tải
điện.
5. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.
Điều
3. Giải thích từ ngữ
Trong quy trình này,
các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Chu kỳ giao
dịch là khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
2. Công suất công
bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị
chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị phát
điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường
điện.
3. Công suất phát
ổn định thấp nhất của nhà máy điện được xác định bằng công suất phát ổn
định thấp nhất (Pmin) của một tổ máy của nhà máy điện được lập lịch huy động
trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
4. Chương trình
tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn là phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn
để tính toán lịch lên xuống và biểu đồ huy động của các tổ máy được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị
trường điện tuần tới.
5. Dịch vụ phụ trợ
là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh,
dự phòng nguội, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh
điện áp và khởi động đen.
6. Đơn vị mua buôn
duy nhất là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng
mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
7. Đơn vị phát
điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện
và ký hợp đồng mua bán điện giữa các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy
nhất.
8. Đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà máy điện không được
chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
9. Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá
trực tiếp trên thị trường điện.
10. Đơn vị truyền
tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực
truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc
gia.
11. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá
trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều
hành giao dịch thị trường điện.
12. Giá công suất
thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi
chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các Đơn
vị phát điện trong thị trường điện.
13. Giá điện năng
thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao
dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện
trong thị trường điện.
14. Giá thị trường
điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường
của mỗi chu kỳ giao dịch.
15. Giá trần bản
chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy
phát điện trong bản chào giá ngày tới.
16. Giá trần thị
trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng
năm.
17. Giá trị cắt
giảm phụ tải là thông số sử dụng trong mô hình tính toán, đặc trưng cho giá
trị hàm phạt khi mô hình tính toán đưa ra kết quả có cắt giảm phụ tải do thiếu
nguồn.
18. Giá trị nước là
mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi
được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai,
tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
19. Hệ số suy giảm
hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian
vận hành.
20. Hệ số tải
trung bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong
01 năm hoặc 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán
hệ số tải năm hoặc tháng.
21. Hệ thống thông
tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ
quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện quản lý.
22. Hợp đồng cung
cấp dịch vụ phụ trợ là hợp đồng cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh,
dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện được ký
kết giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
23. Hợp đồng mua
bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất
với các Đơn vị phát điện hoặc mua bán điện với nước ngoài.
24. Hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn
duy nhất với các Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công
Thương ban hành.
25. Lập lịch có
ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương
pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ
thống điện.
26. Lập lịch không
ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương
pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ
thống điện.
27. Mô hình mô
phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy
phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường năm, tháng và
tuần tới.
28. Mô hình tính
toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính
toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng
trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và tuần tới.
29. Mức nước giới
hạn là mức nước thượng lưu cho phép thấp nhất của hồ chứa thủy điện vào
thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, để không ảnh hưởng đến an ninh
cung cấp điện, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và
công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và
ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
30. Mức nước tối
ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi
tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt
hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán và công bố.
31. Năm N là
năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
32. Ngày D là
ngày giao dịch hiện tại.
33. Ngày giao dịch
là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến
24h00 hàng ngày.
34. Nhà máy điện
BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh -
Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm
quyền.
35. Nhà máy điện
mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện
bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa
thuận căn cứ theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương
ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong
tính toán giá công suất thị trường.
36. Nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu là các nhà máy thủy điện lớn có vai trò quan
trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng
và vận hành.
37. Nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước
xả từ hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn
lượng nước về hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện
này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
38. Phụ tải hệ
thống điện bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ
tải hệ thống điện
miền.
39. Phụ tải hệ
thống điện miền là tổng sản lượng điện năng tiêu thụ của toàn hệ thống điện
miền có tính đến điện năng xuất khẩu và tổn thất trên lưới điện truyền tải, tổn
thất trên lưới điện phân phối thuộc miền.
40. Phụ tải hệ
thống điện quốc gia là tổng phụ tải hệ thống điện các miền và tổn thất trên
các đường dây liên kết miền.
41. Quy trình dự
báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện là Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải hệ
thống điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành theo Quyết định số 07/QĐ-ĐTĐL
ngày 14 tháng 3 năm 2013.
42. Quy trình lập
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải là
Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện
truyền tải do Cục Điều tiết điện lực ban hành theo Quyết định số 08/QĐ-ĐTĐL
ngày 14 tháng 3 năm 2013.
43. Sản lượng hợp
đồng giờ (Qc giờ)là sản lượng điện năng tại điểm giao nhận điện năng và
được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo hợp đồng mua bán
điện dạng sai khác.
44. Sản lượng hợp
đồng năm (Qc năm) là sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác.
45. Sản lượng hợp
đồng tháng(Qc tháng) là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp
đồng năm cho từng tháng.
46. Sản lượng hợp
đồng tuần (Qc tuần) là sản lượng điện năng cam kết hàng tuần của các máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
47. Sản lượng kế
hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
trong năm tới.
48. Sản lượng kế
hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
các tháng trong năm.
49. Sản lượng phát
lớn nhất của nhà máy điện là tổng sản lượng điện có thể phát được của cả
nhà máy trong một chu kỳ giao dịch có xét đến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa.
50. Sản lượng phát
lớn nhất tháng của nhà máy điện là tổng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy
điện trong các chu kỳ giao dịch của tháng tới.
51. Suất hao nhiệt
là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra
một đơn vị điện năng.
52. Thành viên
tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch
hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện được quy định tại Điều 2 Thông tư số
30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương về Quy
định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh .
53. Tháng M là
tháng vận hành thị trường điện hiện tại, được tính theo tháng dương lịch.
54. Thông tư số
30/2014/TT-BCT là Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương về Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
55. Thông tư số
12/2010/TT-BCT là Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương về Quy định hệ thống điện truyền tải .
56. Thông tư số
27/2009/TT-BCT là Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương về Quy định đo đếm điện năng trong Thị trường phát
điện cạnh tranh.
57. Thông tư số
46/2011/TT-BCT là Thông tư số 46/2011/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2011 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương về Quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục thẩm
định, phê duyệt chi phí định mức hàng năm của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu.
58. Tổng số giờ
tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã
vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm
vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy vận hành thương
mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê
duyệt trong năm N.
59. Tổng số giờ
tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy
đã vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ
thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy vận
hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được
phê duyệt trong tháng M.
60. Trang thông
tin điện tử thị trường điện là trang thông tin điện tử có chức năng công bố
thông tin vận hành thị trường điện.
61. Tuần T là
tuần vận hành thị trường điện hiện tại, bắt đầu từ 00h00 thứ Hai đến 24h00 Chủ nhật.
Chương
II
NGUYÊN
TẮC LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 4. Nguyên tắc
lập kế hoạch vận hành thị trường điện
1. Đảm bảo an ninh
cung cấp điện, đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn cao nhất trong điều kiện
thực tế của hệ thống.
2. Đảm bảo công bằng,
minh bạch đối với các thành viên tham gia thị trường điện.
3. Tuân thủ yêu cầu
về chống lũ, tưới tiêu và duy trì dòng chảy sinh thái theo các quy trình vận
hành hồ chứa thủy điện được phê duyệt và các đăng ký của Đơn vị phát điện có
xác nhận của cơ quan có thẩm quyền tại địa phương.
4. Đảm bảo ràng buộc
về nhiên liệu sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện.
5. Đảm bảo các điều
kiện kỹ thuật cho phép của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải.
6. Đảm bảo thực hiện
các thỏa thuận về sản lượng và công suất trong các hợp đồng xuất, nhập khẩu
điện; hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.
7. Đảm bảo huy động
nguồn điện theo mục tiêu tối thiểu hóa chi phí mua điện cho toàn hệ thống.
Điều 5. Nguyên tắc mô
phỏng hệ thống điện
Trong tính toán lập
kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và tuần tới, hệ thống điện Việt
Nam được mô phỏng trong các chương trình tính toán bao gồm ba miền Bắc, Trung,
Nam và liên kết với nhau qua đường dây truyền tải 500kV/220kV liên kết miền.
Điều 6. Hệ thống
chương trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện
Hệ thống chương trình
lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và tuần tới là một hoặc nhiều phần
mềm có các chức năng sau:
1. Tính toán giá trị
nước.
2. Mô phỏng thị
trường điện.
3. Phân loại tổ máy,
tính toán giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện.
4. Lựa chọn giá trần
thị trường điện.
5. Tính toán lựa chọn
nhà máy điện mới tốt nhất.
6. Tính toán giá công
suất thị trường.
7. Tính toán sản
lượng hợp đồng năm, tháng, tuần và giờ.
8. Tính toán giá phát
điện bình quân.
9. Tính toán tối ưu
thủy nhiệt điện ngắn hạn.
10. Các chức năng cần
thiết khác.
Chương
III
SỐ
LIỆU ĐẦU VÀO CHO LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 7. Số liệu đầu
vào
Số liệu đầu vào được
sử dụng trong công tác tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện bao gồm:
1. Phụ tải hệ thống
điện.
2. Thủy văn.
3. Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa.
4. Thông số nhà máy
thủy điện.
5. Thông số nhà máy
nhiệt điện.
6. Nhiên liệu.
7. Giới hạn truyền
tải.
8. Tiến độ công trình
mới.
9. Kế hoạch xuất,
nhập khẩu điện.
10. Dịch vụ phụ trợ.
11. Các số liệu hợp
đồng mua bán điện.
12. Phương thức giao
nhận điện năng.
13. Các số liệu chung
của thị trường.
Điều 8. Phụ tải hệ
thống điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách nhiệm dự báo phụ
tải hệ thống điện theo Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện.
Điều 9. Thủy văn
1. Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tất cả chuỗi số liệu thống kê lưu lượng nước về hồ thủy điện từng
tuần trong quá khứ của các nhà máy thủy điện dự kiến vận hành trong các chu kỳ
tính toán lập kế hoạch theo mẫu quy định tại Phụ lục 3
Quy trình này.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy thủy điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện chuỗi số liệu thống kê lưu lượng nước về hồ thủy điện
trong quá khứ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật các thông số về mức nước
bắt buộc phải đảm bảo trong các giai đoạn vận hành của các hồ chứa thủy điện
theo các quy trình vận hành liên hồ chứa, quy trình vận hành hồ chứa được cấp
có thẩm quyền phê duyệt.
4. Căn cứ chuỗi số
liệu thống kê do các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán chuỗi lưu lượng nước về theo các phương
pháp quy định tại Phụ lục 3 Quy trình này.
Điều
10. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách nhiệm lập kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây truyền tải
điện và các thiết bị kết nối liên quan theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải.
Điều
11. Thông số nhà máy thủy điện
1. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy thủy điện đang vận hành có trách nhiệm cung cấp các thông số kỹ
thuật của nhà máy đã được quy định trong hợp đồng mua bán điện và đặc tính hồ
chứa cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 4 Quy trình này.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện BOT phối hợp với Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp các
thông số của nhà máy cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo
quy định tại Phụ lục 4 Quy trình này.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định mức nước dự kiến của các
hồ thủy điện tại thời điểm bắt đầu chu kỳ tính toán lập kế hoạch vận hành thị
trường điện.
Điều
12. Thông số nhà máy nhiệt điện
1. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy nhiệt điện có trách nhiệm cung cấp các thông số kỹ thuật của nhà
máy đã được quy định trong hợp đồng mua bán điện cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 5
Quy trình này.
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện BOT phối hợp với Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp các
thông số của nhà máy cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo
quy định tại Phụ lục 5 Quy trình này.
3. Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm cung cấp các số liệu về suất hao nhiệt đã hiệu chỉnh
theo hệ số suy giảm hiệu suất hoặc suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án; hệ số
chi phí phụ của các tổ máy nhiệt điện theo quy định tại Điểm a
Khoản 3 Điều 17 Thông tư số 30/2014/TT-BCT; chi phí khởi động cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 5 Quy trình này.
Điều
13. Nhiên liệu
1. Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện các số liệu về giá nhiên liệu theo quy định tại Phụ lục 6 Quy trình này.
2. Căn cứ trên các số
liệu được Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cập nhật các số liệu về giới hạn cung cấp khí và
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các hệ thống cung cấp khí theo quy định tại Phụ lục 6 Quy trình này.
Điều
14. Giới hạn truyền tải
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giới hạn truyền tải, đặc
tính tổn thất truyền tải của các đường dây truyền tải liên kết hệ thống điện
miền phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
Điều
15. Tiến độ công trình mới
1. Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện:
a) Số liệu về tiến độ
các nhà máy mới dự kiến vận hành trong các chu kỳ tính toán lập kế hoạch vận
hành thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 7
Quy trình này;
b) Thông số kỹ thuật
của các nhà máy điện mới dự kiến vận hành trong các chu kỳ tính toán lập kế
hoạch vận hành thị trường điện theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 4 Quy trình này đối với các nhà máy thủy
điện và Phụ lục 5 Quy trình này đối với các nhà
máy nhiệt điện.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm cung cấp số liệu về tiến độ và thông số kỹ thuật các đường
dây mới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo biểu mẫu quy
định tại Phụ lục 7 Quy trình này.
Điều
16. Kế hoạch xuất, nhập khẩu điện
1. Số liệu sử dụng
trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới
a) Số liệu dự báo
xuất, nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại;
b) Biểu đồ xuất, nhập
khẩu điện ngày điển hình tại các điểm đấu nối.
2. Số liệu dùng trong
việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần tới
a) Số liệu dự báo
xuất, nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại;
b) Biểu đồ xuất nhập
khẩu điện ngày điển hình (ngày làm việc, ngày lễ, ngày thứ Bảy, Chủ nhật) tại
các điểm đấu nối.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị mua buôn duy
nhất tính toán và công bố các số liệu về xuất, nhập khẩu điện.
Điều
17. Dịch vụ phụ trợ
1. Số liệu dịch vụ
phụ trợ sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện bao gồm:
a) Yêu cầu dịch vụ
khởi động nhanh, khởi động chậm và dự phòng phải phát của hệ thống theo từng
tuần (MW);
b) Khả năng cung cấp
các loại dịch vụ dự phòng của các nhà máy.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các số liệu được quy
định tại Khoản 1 Điều này theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT .
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả xác định nhu cầu
dịch vụ phụ trợ cho năm tới để làm cơ sở lập kế hoạch mua và huy động các dịch
vụ phụ trợ trong năm.
Điều
18. Số liệu hợp đồng mua bán điện
1. Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện các số liệu trong hợp đồng mua bán điện về giá điện và sản lượng
điện của các đơn vị phát điện theo biểu mẫu quy định tại Phụ
lục 8 Quy trình này.
2. Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy BOT theo biểu mẫu
quy định tại Phụ lục 8 Quy trình này.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập số liệu về chi phí định
mức của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được Tập đoàn Điện lực
Việt Nam trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt theo Thông tư số
46/2011/TT-BCT .
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí
mua điện từ các nhà máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
và các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ của Tập đoàn Điện lực Việt Nam để
tính toán giá phát điện bình quân năm N+1.
Điều
19. Phương thức giao nhận điện năng
Đơn vị mua buôn duy
nhất có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phương thức giao nhận điện năng theo đúng quy định tại Thông tư số
27/2009/TT-BCT .
Điều
20. Số liệu chung của thị trường điện
1. Các số liệu chung
của thị trường điện bao gồm các thông số hàm phạt, các thông số thiết lập trong
các chương trình tính toán sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các số liệu chung của thị
trường theo quy định tại Phụ lục 9 Quy trình này để
thực hiện tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
3. Các số liệu chung
của thị trường điện được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kèm theo Báo cáo lập
kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới.
4. Trong trường hợp
cần thay đổi các số liệu chung của thị trường điện để đảm bảo các mục tiêu vận
hành thị trường điện, đảm bảo an ninh hệ thống và trong các trường hợp đặc biệt
khác, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định các số liệu mới
phù hợp, trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
Điều
21. Xử lý trong các trường hợp không có đầy đủ số liệu
1. Trong trường hợp
các đơn vị tham gia thị trường phát điện cạnh tranh cung cấp số liệu không đầy
đủ hoặc không chính xác, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
quyền yêu cầu các đơn vị cung cấp lại số liệu. Các đơn vị tham gia thị trường
điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp các số liệu chính xác theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Trong trường hợp
các đơn vị không tuân thủ các yêu cầu về cung cấp số liệu hoặc không đảm bảo
kịp thời và chính xác theo quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thu thập, tính toán các số liệu tối ưu nhất để thay
thế cho các số liệu đầu vào còn thiếu hoặc không chính xác. Số liệu tự thu
thập, tính toán phải được nêu rõ trong nội dung về số liệu đầu vào của kế hoạch
vận hành thị trường điện.
Chương
IV
KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NĂM TỚI
Điều
22. Nội dung và trình tự lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới, bao gồm các bước sau:
a) Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
b) Tính toán giá trị
nước và mức nước tối ưu các hồ chứa thủy điện;
c) Tính toán giới hạn
giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
d) Xác định các
phương án giá trần thị trường;
đ) Lựa chọn Nhà máy
điện mới tốt nhất;
e) Tính toán giá công
suất thị trường tương ứng với các phương án giá trần thị trường;
g) Tính toán giá phát
điện bình quân cho năm tới, giá phát điện bình quân cho các Nhà máy điện trực
tiếp tham gia thị trường điện theo từng phương án giá trần thị trường;
h) Chủ trì, phối hợp
với Đơn vị mua buôn duy nhất tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng
năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng hệ thống chương trình lập
kế hoạch vận hành thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Quy trình này để
tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới theo trình tự quy định
tại Sơ đồ 1 Phụ lục 1 Quy trình này.
Điều
23. Cung cấp số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Trước ngày 15
tháng 7 hàng năm, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện
trong hệ thống điện truyền tải.
2. Trước 01 tháng 8
hàng năm, các đơn vị tham gia thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện.
3. Trước ngày 01
tháng 9 hàng năm, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định tại Điều 9, Điều 11, Điều 12, Điều 13, Điều 14, Điều 15, Điều 16,
Điều 17, Điều 18 và Điều 19 Quy trình này.
Điều
24. Chuẩn bị các số liệu đầu vào cho lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm
tới
1. Trước ngày 15
tháng 8 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ
máy phát điện, đường dây truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan.
2. Trước ngày 01
tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành dự báo phụ tải.
3. Trước ngày 01
tháng 10 hàng năm, trên cơ sở các thông tin được các đơn vị cung cấp, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các thông số
và cập nhật vào các chương trình tính toán.
Điều
25. Phân loại nhà máy thủy điện theo điều tiết hồ chứa
1. Trước ngày 01
tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm xác định thời gian điều tiết hồ chứa, trong đó thời gian điều tiết hồ chứa
được tính toán dựa trên dung tích hữu ích của hồ chứa với giả thiết lưu lượng
nước về hồ bằng 0 m3s và lưu lượng chạy máy tối đa của nhà máy theo
công thức sau:
Trong đó:
Tđt: Thời gian điều tiết hồ chứa
(ngày);
Vhi: Thể tích hữu ích (triệu m3);
Qmax: Lưu lượng nước chạy máy tối đa
của nhà máy (m3/s).
2. Căn cứ thời gian điều
tiết hồ chứa theo tính toán, các nhà máy thủy điện được phân loại thành 03 nhóm
sau:
a) Nhóm nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần: Gồm các nhà máy thủy điện có thời gian điều
tiết (Tđt) lớn hơn 07 ngày;
b) Nhóm nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần: Gồm các nhà máy thủy điện có
thời gian điều tiết (Tđt) từ 02 ngày đến 07 ngày;
c) Nhóm nhà máy thủfy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Gồm các nhà máy thủy điện có thời gian điều
tiết (Tđt) nhỏ hơn 02 ngày.
Điều
26. Tính toán mô phỏng thị trường điện năm tới
1. Trước ngày 05
tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán mô phỏng thị trường điện theo quy định tại Quy trình mô phỏng
thị trường điện.
2. Trong tính toán mô
phỏng thị trường, các tổ máy được cập nhật vào chương trình mô phỏng thị trường
như sau:
a) Các tổ máy nhiệt
điện sử dụng chi phí biến đổi theo quy định tại Khoản 3 Điều 17 Thông tư số
30/2014/TT-BCT ;
b) Các tổ máy thủy
điện sử dụng thông số kỹ thuật tổ máy, đặc tính hồ chứa và thông số thủy văn;
c) Các tổ máy chưa có
đầy đủ số liệu được mô phỏng là tổ máy với sản lượng cố định bằng sản lượng
trong kế hoạch vận hành hệ thống điện.
3. Kết quả mô phỏng
thị trường bao gồm:
a) Giá trị nước của
các hồ thủy điện trong từng tuần của năm tới (đồng/kWh);
b) Mức nước tối ưu
các hồ chứa thủy điện từng tuần của năm tới (m);
c) Sản lượng dự kiến
của các tổ máy trong từng tuần của năm tới (MWh);
d) Giá biên dự kiến
các miền.
Điều
27. Phân loại tổ máy và tính giá trần nhiệt điện
Trước ngày 08 tháng
10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
tính toán phân loại tổ máy và tính giới hạn giá chào của các tổ máy nhiệt điện
căn cứ kết quả sản lượng của từng tổ máy theo phương pháp lập lịch có ràng buộc
quy định tại Khoản 3 Điều 26 Quy trình này theo phương pháp và trình tự quy
định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt
điện.
Điều
28. Lựa chọn các phương án giá trần thị trường
1. Nguyên tắc lựa
chọn các phương án giá trần thị trường
a) Giá trần thị
trường cho năm tới không thấp hơn chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện
chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;
b) Giá trần thị
trường cho năm tới không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất của các tổ máy
nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
2. Trước ngày 10
tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm lựa chọn các phương án giá trần thị trường, tối thiểu là 03 phương án
theo các kịch bản sau:
a) Kịch bản cơ sở:
Giá trần thị trường bằng chi phí biến đổi cao nhất của các tổ máy nhiệt điện
chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;
b) Kịch bản cao: Giá
trần thị trường cao bằng 115% giá trần bản chào cao nhất của các tổ máy nhiệt
điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;
c) Một kịch bản cần
thiết khác để đánh giá mức độ ảnh hưởng của giá trần thị trường đối với giá
công suất và giá phát điện bình quân.
Điều
29. Lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất
1. Trước ngày 01
tháng 10 hàng năm, Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm gửi cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện Danh sách các nhà máy điện đáp ứng các
tiêu chí lựa chọn là nhà máy điện mới tốt nhất theo quy định tại Điều 24 Thông tư số 30/2014/TT-BCT.
2. Trước ngày 10
tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất theo quy định tại Quy trình
lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị trường.
Điều
30. Tính toán giá công suất thị trường
Trước ngày 10 tháng
10 hàng năm, căn cứ kết quả tính toán mô phỏng thị trường quy định tại Điều 26
và các phương án giá trần thị trường quy định tại Điều 28 Quy trình này, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương
án giá công suất thị trường tương ứng theo phương pháp và trình tự quy định tại
Quy trình lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị
trường.
Điều
31. Xác định sản lượng hợp đồng năm và phân bổ từng tháng
1. Trước ngày 10
tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán Qc năm và phân bổ Qc năm vào các tháng trong năm cho từng nhà
máy điện theo quy định tại Điều 27, Điều 28 và Điều 29 Thông
tư số 30/2014/TT-BCT.
2. Việc tính toán Qc
năm và phân bổ Qc năm vào các tháng trong năm phải được điều chỉnh phù hợp với
lịch bảo dưỡng sửa chữa, sản lượng phát lớn nhất, sản lượng phát tối thiểu
trong tháng của các nhà máy điện, có xem xét đến xác suất sự cố và thực tế vận
hành của các nhà máy điện trong 5 năm trước.
3. Trường hợp sau khi
điều chỉnh theo Khoản 2 Điều này, tổng Qc các tháng trong năm không bằng Qc
năm, Qc tháng được điều chỉnh phân bổ theo tỷ lệ sản lượng phụ tải hệ thống
điện từng tháng trên nguyên tắc đảm bảo tổng Qc năm không thay đổi và đảm bảo
nguyên tắc quy định tại Khoản 2 Điều này.
Điều
32. Tính toán giá phát điện bình quân
Trước ngày 30 tháng
10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
tính toán giá phát điện bình quân dự kiến cho năm tới và mức độ thay đổi của
giá phát điện bình quân dự kiến so với năm hiện tại theo các phương án giá trần
thị trường đã lựa chọn.
Điều
33. Kiểm tra, thẩm định kế hoạch vận hành thị trường điện năm
1. Trước ngày 01
tháng 11 năm N, sau khi đã kiểm tra và hoàn thiện các tính toán lập kế hoạch
vận hành thị trường điện năm tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập Báo cáo kế hoạch vận hành thị trường điện năm trình Tập
đoàn Điện lực Việt Nam thẩm định.
2. Báo cáo kế hoạch
vận hành thị trường điện năm bao gồm các thông số đầu vào, thuyết minh và kết
quả tính toán, nội dung cơ bản bao gồm:
a) Số liệu đầu vào
(theo quy định tại Điều 7 Quy trình này);
b) Giá trị nước và
kết quả giá trị nước từng tuần, mức nước tối ưu từng tháng của các hồ thủy điện
cho năm tới;
c) Kết quả tính toán,
phân loại tổ máy và giá trần các tổ máy nhiệt điện;
d) Các phương án giá
trần thị trường;
đ) Kết quả tính toán,
lựa chọn nhà máy mới tốt nhất;
e) Kết quả tính toán
giá công suất thị trường;
g) Kết quả tính toán
Qc năm và Qc tháng của các nhà máy điện;
h) Kết quả giá phát
điện bình quân cho năm tới theo từng phương án giá trần thị trường;
i) Kết quả tính
toán,phân loại nhà máy thủy điện theo điều tiết hồ chứa.
Điều
34. Phê duyệt, công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm
1. Trước ngày 15
tháng 11 năm N, sau khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã thẩm định, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện
lực xem xét và phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm N+1.
2. Trước ngày 15
tháng 11 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng cho Đơn vị mua buôn
duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra.
3. Trước ngày 25
tháng 11 hàng năm, Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch có trách nhiệm kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp
đồng năm, tháng.
4. Trước ngày 01
tháng 12 năm N, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm N+1 đã được Cục Điều tiết Điện
lực phê duyệt lên trang thông tin điện tử thị trường điện theo Quy trình quản
lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố
thông tin thị trường điện.
5. Trong thời hạn 15
ngày làm việc kể từ ngày công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm, trên cơ
sở Qc tại điểm giao nhận do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán và công bố, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch có trách nhiệm ký kết, bổ sung phụ lục về Qc năm, Qc tháng tại điểm
giao nhận vào hợp đồng mua bán điện.
Chương
V
KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN THÁNG TỚI
Điều
35. Nội dung và trình tự lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường
điện tháng tới, bao gồm các bước sau:
a) Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
b) Tính toán giá trị
nước, mức nước tối ưu, sản lượng dự kiến của nhà máy thủy điện bậc thang và nhà
máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần;
c) Tính mức nước giới
hạn của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán phân
loại tổ máy và tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Tính toán sản
lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
e) Xác định Qc giờ
của từng nhà máy điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng hệ thống chương trình lập
kế hoạch vận hành thị trường điện tại Điều 6 Quy trình này để tính toán lập kế
hoạch vận hành tháng theo quy định tại Sơ đồ 2 Phụ
lục 1 Quy trình này.
Điều
36. Cung cấp số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
1. Trước ngày 15 hàng
tháng, các đơn vị tham gia thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo các quy
định tại Điều 9, Điều 11, Điều 12, Điều 13, Điều 14, Điều 15, Điều 16, Điều 17,
Điều 18 và Điều 19 Quy trình này và theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải.
2. Trước ngày 20 hàng
tháng, các đơn vị tham gia thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu
theo quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện.
Điều
37. Chuẩn bị các số liệu đầu vào cho lập kế hoạch vận hành thị trường điện
tháng tới
1. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự kiến
phụ tải tháng tới.
Trước ngày 25 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn
thành dự báo phụ tải tháng tới theo quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ
tải hệ thống điện.
2. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự kiến
kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây
truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan cho tháng tới.
Trước 07 ngày làm
việc cuối cùng hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm hoàn thành việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho
các tổ máy phát điện, đường dây truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên
quan cho tháng tới theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải.
3. Trước ngày 20 hàng
tháng, trên cơ sở các thông tin được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các thông số và cập nhật
vào các chương trình tính toán.
Điều
38. Tính toán giá trị nước
1. Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán giá trị nước của các hồ thủy điện trong tháng tới theo quy định tại Quy
trình tính toán giá trị nước.
2. Các kết quả cần
thiết của chương trình tính toán giá trị nước bao gồm:
a) Mức nước cuối
trong từng tuần của tháng tới (m) để sử dụng trong tính toán mô phỏng thị
trường tháng tới;
b) Giá trị nước của
các hồ thủy điện trong từng tuần của tháng tới (đồng/kWh);
c) Công suất khả dụng
của các tổ máy từng tuần của tháng tới (MW); d) Sản lượng dự kiến của các tổ
máy từng tuần của tháng tới (MWh).
Điều
39. Tính toán mô phỏng thị trường
1. Trước ngày 22 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán mô phỏng thị trường điện theo phương pháp và trình tự quy định tại Quy
trình mô phỏng thị trường điện.
2. Các tổ máy trong
chương trình mô phỏng thị trường được cập nhật như sau:
a) Giá bản chào các
tổ máy nhiệt điện từng giờ trong một tuần bằng nhau và được cập nhật bằng kết
quả chi phí biến đổi của nhiệt điện từng tuần trong tháng tới;
b) Các tổ máy thủy
điện mô phỏng đặc tính kỹ thuật, đặc tính hồ chứa, lưu lượng nước về, mức nước
hồ chứa thủy điện từ kết quả của chương trình tính toán giá trị nước;
c) Công suất các tổ
máy từng giờ trong tuần được cập nhật bằng công suất khả dụng của các tổ máy;
d) Đối với các tổ máy
chạy theo phương pháp cố định sản lượng từng tuần trong chương trình tính toán
giá trị nước do chưa có đầy đủ các số liệu về đặc tính, giá chào các tổ máy này
được cập nhật vào chương trình mô phỏng thị trường bằng 0 VNĐ/kWh, công suất
tối đa từng giờ trong chương trình mô phỏng thị trường trong một tuần bằng nhau
và được cập nhật theo công suất trung bình tính toán từ kết quả sản lượng dự
kiến từng tuần của tổ máy trong tháng tới theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Quy
trình này theo công thức sau:
Trong đó:
: Công
suất tối đa từng giờ của tổ máy i trong tuần T (MW);
:Sản
lượng của tổ máy i trong tuần T được tính toán từ chương trình tính toán giá
trị nước (MWh).
3. Tính toán mô phỏng
thị trường đưa ra sản lượng từng giờ của từng tổ máy theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc (MWh).
Điều
40. Phân loại tổ máy và điều chỉnh giá trần nhiệt điện
Trước ngày 22 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán phân loại tổ máy và tính toán điều chỉnh giới hạn giá chào của các tổ máy
nhiệt điện căn cứ kết quả sản lượng từng giờ của từng tổ máy theo quy định tại Khoản
3 Điều 39 Quy trình này theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính
giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện.
Điều
41. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
1. Sản lượng hợp đồng
tháng được phép điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy
tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm theo yêu cầu Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, không phải
do các nguyên nhân của nhà máy. Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong
trường hợp này theo nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng
Qc tương ứng với thời gian sửa chữa, đảm bảo tổng Qc các tháng trong năm có điều
chỉnh là không đổi.
Trường hợp nhà máy bị
thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản
lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
2. Trường hợp tình
hình thủy văn thực tế của nhà máy thủy điện quá khác biệt so với dự báo thủy văn
áp dụng trong tính toán lập kế hoạch vận hành năm, các nhà máy thủy điện có
trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện, Đơn vị mua buôn duy nhất và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều
chỉnh cho tháng tiếp theo.
Điều
42. Xác định sản lượng hợp đồng giờ
1. Trước ngày 22 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng theo quy định tại Điều 35 Thông
tư số 30/2014/TT-BCT.
2. Trước ngày 22 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa (so với kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa đã được phê duyệt trước đó) dẫn
đến khả dụng của nhà máy điện không đảm bảo thực hiện Qc giờ đã ký kết trong
tháng. Phần Qc trong thời gian bảo dưỡng, sửa chữa phát sinh ngoài kế hoạch
được điều chỉnh giảm phù hợp với công suất khả dụng đã tính đến kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa thực tế của nhà máy điện. Phần Qc tháng chênh lệch do bảo
dưỡng, sửa chữa phát sinh ngoài kế hoạch được điều chỉnh bù vào các tháng còn
lại trong năm theo tỷ lệ Qc các tháng đã được duyệt đồng thời không vượt quá
sản lượng phát lớn nhất cho từng chu kỳ của nhà máy và không điều chỉnh vào các
tháng của năm kế tiếp.
Trường hợp nhà máy bị
thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản
lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
3. Trước ngày 22 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán phân bổ Qc giờ trong tháng tới cho từng nhà máy điện theo các bước sau:
a) Sử dụng mô hình mô
phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy
điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc;
b) Xác định Qc giờ
theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện
tại chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy
điện tại chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương
pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy
điện được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt trong kế hoạch vận hành thị trường
điện năm (kWh).
c) Trường hợp Qc của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà
máy điện thì Qc trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát
lớn nhất của nhà máy điện;
d) Trường hợp Qc của
nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất
phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì Qc trong chu kỳ giao dịch đó
được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện;
đ) Trong trường hợp
thực hiện yêu cầu chống lũ, tưới tiêu dẫn tới Qc của nhà máy thủy điện trong
chu kỳ giao dịch i thấp hơn công suất phát để đảm bảo yêu cầu xả nước tối thiểu
thì Qc của nhà máy điện trong các chu kỳ này được điều chỉnh tương ứng để nhà
máy thủy điện đảm bảo thực hiện đầy đủ yêu cầu về chống lũ, tưới tiêu;
e) Trường hợp Qc của
các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều
chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.
4. Tổng sản lượng
chênh lệch do việc điều chỉnh tại Điểm c), Điểm d) và Điểm e Khoản 3 Điều này
được phân bổ theo tỷ lệ phụ tải trên nguyên tắc đảm bảo Qc tháng là không đổi.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường có trách nhiệm gửi kết quả tính toán Qc cho Đơn vị mua
buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra.
6. Đơn vị mua buôn
duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm kiểm tra và
phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch
trong kết quả tính toán.
Điều
43. Kiểm tra, phê duyệt và công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới
1. Trường hợp việc điều
chỉnh Qc giờ dẫn đến làm thay đổi tổng Qc tháng đã được phê duyệt, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phải kịp thời báo cáo Cục Điều tiết điện
lực để xem xét giải quyết theo thẩm quyền.
2. Trước ngày 23 hàng
tháng, sau khi đã kiểm tra và hoàn thiện các tính toán lập kế hoạch vận hành
thị trường điện tháng tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam kế hoạch vận hành thị trường điện
tháng tới.
3. Kế hoạch vận hành
thị trường điện tháng bao gồm các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán,
nội dung cơ bản bao gồm:
a) Giá trị nước, mức
nước tối ưu của các nhà máy thủy điện bậc thang và nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết trên một tuần hàng tuần trong tháng tới;
b) Mức nước giới hạn
các hồ thủy điện từng tuần trong tháng tới;
c) Giá trần bản chào
cho từng tổ máy nhiệt điện trong tháng tới;
d) Giá trung bình của
các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện;
đ) Sản lượng thanh
toán theo giá hợp đồng từng giờ của các nhà máy điện trong tháng tới;
e) Sản lượng dự kiến
phát từng giờ của các nhà máy điện trong tháng tới.
4. Trước ngày 25 hàng
tháng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xem xét và phê duyệt kế hoạch
vận hành thị trường điện tháng đã lập.
5. Ngày 25 hàng
tháng, sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện tháng được Tập đoàn Điện lực
Việt Nam phê duyệt, đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng lên trang thông tin điện
tử thị trường điện theo Quy trình vận hành hệ thống thông tin thị trường và
công bố thông tin.
6. Trước ngày cuối
cùng hàng tháng, trên cơ sở Qc tại điểm giao nhận do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán và công bố, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận Qc giờ tại điểm
giao nhận.
Chương
VI
LẬP
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TUẦN TỚI
Điều
44. Nội dung và trình tự lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tuần tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
b) Tổng sản lượng
điện dự kiến phát của từng nhà máy điện trong tuần tới;
c) Giá trị nước và
sản lượng dự kiến hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
d) Giá trị nước của
các nhà máy thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
trên một tuần;
đ) Qc tuần, Qc giờ
của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
e) Giá trị nước cao
nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện.
g) Sản lượng dự kiến
hàng giờ của các nhà máy thủy điện có hồ chứa dưới 02 ngày;
h) Mức nước tối ưu
tuần của các hồ chứa thủy điện;
i) Mức nước giới hạn
tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần;
k) Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa nguồn và lưới điện trong tuần tới;
l) Các kiến nghị, đề
xuất để đảm bảo vận hành hệ thống điện và thị trường điện ổn định, an toàn, tin
cậy.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các công cụ phần mềm tính
toán theo quy định tại Điều 6 Quy trình này để tính toán lập kế hoạch vận hành
hệ thống điện và thị trường điện tuần theo trình tự quy định tại Phụ lục 1 Quy trình này.
Điều
45. Cung cấp số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tuần tới
1. Trước 08h00 thứ Ba
hàng tuần, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách nhiệm
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo
quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện.
2. Trước 15h00 thứ Ba
hàng tuần, đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan có trách nhiệm
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu theo
các quy định tại Điều 9, Điều 11, Điều 12, Điều 13, Điều 14, Điều 15, Điều 16, Điều
17 và Điều 18 Quy trình này và theo quy định của Quy trình lập kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải.
Điều
46. Chuẩn bị số liệu đầu vào cho lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tuần tới
Trước 17h00 thứ Ba
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
1. Dự kiến phụ tải
tuần tới theo phương pháp quy định tại Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải hệ
thống điện.
2. Dự kiến kế hoạch
bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây truyền tải
điện và các thiết bị kết nối liên quan cho tuần tới.
3. Xác định các thông
số và cập nhật vào các chương trình tính toán dựa trên cơ sở các thông tin được
các đơn vị liên quan cung cấp.
Điều
47. Tính toán giá trị nước
1. Trước 10h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán giá trị nước của các hồ thủy điện trong tuần tới theo quy định tại Quy
trình tính toán giá trị nước.
2. Kết quả của chương
trình tính toán giá trị nước là giá trị nước của các hồ thủy điện trong tuần
tới.
Điều
48. Tính toán kế hoạch vận hành nguồn điện tuần tới
1. Trước 15h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán kế hoạch vận hành nguồn điện tuần sử dụng chương trình tối ưu thủy nhiệt
điện ngắn hạn.
2. Giá bản chào và
công suất các tổ máy trong chương trình tối ưu được cập nhật như sau:
a) Giá bản chào các
tổ máy nhiệt điện từng giờ trong một tuần bằng nhau và được cập nhật bằng giá
biến đổi các tổ máy nhiệt điện tuần tới;
b) Các tổ máy thủy
điện được mô phỏng theo quy định tại Điều 11 Quy trình này.
3. Điều tiết hồ chứa
thủy điện tuần tới căn cứ trên dự báo lưu lượng nước về trung bình tuần của hồ chứa thủy điện,
mức nước thượng lưu đầu tuần và mức nước thượng lưu cuối tuần:
a) Dự báo lưu lượng
nước về trung bình tuần tới được xác định căn cứ trên lưu lượng nước về trung
bình 07 ngày liền kề trước đó và có điều chỉnh thêm ±20% nếu lưu lượng nước về
trung bình 07 ngày liền kề chênh lệch với lưu lượng nước về trung bình 10 ngày
liền kề quá ±20%;
b) Mức nước thượng
lưu đầu tuần tới của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần được tính toán
căn cứ trên mức nước hiện tại, sản lượng dự kiến các ngày còn lại trong tuần
hiện tại và dự báo lưu lượng nước về trung bình các ngày còn lại trong tuần
theo nguyên tắc sau:
- Sản lượng dự kiến
các ngày còn lại trong tuần hiện tại được tính toán bằng sản lượng điện thực tế
trung bình các ngày đã qua, trong đó có xét đến ngày thường, ngày lễ, thứ Bảy
và Chủ nhật, số ngày trung bình bằng số ngày từ thời điểm tính toán đến cuối
tuần;
- Dự báo lưu lượng
nước về trung bình các ngày còn lại trong tuần hiện tại được tính bằng lưu
lượng nước về thực tế trung bình của các ngày liền trước thời điểm tính toán,
số ngày trung bình bằng 03 ngày liền kề trước đó.
c) Mức nước thượng
lưu cuối tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 01 tuần được
cập nhật bằng mức nước thượng lưu đầu tuần tới;
d) Mức nước thượng
lưu cuối tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được
tính toán căn cứ mức nước cuối tháng, lưu lượng nước về trung bình tháng đã
được phê duyệt theo phương thức tháng, mức nước thượng lưu đầu tuần tới được
xác định theo Điểm b Khoản này, được tính toán theo công thức sau:
Bước 1: Xác định thể
tích chênh lệch giữa đầu tuần và cuối tuần:
Trong đó:
T1: Thời gian trong
tuần (giờ);
T2: Thời gian từ đầu
tuần tới đến cuối tháng (giờ);
P1i: Công suất khả dụng
của nhà máy tại giờ thứ i trong tuần có tính đến lịch, bảo dưỡng sửa chữa (MW);
P2i: Công suất khả dụng
của nhà máy tại giờ thứ i từ đầu tuần đến cuối tháng có tính đến kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa (MW);
DV1: Chênh lệch thể tích
giữa đầu tuần và cuối tuần (m3);
QV1: Dự kiến lưu lượng
nước về trung bình tính toán tuần (m3/s);
DV2: Chênh lệch thể tích
giữa đầu tuần đến cuối tháng (m3);
QV2: Lưu lượng nước về
trung bình tính toán tháng đã được phê duyệt (m3/s).
Trong đó: Lưu lượng
nước về trung bình tính toán là lưu lượng nước về đã trừ lưu lượng nước dự kiến
xả.
Bước 2: Xác định mức
nước cuối tuần từ đặc tính thể tích - mức nước và thể tích chênh lệch đầu tuần
và cuối tuần.
4. Kết quả tính toán
từ chương trình tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn bao gồm: Sản lượng điện (MWh)
từng giờ của nhà máy điện bao gồm nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các
nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần và các nhà máy
điện khác.
Điều
49. Tính toán kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải tuần tới
Trước 15h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải tuần tới theo trình tự sau:
1. Tính toán cân bằng
công suất hệ thống điện quốc gia tại các thời điểm cao điểm và thấp điểm trong
ngày tương ứng với kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các thời điểm đó.
2. Xây dựng cơ sở dữ
liệu cho tính toán các chế độ vận hành lưới điện tại thời điểm cao điểm và thấp
điểm trong ngày căn cứ kết quả dự báo phụ tải, cân bằng công suất và cấu hình
lưới điện của hệ thống điện.
3. Tính toán dòng
điện ngắn mạch tại các thanh cái 500kV, 220kV và 110kV trong lưới điện truyền
tải.
4. Tính toán chế độ
vận hành bình thường của lưới điện tại các thời điểm cao điểm và thấp điểm
trong ngày; cảnh báo các phần tử của lưới điện (đường dây hoặc máy biến áp)
mang tải cao theo quy định tại Điều 56 Thông tư số 12/2010/TT-BCT ; đánh giá khả
năng đáp ứng nhu cầu phụ tải điện của lưới điện quốc gia, vùng, miền.
5. Tính toán chế độ
vận hành lưới điện khi sự cố một phần tử bất kỳ trong hệ thống điện (chế độ
N-1) tại các thời điểm cao điểm và thấp điểm trong ngày. Cảnh báo các phần tử
của lưới điện (đường dây hoặc máy biến áp) có khả năng xảy ra sự cố nguy hiểm.
6. Tính toán các chế
độ vận hành đặc biệt khác (nếu cần).
7. Đề xuất các giải
pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy.
Điều
50. Tính toán sản lượng hợp đồng tuần
1. Trước 15h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán Qc tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01
tuần theo công thức sau:
Trong đó:
= a x EGOT
: Sản lượng hợp đồng tuần tới (kWh);
EGOT: Sản
lượng dự kiến tuần tới của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện và
thị trường điện tuần tới (kWh);
a: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá
hợp đồng áp dụng cho tuần tới (%) của nhà máy.
2. Trước 15h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân
bổ Qc tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01
tuần theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ
i trong tuần;
I: Tổng số chu kỳ giao
dịch trong tuần;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i theo kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tuần tới (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tuần của nhà máy
điện được xác định tại Khoản 1 Điều này (kWh).
3. Trường hợp Qc của
các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều
chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.
4. Trong giai đoạn
chống lũ, tưới tiêu, trường hợp Qc của nhà máy thủy điện trong chu kỳ giao dịch
i thấp hơn công suất phát để đảm bảo yêu cầu xả nước tối thiểu thì Qc của nhà
máy điện trong các chu kỳ này được điều chỉnh tương ứng để nhà máy thủy điện
đảm bảo thực hiện đầy đủ yêu cầu về chống lũ, tưới tiêu.
5. Tổng sản lượng
chênh lệch do việc điều chỉnh tại Khoản 3 Điều này được phân bổ theo tỷ lệ phụ
tải trên nguyên tắc đảm bảo Qc tuần là không đổi.
Điều
51. Kiểm tra, phê duyệt, công bố kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tuần tới
1. Trước ngày 15h00
thứ Năm hàng tuần, sau khi đã kiểm tra và hoàn thiện các tính toán lập kế hoạch
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê
duyệt kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới.
2. Trước 10h00 thứ
Sáu hàng tuần, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm phê duyệt kế hoạch vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới.
3. Trước 15h00 thứ
Sáu hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới lên trang
thông tin điện tử thị trường điện theo Quy trình quản lý vận hành hệ thống công
nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện.
4. Đơn vị mua buôn
duy nhất và Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ
02 ngày đến 01 tuần có trách nhiệm ký kết, xác nhận Qc tuần căn cứ vào các
thông tin được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố./.
PHỤ
LỤC 1
TRÌNH TỰ KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và
tuần tới)
Sơ
đồ 1
LẬP
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NĂM TỚI
Sơ
đồ 2
LẬP
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN THÁNG TỚI
Sơ
đồ 3
LẬP
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TUẦN TỚI
PHỤ
LỤC 2
THỜI GIAN BIỀU LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ
TRƯỜNG
(Ban
hành kèm theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và
tuần tới)
|
Thời
hạn
|
Hoạt
động
|
Đơn
vị thực hiện
|
Đơn
vị phối hợp
|
Thời
gian áp dụng
|
Chu
kỳ
|
Nội
dung, kết quả
|
|
Ngày
|
Giờ
|
|
Ngày 15 tháng 7 năm
N-1
|
|
Cung cấp số liệu về
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các tổ máy và lưới truyền tải
|
PC,
SB, TNO, NMĐ
|
SMO
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa các tổ máy và lưới truyền tải
|
|
Ngày 01 tháng 8 năm
N-1
|
|
Dự báo phụ tải năm
tới gửi SMO
|
PC,
SB
|
SMO
|
Năm N
|
Hàng năm
|
- Số liệu dự báo
phụ tải và xuất nhập khẩu điện.
|
|
Ngày 01 tháng 9 năm
N-1
|
|
Cung cấp các số
liệu phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm gửi SMO
|
PC,
SB, TNO, NMĐ
|
SMO
|
Năm N
|
Hàng năm
|
- Mô phỏng các tổ
máy thủy điện và nhiệt điện;
- Mô phỏng các hồ
thủy điện;
- Tiến độ các công
trình mới;
- Lưu lượng nước về
các hồ thủy điện;
- Các số liệu về
nhiên liệu và giới hạn nhiên liệu;
- Danh sách các tổ
máy đáp ứng yêu cầu là nhà máy BNE;
- Khả năng truyền
tải và tổn thất đường dây liên kết hệ thống;
- Các yêu cầu an
ninh hệ thống;
- Các số liệu hợp
đồng mua bán điện;
- Kế hoạch xuất
nhập khẩu điện;
- Các ràng buộc
khác;
- Các thông số
chung của thị trường
|
|
Ngày 15 tháng 8 năm
N-1
|
|
Kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa các tổ máy và lưới truyền tải
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Hoàn thành việc lập
kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây
truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan.
|
|
Ngày 01 tháng 9 năm
N-1
|
|
Dự báo phụ tải năm
tới và 4 năm tiếp theo
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
- Các số liệu về
phụ tải năm theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT .
|
|
Ngày 01 tháng 10
năm N-1
|
|
Danh sách lựa chọn
nhà máy mới tốt nhất
|
SB
|
SMO
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Danh sách lựa chọn
nhà máy mới tốt nhất.
|
|
Ngày 05 tháng 10
năm N-1
|
|
Tính toán mô phỏng
thị trường
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
- Giá trị nước của
các hồ thủy điện trong từng tuần của năm tới;
- Mức nước tối ưu;
- Giá điện năng thị
trường dự kiến;
- Sản lượng dự kiến
của các tổ máy trong từng tuần của năm tới (GWh);
|
|
Ngày 08 tháng 10
năm N-1
|
|
Phân loại tổ máy và
tính giá trần nhiệt điện;
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
- Phân loại các tổ
máy nhiệt điện
- Giá trần của các
tổ máy nhiệt điện
|
|
Ngày 10 tháng 10
năm N-1
|
|
Lựa chọn các phương
án giá trần thị trường;
Lựa chọn nhà máy
BNE;
Tính toán giá công
suất thị trường;
Xác định sản lượng
hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng tháng;
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
- Các phương án giá
trần thị trường;
- Chi phí phát điện
toàn phần trung bình của các nhà máy điện trong danh sách lựa chọn là nhà máy
BNE;
- Kết quả lựa chọn
nhà máy BNE;
- Sản lượng hợp
đồng năm tại điểm giao nhận của từng nhà máy điện;
- Sản lượng hợp
đồng tháng tại điểm giao nhận của từng nhà máy điện;
- Đơn giá CAN cho
từng giờ trong năm tới;
- Giá thị trường
toàn phần bình quân.
|
|
Ngày 30 tháng 10
năm N-1
|
|
Tính toán giá phát
điện bình quân
|
SMO
|
|
|
|
- Giá phát điện
bình quân.
|
|
Ngày 01 tháng 11
năm N-1
|
|
Kiểm tra, thẩm định
KHVH TTĐ năm
|
EVN
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
|
|
Ngày 15 tháng 11
năm N-1
|
|
Trình ERAV phê
duyệt kế hoạch vận hành cho năm N
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Hoàn thành và trình
các kết quả tính toán sau:
- Giá trị nước hàng
tuần;
- Mức nước giới hạn
tháng;
- Giá trần bản chào
các tổ máy nhiệt điện;
- Kết quả lựa chọn
nhà máy BNE;
- Kết quả tính toán,
phân loại tổ máy nhiệt điện và phân loại nhà máy thủy điện theo điều tiết hồ
chứa.
- Sản lượng hợp
đồng năm tại vị trí đo đếm của từng nhà máy điện;
- Sản lượng hợp
đồng hàng tháng tại vị trí đo đếm trong năm;
- Các phương án giá
trần thị trường;
- Giá công suất thị
trường (CAN) hàng giờ.
- Kết quả giá phát
điện bình quân cho năm tới, giá phát điện bình quân cho các Nhà máy điện trực
tiếp tham gia thị trường điện theo từng phương án giá trần thị trường điện;
Hồ sơ trình bao gồm
cả các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán
|
|
Ngày 15 tháng 11
năm N-1
|
|
Gửi kết quả tính
toán sản lượng hợp đồng năm, tháng
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Gửi Đơn vị mua buôn
duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch các kết quả tính toán
sau:
- Sản lượng hợp
đồng năm tại vị trí đo đếm của từng nhà máy điện;
- Sản lượng hợp
đồng hàng tháng tại vị trí đo đếm trong năm;
|
|
Ngày 25 tháng 11
năm N-1
|
|
Xử lý các sai lệch
trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng
|
SB,
NMĐ
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Kiểm tra, phối hợp
với SMO xử lý các sai lệch trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng
|
|
Ngày 01 tháng 12
năm N-1
|
|
Công bố kế hoạch
vận hành cho năm N
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Công bố các nội
dung của kế hoạch vận hành cho năm N đã được phê duyệt.
|
|
Ngày 20 tháng M-1
|
|
Dự báo phụ tải gửi
SMO
|
PC,
SB
|
SMO
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
- Các số liệu phụ
tải tháng theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT .
|
|
Ngày 15 tháng M-1
|
|
Cung cấp số liệu
phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện tháng gửi SMO
|
PC,
SB, TNO
|
SMO
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
- Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa các tổ máy và lưới truyền tải;
- Mô phỏng các tổ
máy thủy điện và nhiệt điện;
- Mô phỏng các hồ
thủy điện;
- Tiến độ các công
trình mới;
- Lưu lượng nước về
các hồ thủy điện;
- Các số liệu về
nhiên liệu và giới hạn nhiên liệu;
- Khả năng truyền tải
và tổn thất đường dây liên kết hệ thống;
- Các yêu cầu an
ninh hệ thống;
- Kế hoạch xuất
nhập khẩu điện.
- Các ràng buộc
khác.
|
|
Trước ngày 20 tháng
M-1
|
|
Tính toán giá trị
nước tháng tới
|
SMO
|
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
- Giá trị nước của
các hồ thủy điện trong từng tuần của tháng tới;
- Công suất khả
dụng của các tổ máy trong từng tuần của tháng tới (MW);
- Sản lượng dự kiến
của các tổ máy trong từng tuần của tháng tới (GWh);
|
|
Trước ngày 22 tháng
M-1
|
|
Tính toán mô phỏng
thị trường tháng;
Phân loại tổ máy và
điều chỉnh giá trần bản chào nhiệt điện;
Xác định sản lượng
hợp đồng giờ.
|
SMO
|
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
- Giá trần bản chào
nhiệt điện trong tháng M;- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các
tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện;
- Sản lượng dự kiến
phát từng giờ trong tháng của các nhà máy điện;
- Sản lượng thanh
toán toán theo giá hợp đồng hàng giờ trong tháng.
|
|
Trước ngày 23 tháng
M-1
|
|
Trình EVN phê duyệt
kế hoạch vận hành thị trường điện tháng
|
SMO
|
EVN
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
- Giá trị nước hàng
tuần trong tháng;
- Mức nước giới hạn
các tuần trong tháng;
- Giá trần bản chào
nhiệt điện trong tháng M;
- Giá trung bình
của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện;
- Sản lượng dự kiến phát từng giờ trong tháng của các nhà máy điện;
- Sản lượng thanh
toán toán theo giá hợp đồng hàng giờ trong tháng.
|
|
Ngày 25 tháng
M-1
|
|
Công bố kế hoạch
vận hành cho tháng M
|
SMO
|
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Công bố các nội
dung của kế hoạch vận hành cho tháng M đã được EVN phê duyệt.
|
|
Thứ Ba tuần T-1
|
8h00
|
Dự báo phụ tải tuần
gửi SMO
|
PC
|
SMO
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
- Các số liệu phụ
tải tuần theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT .
|
|
Thứ Ba tuần T-1
|
15h00
|
Cung cấp số liệu
phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần gửi SMO
|
PC,
TNO,
NMĐ
|
SMO
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
- Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa;
- Thủy văn;
- Nhiên liệu;
- Truyền tải;
- Kế hoạch xuất
nhập khẩu điện;
- Dịch vụ phụ;
- Các ràng buộc
khác.
|
|
Thứ Tư tuần T-1
|
10h00
|
Tính toán giá trị
nước
|
SMO
|
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
- Giá trị nước của
các hồ thủy điện trong tuần tới;
|
|
Thứ Tư tuần T-1
|
15h00
|
Tính toán kế hoạch
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới
|
SMO
|
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
- Sản lượng từng
giờ nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần và sản lượng của các nhà máy điện khác;
- Các giải pháp để
đảm bảo vận hành lưới điện an toàn tin cậy;
- Sản lượng hợp
đồng tuần và phân bổ sản lượng hợp đồng giờ của các các nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
|
|
Thứ Năm tuần T-1
|
15h00
|
Hoàn thành và trình
EVN phê duyệt kế hoạch vận hành hệ thống điện tuần tới
|
SMO
|
EVN
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
- Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
- Tổng sản lượng
điện dự kiến phát của từng nhà máy điện trong tuần tới;
- Giá trị nước và
sản lượng dự kiến hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
- Giá trị nước của
các nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
trên 01 tuần;
- Mức nước tối ưu
phía thượng lưu các hồ chứa thủy điện;
- Qc tuần, Qc giờ
của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
- Giá trị nước cao
nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện.
- Sản lượng dự kiến
hàng giờ của các nhà máy thủy điện có hồ chứa dưới 02 ngày;
- Mức nước giới hạn
tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần;
- Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa nguồn và lưới điện trong tuần tới;
- Các kiến nghị, đề
xuất để đảm bảo vận hành hệ thống điện và thị trường điện ổn định, an toàn,
tin cậy.
|
|
Thứ Sáu tuần T-1
|
10h00
|
Phê duyệt kế hoạch
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới
|
|
SMO
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
|
|
Thứ Sáu tuần T-1
|
15h00
|
Công bố kế hoạch
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới
|
SMO
|
NMĐ,
SB, TNO
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
Công bố các kết quả
sau:
- Dự báo phụ tải,
bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;
- Giá trị nước, mức
nước tối ưu của các nhà máy thủy điện, giá trị nước cao nhất của các nhà máy
thủy điện tham gia thị trường điện cho tuần T;
- Mức nước giới hạn
tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần;
- Lịch bảo dưỡng
sửa chữa nguồn và lưới điện tuần tới.
- Công bố sản lượng
hợp đồng tuần, sản lượng hợp đồng giờ của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
|
PHỤ
LỤC 3
SỐ LIỆU THỦY VĂN
(Ban
hành kèm theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và
tuần tới)
I. SỐ LIỆU THỦY VĂN
TRONG LẬP KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
1. Số liệu thủy văn
được sử dụng trong việc tính toán lập kế hoạch năm bao gồm:
a) Bộ số liệu các năm
trong quá khứ bao gồm lưu lượng nước về trung bình từng tuần của từng hồ thủy
điện;
b) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về trung bình từng tuần trong năm tới (năm N+1) theo phương án tần
suất 65% làm cơ sở và các phương án tần suất khác để so sánh, kiểm tra theo yêu
cầu của Cục Điều tiết điện lực.
2. Số liệu thủy văn
được sử dụng trong việc tính toán lập kế hoạch tháng bao gồm:
a) Bộ số liệu các năm
trong quá khứ bao gồm lưu lượng nước về trung bình từng tuần của từng hồ thủy
điện;
b) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về trung bình từng tuần trong 52 tuần tới bắt đầu từ tuần đầu tiên
của tháng tới theo các phương án tần suất 65% làm cơ sở và các phương án tần
suất khác để so sánh, kiểm tra theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
3. Số liệu thủy văn
được sử dụng trong việc tính toán lập kế hoạch tuần bao gồm:
a) Bộ số liệu các năm
trong quá khứ bao gồm lưu lượng nước về trung bình từng tuần của từng hồ thủy
điện;
b) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về trung bình từng tuần trong 52 tuần tới theo các phương án tần
suất 65% làm cơ sở và các phương án tần suất khác để so sánh, kiểm tra theo yêu
cầu của Cục Điều tiết điện lực;
c) Số liệu dự báo lưu
lượng nước về các hồ thủy điện trong tuần tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
II. BIỂU MẪU CUNG CẤP
SỐ LIỆU
1. Biểu mẫu cung cấp
số liệu lưu lượng nước về các năm quá khứ
|
Tuần
Năm
|
(Ngày)
|
(Tháng)
|
(Năm)
|
(Hồ
thủy điện)
|
(Nhánh)
|
Đơn
vị m3/s
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
..
|
52
|
|
Năm
N-n
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Năm
N-1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 Biểu mẫu cung cấp
số liệu lưu lượng nước về tuần quá khứ và dự báo tuần tới
|
Ngày
Tuần
|
(Ngày)
|
(Tháng)
|
(Năm)
|
(Hồ
thủy điện)
|
(Nhánh)
|
|
T2
|
T3
|
T4
|
T5
|
T6
|
T7
|
CN
|
|
Tuần
T-2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dự
báo Tuần T
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PHỤ
LỤC 4
SỐ LIỆU NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng và
tuần tới)
I. SỐ LIỆU
1. Mô phỏng thủy điện
sử dụng trong tính toán giá trị nước:
a) Các thông số thủy
điện:
- Số tổ máy của nhà
máy;
- Công suất nhà máy
(MW);
- Khả năng điều tiết
của hồ thủy điện (có hồ chứa điều tiết lớn hơn một tuần hay chạy theo lưu lượng
nước về);
- Dung tích tối
thiểu, tối đa (triệu m3);
- Lưu lượng chạy máy
tối thiểu (m3/s);
- Lưu lượng chạy máy
tối đa (m3/s);
- Lưu lượng nước ra
tối đa (m3/s);
- Khả năng điều tiết
xả của hồ chứa theo dạng có điều tiết hay tự tràn;
- Mức nước đầu chu kỳ
tính toán lập kế hoạch (m);
- Cấu hình hệ thống
hồ thủy điện bao gồm đường xả, đường chạy máy, đường tổn thất;
- Xác suất sự cố FOR
(%): Là tỷ lệ giữa sản lượng thiếu hụt do ngừng sự cố dự kiến so với tổng sản
lượng tối đa của cả năm;
- Xác suất ngừng máy
tổng hợp (bao gồm cả ngừng máy có kế hoạch và xác suất ngừng máy do sự cố) COR
(%): Là tỷ lệ giữa sản lượng thiếu hụt do ngừng sự cố dự kiến và ngừng máy có
kế hoạch so với tổng sản lượng tối đa của cả năm;
- Chi phí vận hành và
bảo dưỡng biến đổi ($/MWh);
- Hiệu suất của tua
bin, máy phát (p.u);
- Khả năng điều tiết
của hồ chứa chạy theo lưu lượng nước về (p.u);
- Dung tích hữu ích
của hồ chứa chạy theo lưu lượng nước về (triệu m3);
- Quan hệ giữa dung
tích và hệ số suất hao: thể hiện đường đặc tính giữa quan hệ của thể tích hồ
(triệu m3) và hệ số suất hao của nhà máy (MW/ m3/s);
- Quan hệ giữa diện
tích và thể tích: thể hiện đường đặc tính giữa quan hệ của diện tích hồ (km2)
và thể tích hồ (triệu m3);
- Quan hệ giữa dung
tích và cột nước: thể hiện đường đặc tính giữa quan hệ của thể tích hồ (triệu m3)
và cột nước (m);
- Quan hệ giữa lượng
nước tổn thất và thể tích hồ: thể hiện đặc tính quan hệ giữa lượng nước tổn
thất (m3/s) với thể tích hồ (triệu m3);
- Quan hệ giữa mức
nước hạ lưu và lưu lượng nước ra: thể hiện đường quan hệ giữa mức nước hạ lưu
(m) tương ứng với tổng lưu lượng nước ra (m3/s);
- Quan hệ giữa lưu
lượng nước về và lưu lượng chạy máy: thể hiện đường đặc tính không giảm trong
quan hệ giữa lưu lượng nước về (m3/s) với lưu lượng nước chạy máy (m3/s),
đường đặc tính này được áp dụng cho các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới một tuần trong hệ thống thủy điện bậc thang khi phải điều tiết lưu lượng
nước chạy máy theo lưu lượng nước về;
- Khả năng cung cấp
dự phòng quay của nhà máy, tổ máy (%).
b) Các yêu cầu vận
hành hồ chứa:
- Dung tích cảnh báo
từng tuần (triệu m3);
- Dung tích phòng lũ
từng tuần (triệu m3);
- Giới hạn lưu lượng
nước ra tối thiểu từng tuần (m3/s);
- Giới hạn lưu lượng
nước ra tối đa từng tuần (m3/s);
- Lưu lượng nước điều
tiết cho nông nghiệp từng tuần (m3/s).
2. Mô phỏng thủy điện
sử dụng trong tính toán mô phỏng thị trường:
a) Các thông số tổ
máy:
- Tên nhà máy, tổ
máy;
- Tốc độ tăng tải
theo từng dải công suất phát (MW/giờ);
- Tốc độ giảm tải
theo từng dải công suất phát (MW/giờ);
- Công suất tối thiểu
của tổ máy từng giờ (MW);
- Công suất tối đa
của tổ máy từng giờ (MW);
- Khả năng cung cấp
dự phòng quay tối đa từng giờ (MW);
- Trạng thái huy động
của tổ máy từng giờ (nối lưới hay không nối lưới);
- Vùng cấm của tổ máy
(MW). b) Các số liệu về giá
- Dải công suất (MW)
và giá tương ứng (VNĐ);
- Dải công suất dự
phòng quay (MW) và giá tương ứng (VNĐ);
3. Mô phỏng thủy điện
sử dụng trong tính toán chương trình tối ưu:
a) Các thông số hồ
thủy điện, tuabin
- Mức nước dâng bình
thường, mực nước chết (m);
- Cột nước tối đa,
cột nước tính toán, cột nước tối thiểu của tuabin (m);
- Mức nước hạ lưu
(m);
- Mức nước đầu chu kỳ
tính toán lập kế hoạch (m);
- Mức nước cuối chu
kỳ tính toán lập kế hoạch (m);
- Thứ tự huy động các
tổ máy thủy điện trong nhà máy;
- Lưu lượng nước về
hồ từng giờ (m3/s).
b) Mô phỏng cấu hình
hệ thống thủy điện
- Đường nước chạy
máy, xả;
- Thời gian dòng chảy
từ hồ trên tới hồ dưới (giờ);
- Dòng chảy tối
thiểu, tối đa (m3/s);
- Khả năng tối đa
thay đổi dòng chảy (m3/s).
c) Các đường đặc tính
của hồ thủy điện, tuabin
- Đặc tính quan hệ
giữa công suất, cột nước và lưu lượng chạy máy: Là đường cong mô tả lượng công
suất phát của nhà máy thủy điện (MW) khi sử dụng một lượng nước chạy máy (m3/s)
ứng với cột nước tính toán, cột nước tối đa và cột nước tối thiểu;
- Đặc tính quan hệ
giữa công suất, cột nước: Là đường cong mô tả lượng công suất phát tối đa và
tối thiểu của tổ máy thủy điện (MW) khi thay đổi cột nước (m);
- Đặc tính quan hệ
giữa mức nước hạ lưu và lưu lượng chạy máy: Là đường cong mô tả sự thay đổi của
mức nước hạ lưu (m) khi thay đổi lưu lượng nước chạy máy (m3/s);
- Đặc tính quan hệ
giữa thể tích hồ và mức nước thượng lưu: Là đường cong mô tả sự thay đổi của
thể tích hồ (triệu m3) với sự thay đổi của mức nước thượng lưu (m).
d) Các giới hạn
- Giới hạn lưu lượng
nước chạy máy từng giờ: Tối thiểu và tối đa (m3/s);
- Giới hạn mức nước
thượng lưu từng giờ: Tối thiểu và tối đa (m3/s);
- Giới hạn lưu lượng
nước ra từng giờ: Tối thiểu và tối đa (m3/s).