|
BỘ CÔNG THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 03/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 06
tháng 01 năm 2023
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải, có hiệu
lực kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017, được sửa đổi, bổ sung bởi:
1.
Thông
tư số 30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa
đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư
số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện phân phối, có hiệu lực kể từ ngày 03 tháng 01 năm 2020;
2.
Thông
tư số 39/2022/TT-BCT
ngày 30 tháng 12 năm 2022 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện truyền tải, Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối và Thông tư số
30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019 sửa đổi, bổ sung một số điều Thông tư
số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện truyền tải và Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm
2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối, có hiệu lực
kể từ ngày 16 tháng 02 năm
2023.
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
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;
Theo đề
nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,
Bộ trưởng
Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải.[1]
Thông tư này quy định về:
1. Các yêu cầu trong vận
hành hệ thống điện truyền tải.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải
điện.
3. Lập kế hoạch phát triển
lưới điện truyền tải.
4. Điều kiện, yêu cầu kỹ
thuật và trình tự đấu nối vào lưới điện truyền tải.
5. Đánh giá an ninh hệ thống điện.
6. Vận hành hệ thống điện truyền
tải.
1. Thông tư này áp dụng
cho các đối tượng sau đây:
a) Đơn vị truyền tải điện;
b) Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện;
c) Đơn vị bán buôn điện;
d) Đơn vị phân phối điện;
đ) Đơn vị phân phối và bán
lẻ điện;
e) Đơn vị phát điện;
g) Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
h) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
i) Tổ chức, cá nhân khác có liên
quan.
2. Tổ máy phát điện của nhà
máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn
30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối phải đáp ứng các yêu cầu
kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải và các
yêu cầu khác có liên quan quy định tại Thông tư
này.
Trong Thông tư này, những
thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết tắt
theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều
chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của
hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ
máy phát điện.
2. An ninh hệ thống điện
là khả năng nguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ tải điện tại
một thời điểm hoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các ràng buộc trong
hệ thống điện.
3. AVR (viết tắt
theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) là hệ thống tự động điều khiển điện
áp đầu cực máy phát điện thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy phát
điện để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giới hạn cho phép.
4. Cấp điện áp là một
trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao
gồm:
a) Hạ áp là cấp điện áp
danh định đến 01 kV;
b) Trung áp là cấp điện áp
danh định trên 01 kV đến 35 kV;
c) Cao áp là cấp điện áp
danh định trên 35 kV đến 220 kV;
d) Siêu cao áp là cấp điện
áp danh định trên 220 kV.
5. Cấp điều độ có quyền
điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân
cấp điều độ tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban
hành.
5a. [2] Công suất định
mức của nhà máy điện là tổng công suất định mức của các tổ máy
trong nhà máy điện ở chế độ vận hành ổn định, bình thường và được nhà sản xuất
công bố theo thiết kế của tổ máy. Đối với nhà máy điện mặt trời, công suất định
mức của nhà máy điện mặt trời là công suất điện xoay chiều tối đa có thể phát
được của nhà máy được tính toán và công bố, phù hợp với công suất điện một chiều
của nhà máy điện mặt trời theo quy hoạch.
6. Công suất khả dụng của
tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có
thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.
6a.[3] DIM (viết tắt
theo tiếng Anh: Dispatch Instruction Management) là hệ thống quản lý thông tin
lệnh điều độ giữa cấp điều độ có quyền điều khiển với nhà máy điện hoặc Trung
tâm Điều khiển các nhà máy điện.
7. Dải chết của hệ thống
điều tốc là dải tần số mà khi tần số hệ thống điện thay đổi trong phạm vi
đó thì hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện không có phản ứng hoặc tác động để
tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp.
8. [4]
(được bãi bỏ)
9. [5]
(được bãi bỏ)
10. [6] Điều khiển tần
số trong hệ thống điện (sau đây viết tắt là điều khiển tần số) là
quá trình điều khiển trong hệ thống điện để duy trì sự vận hành ổn định của hệ
thống điện, bao gồm điều khiển tần số sơ cấp, điều khiển tần số thứ cấp và điều
khiển tần số cấp 3:
a) Điều khiển tần số sơ cấp là quá
trình điều khiển tức thời tần số hệ thống điện được thực hiện tự động bởi số lượng
lớn các tổ máy phát điện có trang bị hệ thống điều tốc;
b) Điều khiển tần số thứ cấp là quá
trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số sơ cấp được thực hiện thông
qua tác động của hệ thống AGC nhằm đưa tần số về dải làm việc lâu dài cho phép;
c) Điều khiển tần số cấp 3 là quá
trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số thứ cấp được thực hiện bằng lệnh
điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và
đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát điện.
11. Điều độ hệ thống điện
là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân
phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy chuẩn kỹ thuật và
phương thức vận hành đã được xác định.
12. Đơn
vị bán buôn điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt
động điện lực trong lĩnh vực bán buôn điện. Theo từng cấp độ của thị trường điện
lực cạnh tranh, Đơn vị bán buôn điện là một trong các đơn vị sau:
a) Công ty Mua
bán điện;
b) Tổng công ty Điện lực;
c) Đơn vị bán buôn điện khác được
thành lập theo từng cấp độ của thị trường điện cạnh tranh.
13. Đơn vị phát điện
là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc
nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối.
14. Đơn vị phân phối điện
là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối
và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành
phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh) trực thuộc
Tổng công ty Điện lực.
15. Đơn vị phân phối và bán lẻ
điện là đơn vị điện lực được cấp giấy
phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện.
16. [7] Đơn
vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện
lực trong lĩnh vực truyền tải điện.
17. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện (Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia)
là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối
điện trong hệ thống điện quốc gia và điều hành giao dịch trên thị trường điện.
18. Độ tin cậy của hệ
thống bảo vệ bao gồm:
a) Độ tin cậy tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định
khả năng hệ thống bảo vệ làm việc đúng khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ
đã được tính toán và xác định;
b) Độ tin cậy không tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số
xác định khả năng hệ thống bảo vệ tránh làm việc nhầm ở chế độ vận hành bình
thường hoặc sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác định.
19. Hệ thống điều tốc (viết
tắt theo tiếng Anh: Governor) là
hệ thống tự động điều chỉnh tốc độ quay của tuabin tổ máy phát điện theo sự biến
đổi tần số góp phần khôi phục tần số về tần số danh định của hệ thống điện.
20. Hệ thống quản lý
năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là
hệ thống phần mềm quản lý năng lượng để vận hành tối ưu hệ thống điện.
21. Hệ thống điều khiển
phân tán DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là
hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối
mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh
hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.
22. Hệ thống điện là
hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ
được liên kết với nhau.
23. Hệ thống điện quốc
gia là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
24. Hệ thống điện truyền
tải là hệ thống điện bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy điện đấu nối
vào lưới điện truyền tải.
25. Hệ thống SCADA
(viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ
thống thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống
điện.
26. Hệ số chạm đất
là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch
chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất (áp
dụng cho trường hợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất).
27. Hòa đồng bộ là
thao tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống
điện với nhau theo điều kiện hòa đồng bộ quy định tại Quy trình thao tác trong hệ
thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
28. Khả năng khởi động
đen là khả năng của một nhà máy điện có thể khởi động ít nhất một tổ máy
phát điện từ trạng thái dừng hoàn toàn và hoà đồng bộ vào lưới điện mà không cần
nhận điện từ lưới điện khu vực.
29. Khởi động đen
là quá trình khôi phục lại toàn bộ (hoặc một phần) hệ thống điện từ trạng thái
mất điện toàn bộ (hoặc một phần) bằng cách sử dụng các tổ máy phát điện có khả
năng khởi động đen.
30. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện
đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị phân phối điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
31. Lệnh điều độ là
lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
32. Lưới điện là hệ
thống đường dây tải điện, trạm điện và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn điện.
33. Lưới điện phân phối
là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110
kV.
34. Lưới điện truyền tải
là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên
110 kV.
35. [8] Mức nhấp nháy
điện áp ngắn hạn (Pst) và mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) là giá trị
đo theo tiêu chuẩn quốc gia hiện hành. Trường hợp giá trị đo Pst và
Plt chưa có trong tiêu chuẩn quốc gia, đo theo Tiêu chuẩn IEC hiện
hành do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố.
36. [9]
(được bãi bỏ)
37. Năm
N là năm hiện tại vận hành hệ thống điện, được tính theo năm dương lịch.
38. Ngày
điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện
theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện
do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm
việc, ngày cuối tuần (thứ Bẩy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
39. Ngừng, giảm cung cấp
điện theo kế hoạch là việc ngừng cung cấp điện cho các khách hàng sử dụng
điện để thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, đại tu, xây lắp các công trình
điện; điều hòa, hạn chế phụ tải theo kế hoạch do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện thông báo khi thiếu điện.
40. Nhà máy nhiệt điện
là nhà máy điện hoạt động theo nguyên lý biến đổi nhiệt năng thành điện năng,
bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất
thải rắn.
41. Quy định vận hành
thị trường điện cạnh tranh là quy định do Bộ Công Thương ban hành về vận
hành thị trường điện cạnh tranh và trách nhiệm của các đơn vị trong thị trường
điện theo từng cấp độ.
42. Sa thải phụ tải là
quá trình cắt phụ tải điện ra khỏi hệ thống điện khi có sự cố hoặc không đảm bảo
an ninh hệ thống điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động sa thải phụ tải
hoặc lệnh điều độ.
43. Sự cố là sự kiện
một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do một hoặc nhiều nguyên nhân
dẫn đến hệ thống điện hoạt động không bình thường, gây ngừng cung cấp điện hoặc
ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định và liên tục cho hệ thống
điện quốc gia.
44. Sự cố một phần tử (sự
cố đơn lẻ) là sự cố xảy ra ở một phần tử trong hệ thống điện truyền tải
khi hệ thống điện đang ở chế độ vận hành bình thường.
45. Sự cố nhiều phần tử
là sự cố xảy ra ở hai phần tử trở lên tại cùng một thời điểm trong hệ thống
điện truyền tải.
46. Sự cố nghiêm trọng
là sự cố trong hệ thống điện gây mất điện diện rộng trên lưới điện truyền tải
hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người hoặc tài sản.
47. Tan rã hệ thống điện
là tình huống hệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ thống điện
nhỏ không liên kết với nhau do sự cố.
48. Thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit/Gateway) là thiết
bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu
về hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm điều khiển.
49. [10] Thiết
bị ổn định hệ thống điện PSS (viết tắt theo tiếng Anh: Power
System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ sung tác động vào bộ tự động điều
chỉnh điện áp (AVR) để làm suy giảm mức dao động công suất trong hệ thống điện.
50. Thời gian khởi động
là khoảng thời gian tối thiểu để khởi động một tổ máy phát điện tính từ khi Đơn
vị phát điện nhận được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện đến khi tổ máy phát điện được hoà đồng bộ vào hệ thống điện quốc
gia.
51. Tiêu chí N-1 là
một tiêu chí phục vụ quy hoạch, thiết kế, đầu tư xây dựng và vận hành hệ thống
điện đảm bảo khi có sự cố một phần tử xảy ra trong hệ thống điện hoặc khi một
phần tử tách khỏi vận hành để bảo dưỡng, sửa chữa thì hệ thống điện vẫn vận
hành ổn định, đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành, giới hạn vận hành cho phép và
cung cấp điện an toàn, liên tục.
52. Tiêu chuẩn IEC
là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế IEC
(International Electrotechnical Commission) ban hành.
53. [11] Sa thải phụ tải tự động
là
tác động cắt tải tự động của rơ le theo tín hiệu tần số, điện áp, mức công suất
truyền tải của hệ thống điện khi tần số, điện áp, mức công suất truyền tải ra
ngoài ngưỡng cho phép theo tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
54. Trạm điện là trạm
biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
55. Trung tâm điều khiển
là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn
thông để giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc
các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
56. pu là
hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị thực tế so với giá trị định mức.
1. Tần số danh định của hệ
thống điện quốc gia Việt Nam là 50 Hz. Trong chế độ vận hành bình thường, tần số
hệ thống điện được phép dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz
so với tần số danh định. Ở các chế độ vận hành khác của hệ thống điện, dải tần
số được phép dao động và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường được
quy định tại Bảng 1 như sau:
Bảng
1
Dải
tần số được phép dao động và thời gian khôi phục hệ thống điện về chế độ vận
hành bình thường trong các chế độ vận hành khác của hệ thống điện quốc gia
|
Chế
độ vận hành của hệ thống điện
|
Dải
tần số được phép dao động
|
Thời
gian khôi phục, tính từ thời điểm xảy ra sự cố
(Áp
dụng từ ngày 01 tháng 01 năm 2018)
|
|
Trạng
thái chưa ổn định (chế độ xác lập)
|
Khôi
phục về chế độ vận hành bình thường
|
|
Sự cố
đơn lẻ
|
49 Hz ÷
51 Hz
|
02 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
05 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
Sự cố
nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp
|
47,5 Hz
÷ 52 Hz
|
10 giây
để đưa tần số về phạm vi 49 Hz ÷ 51 Hz
|
10 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
05 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
2. Dải tần số được phép và số lần
được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều phần tử, sự cố
nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp được xác định theo chu kỳ 01 năm hoặc
02 năm được quy định tại Bảng 2 như sau:
Bảng 2
Dải tần số
được phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố
nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp
|
Dải tần
số được phép (Hz)
(“f”
là tần số hệ thống điện)
|
Số
lần được phép theo chu kỳ thời gian
(tính
từ thời điểm bắt đầu chu kỳ)
|
|
52 ³ f ³ 51,25
|
07 lần
trong 01 năm
|
|
51,25 > f > 50,5
|
50 lần
trong 01 năm
|
|
49,5 > f > 48,75
|
60 lần
trong 01 năm
|
|
48,75 ³ f > 48
|
12 lần
trong 01 năm
|
|
48 ³ f ³ 47,5
|
01 lần
trong 02 năm
|
Trong đó, một lần tần số hệ thống
điện vượt quá giới hạn được phép là một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới
hạn được phép trong khoảng thời gian từ 05 giây (s) trở lên.
3. Trong quá trình vận hành hệ thống
điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều
độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và huy động các loại hình dịch vụ phụ trợ để
đảm bảo tần số nằm trong dải được phép.
1. Ổn định hệ thống điện
là khả năng của hệ thống điện, với điều kiện vận hành ban đầu xác định, trở lại
chế độ vận hành bình thường hoặc chế độ cân bằng xác lập sau khi xảy ra một
kích động vật lý trong hệ thống điện làm thay đổi các thông số vận hành của hệ
thống điện. Ổn định hệ thống điện được phân loại như sau:
a) Ổn định quá độ (Transient
Stability) là khả năng của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được
trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;
b) Ổn định tín hiệu nhỏ (Small
Signal stability) là khả năng các tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì
được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống
điện, với mức độ dập tắt các dao động công suất tự nhiên trong giới hạn cho
phép;
c) Ổn định điện áp động (Dynamic
Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại
các nút sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;
d) Ổn định điện áp tĩnh (Steady
State Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập
tại các nút sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống điện;
đ) Ổn định tần số (Frequency
Stability) là khả năng hệ thống điện duy trì được tần số xác lập sau khi xảy ra
các kích động làm mất cân bằng công suất giữa nguồn điện và phụ tải điện.
2. Cộng hưởng dưới đồng bộ
(cộng hưởng tần số thấp, Sub-Synchronous resonance) là hiện tượng tần số dao động
riêng của hệ thống điện cộng hưởng với tần số
dao động riêng của tuabin tổ máy phát điện làm tăng mô men xoắn tác động lên trục
tuabin và rôto của tổ máy phát điện.
3. Hệ thống điện quốc gia đang
vận hành ở chế độ bình thường hoặc sau khi sự cố đã được loại trừ phải duy trì
chế độ đồng bộ và đáp ứng tiêu chuẩn về ổn định hệ thống điện được quy định tại
Bảng 3 như sau:
Bảng
3
Tiêu
chuẩn về ổn định hệ thống điện
|
Dạng ổn
định
|
Tiêu
chuẩn ổn định
|
|
Ổn định quá độ
|
Góc pha của roto tổ máy phát điện
không được vượt quá 120 độ.
Dao động góc pha roto tổ máy
phát điện phải được dập tắt trong khoảng 20 giây sau khi sự cố được loại trừ.
|
|
Ổn định tín hiệu nhỏ
|
Hệ số suy giảm của dao động
(Damping Ratio) không được nhỏ hơn 5 %.
|
|
Ổn định điện áp động
|
Trong thời gian 05 giây sau khi
sự cố được loại trừ, điện áp tại điểm sự cố phải được phục hồi ít nhất 75 %
giá trị điện áp trước khi sự cố.
|
|
Ổn định điện áp tĩnh
|
Hệ thống điện phải có dự phòng
công suất ít nhất 5% theo đặc tính P-V trong trường hợp 01 (một) phần tử bị
tách ra khỏi vận hành (N-1).
|
|
Ổn định tần số
|
Hệ thống điện phải đảm bảo tiêu
chuẩn về ổn định tần số đáp ứng theo quy định tại Khoản 1 Điều
4 Thông tư này.
|
1. Các cấp điện áp danh định
trong lưới điện truyền tải bao gồm 500 kV, 220 kV.
2. Trong điều kiện làm việc
bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp
tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng
4 như sau:
Bảng
4
Điện
áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải
|
Cấp
điện áp
|
Chế
độ vận hành của hệ thống điện
|
|
Vận
hành bình thường
|
Sự
cố đơn lẻ
|
|
500
kV
|
475
÷ 525
|
450
÷ 550
|
|
220
kV
|
209
÷ 242
|
198
÷ 242
|
3. Trong trường hợp hệ thống điện
truyền tải bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong chế độ vận hành cực
kỳ khẩn cấp hoặc chế độ khôi phục hệ thống điện, cho phép mức dao động điện áp
trên lưới điện truyền tải tạm thời lớn hơn ± 10 % so với điện áp danh định
nhưng không được vượt quá ± 20 % so với điện áp danh định.
4. Trong thời
gian sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến
giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110 %
điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.
1. Trong chế độ vận hành bình thường,
thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3% điện áp danh định
đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.
2.
Cho phép thành
phần thứ tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện truyền tải trong một số thời điểm
vượt quá giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá
trị đo với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không
được vượt quá giới hạn quy định.
1. [13]
Sóng hài điện áp
a) Tổng biến dạng sóng hài điện áp là
tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện
áp bậc cơ bản được tính theo công thức sau:
Trong đó:
- THD: Tổng biến dạng sóng hài điện áp;
- Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng
hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- V1: Giá trị hiệu dụng của điện
áp bậc cơ bản (tần số 50 Hz).
b) Giá trị cực đại cho phép của tổng biến
dạng sóng
hài điện
áp do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và
500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
2. [14]
Sóng hài dòng điện
a) Tổng biến dạng sóng hài dòng điện
là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện với giá trị hiệu dụng của
dòng điện bậc cơ bản ở chế độ phụ tải, công suất phát cực đại được tính theo
công thức sau:
Trong đó:
- TDD: Tổng biến dạng sóng hài dòng điện;
- Ii: Giá trị hiệu dụng của sóng
hài dòng điện bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- IL: Giá trị hiệu dụng của dòng
điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải, công suất phát cực đại (phụ tải, công
suất phát cực đại là giá trị trung bình của 12 phụ tải, công suất phát cực đại
tương ứng với 12 tháng trước đó, trường hợp đối với các đấu nối mới hoặc không
thu thập được giá trị phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng
trước đó thì sử dụng giá trị phụ tải, công suất phát cực đại trong toàn bộ thời
gian thực hiện phép đo).
b) Giá trị cực đại cho phép của tổng biến
dạng sóng
hài dòng điện do
các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV
phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
3. Trong chế độ vận hành
bình thường, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đảm bảo tổng mức biến dạng
do sóng hài trên lưới điện truyền tải không vượt quá các giá trị quy định Khoản
1 Điều này.
4. Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải
không phát sóng hài lên lưới điện truyền tải vượt quá giá trị quy định tại Khoản
2 Điều này.
5. Trường hợp tổng mức biến
dạng sóng hài có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2
Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có
quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra các giá trị sóng hài hoặc thuê đơn vị
thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy tổng mức biến
dạng sóng hài vi phạm quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, đơn vị nào
gây ra nguyên nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm
tra, xác minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.
6. [15] Cho phép đỉnh nhọn bất
thường của sóng hài trên lưới điện truyền tải vượt quá tổng biến dạng sóng hài
quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95 % giá trị đo
sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần
suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.
1. Mức nhấp nháy điện áp tối
đa cho phép trong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 5 như sau:
Bảng
5
Mức
nhấp nháy điện áp
|
Cấp điện
áp
|
Plt95%
|
Pst95%
|
|
220,
500 kV
|
0,6
|
0,8
|
Trong đó:
Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95 %
thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 %
số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này; Pst95%
là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng 95 % thời gian
đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá trị
này.
2. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm kiểm soát mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải đảm bảo
mức nhấp nháy điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị quy định tại
Bảng 5 trong chế độ vận hành bình thường. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình với lưới điện truyền tải không
gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 5.
3. Trường hợp cho rằng mức
nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này,
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền
yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra mức nhấp nháy điện áp hoặc thuê đơn vị thí
nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện
áp vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn vị nào gây ra nguyên nhân và vi
phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, xác minh, các
thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.
1. Dao động điện áp tại điểm
đấu nối trên lưới điện truyền tải do phụ tải dao động gây ra không được vượt
quá 2,5 % của điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện áp vận
hành cho phép đối với từng cấp điện áp được quy định tại Điều 6 Thông
tư này.
2. Trong trường hợp chuyển
nấc phân áp dưới tải bằng tay, dao động điện áp tại điểm đấu nối với phụ tải
không được vượt quá giá trị điều chỉnh điện áp của nấc phân áp máy biến áp điều
áp dưới tải.
3. Cho phép mức điều chỉnh
điện áp mỗi lần tối đa là 5 % giá trị điện áp danh định, với điều kiện việc điều
chỉnh điện áp không được gây ra hỏng hóc thiết bị trên hệ thống điện truyền tải
và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
1. Chế độ nối đất trung
tính của lưới điện truyền tải là chế độ nối đất trực tiếp.
2. Trường hợp chế độ nối đất
trung tính của một số thiết bị trong lưới điện truyền tải thực hiện khác với
quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho
phép
a) Trị số dòng điện ngắn
mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính
trong hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 6 như sau:
Bảng 6
Dòng điện ngắn
mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính
|
Cấp điện
áp
|
Dòng điện
ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)
|
Thời gian
tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính (ms)
|
|
|
|
500 kV
|
50
|
80
|
|
|
220 kV
|
50
|
100
|
|
b) Bảo vệ chính
trang thiết bị điện là bảo vệ chủ yếu và được lắp đặt, chỉnh định để thực hiện
tác động trước tiên, đảm bảo các tiêu chí về độ chọn lọc, độ tin cậy
tác động và
thời gian tác động của hệ thống bảo vệ khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo
vệ đối với trang thiết bị được bảo vệ;
c) Thanh cái
110 kV của các trạm biến áp 500 kV, 220 kV trong lưới điện truyền tải được áp dụng
dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép là 40 kA.
2. Thiết bị
đóng cắt trên lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng cắt dòng điện ngắn mạch
lớn nhất qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự
kiến đưa thiết bị vào vận hành và chịu đựng được dòng điện ngắn mạch này trong
thời gian tối thiểu từ 01 giây trở lên.
3. Đối với tổ
máy thủy điện và nhiệt điện có công suất lớn hơn 30 MW, tổng giá trị điện kháng
siêu quá độ chưa bão hòa của tổ máy phát điện (Xd’’-%) và điện kháng
ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (Uk-%) tính trong hệ đơn vị tương
đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không
được nhỏ hơn 40%.
Trường hợp
không đáp ứng được yêu cầu trên, chủ đầu tư có trách nhiệm tính toán, đầu tư và
lắp đặt thêm kháng điện để tổng giá trị của Xd’’, Uk và
kháng điện tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến
định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40%.
4. Các công
trình điện đấu nối vào hệ thống điện truyền tải có giá trị dòng điện ngắn mạch
tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất
cho phép quy định tại Bảng 6 thì chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm
áp dụng các biện pháp để dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc
bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6.
5. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm
thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối tại thời điểm
hiện tại và theo tính toán trong ít nhất 10 năm tiếp theo để Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị,
đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất
tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết
bị vào vận hành.
Hệ số chạm đất của lưới điện
truyền tải ở các cấp điện áp không được vượt quá 1,4.
1. Độ tin cậy của lưới điện
truyền tải được xác định bằng tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được
hàng năm do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm cung cấp
điện có kế hoạch và sự cố trên lưới điện truyền tải gây mất điện cho khách
hàng.
2. Sản lượng điện năng
không cung cấp được được tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị ngừng, giảm
cung cấp điện với thời gian ngừng, giảm cung cấp điện tương ứng trong các trường
hợp mất điện kéo dài trên 01 phút, trừ các trường hợp sau:
a) Ngừng, giảm cung cấp điện do hệ
thống điện quốc gia thiếu nguồn;
b) Ngừng, giảm mức cung cấp điện
do sự kiện bất khả kháng (sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể kiểm
soát được, không thể lường trước được và không thể tránh được mặc dù đã áp dụng
mọi biện pháp cần thiết trong khả năng cho phép).
3. Tỷ lệ sản lượng điện
năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong một năm được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
- kkccđ:
Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền
tải trong 01 năm;
- Ti:
Thời gian ngừng, giảm cung cấp điện lần i kéo dài trên 01 phút, được
xác định bằng khoảng thời gian từ lúc bắt đầu ngừng, giảm cung cấp cho tới lúc
khôi phục được cung cấp điện (giờ);
- Pi:
Công suất phụ tải trung bình bị ngừng, giảm cung cấp điện lần thứ i (kW);
- n: Số lần
ngừng, giảm cung cấp điện năm tính toán;
- Att:
Tổng sản lượng điện truyền tải qua lưới điện truyền tải trong năm tính toán
(kWh).
1. Tổn thất điện năng hàng
năm trên lưới điện truyền tải được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- ΔA:
Tổn thất hàng năm trên lưới điện truyền tải;
- Attnhận:
Tổng lượng điện năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng
nhận từ tất cả Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại các điểm đấu nối với
lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu qua lưới điện truyền tải;
- Attgiao:
Tổng lượng điện năng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng
mà các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ
lưới điện truyền tải tiếp nhận từ các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng
với tổng điện năng xuất khẩu qua lưới điện truyền tải.
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ
thống điện quốc gia là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ
thống điện quốc gia, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện độc lập và không nối
lưới điện quốc gia. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là cơ sở
để lập kế hoạch phát triển hệ thống điện truyền tải hàng năm, kế hoạch và
phương thức vận hành hệ thống điện, vận hành thị trường điện.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ
thống điện quốc gia bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày
và chu kỳ giao dịch thị trường điện.
3. Trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ
tải điện hệ thống điện quốc gia
a) Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống
điện quốc gia, hệ thống điện ba miền (Bắc, Trung, Nam) và tại các điểm đấu nối
với lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối điện, Đơn
vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới
điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình, bao gồm dự báo
nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị và nhu cầu phụ tải điện tại từng trạm
biến áp 110 kV;
c) Đơn vị bán buôn điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số
liệu dự báo nhu cầu xuất, nhập khẩu điện, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu xuất,
nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm đấu nối phục vụ xuất, nhập khẩu điện.
4. Đối với dự báo nhu cầu phụ tải
điện tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải và độ phân giải của chu kỳ dự
báo nhu cầu phụ tải điện, tùy theo từng giai đoạn phát triển và yêu cầu của thị
trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn việc thực hiện quy
định này.
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện
năm được thực hiện cho 01 năm tới (năm N+1) và 01 năm tiếp theo (năm N+2).
2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu
phụ tải điện năm bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ
tải điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của
104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và
bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;
b) Số liệu dự báo xuất, nhập
khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của
104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.
3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu
cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Tốc độ tăng trưởng kinh
tế (GDP) của 02 năm tiếp theo được cơ quan có thẩm quyền công bố chính thức;
b) Số liệu dự báo nhu cầu
phụ tải điện và hệ số phụ tải hàng năm theo quy hoạch phát triển điện lực đã được
phê duyệt;
c) Các số liệu thống kê về
công suất, điện năng tiêu thụ, xuất, nhập khẩu điện trong ít nhất 05 năm trước
gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán
buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Các giải pháp, mục tiêu
của các Chương trình tiết kiệm năng lượng và Quản lý nhu cầu điện;
đ) Những
thông tin cần thiết khác.
4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia năm bao gồm: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ
ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia,
hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới
điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 01 tháng 8
hàng năm, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn
vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền
tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm trong
phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện,
Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ
số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của năm trước để dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước
ngày 01 tháng 9 hàng năm, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được
các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và
thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Khoản
4 Điều này.
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện
tháng được thực hiện cho 01 tháng tới.
2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu
phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ
tải điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình từng
tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán
lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và
tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;
b) Số liệu dự báo xuất, nhập
khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình từng
tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.
3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu
cầu phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu
phụ tải điện từng tháng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã công bố;
b) Các số liệu thống kê về
công suất, điện năng tiêu thụ, xuất nhập khẩu, phụ tải cực đại ban ngày và buổi
tối của tháng cùng kỳ năm trước và 03 tháng trước gần nhất của Đơn vị phân phối
điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Các sự kiện có thể gây
biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện và các thông tin cần thiết khác.
4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia tháng bao gồm: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ
ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ
thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới
điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn
vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán
buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số
liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng trong phạm vi quản lý
theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp
Đơn vị phân phối điện, Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung
cấp không đúng hoặc không đủ số liệu
theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tháng trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm để dự báo
nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước 07 ngày
làm việc cuối cùng hàng tháng, căn cứ vào số liệu
về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang
thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết
quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
được thực hiện cho 02 tuần tới.
2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu
phụ tải điện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất với
chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của Đơn
vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ
thống điện.
3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu
cầu phụ tải điện tuần bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện tuần trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng và dự báo nhu cầu phụ tải điện
của tuần trước đó đã công bố;
b) Các số liệu thống kê về công
suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối trong 04 tuần
trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và
Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Dự báo thời tiết của các ngày
trong 02 tuần tới, các ngày lễ, tết và các sự kiện có thể gây biến động lớn đến
nhu cầu phụ tải điện.
4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia tuần bao gồm: Điện năng, công suất với
chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của
hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới
điện truyền tải với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước 10h00 thứ Ba hàng tuần,
Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện,
Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp
từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng
thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn
cứ vào số liệu dự báo của tuần trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện
tháng để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước 15h00 thứ Năm hàng tuần,
căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công
bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự
báo nhu cầu phụ tải điện tuần theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện
ngày được thực hiện cho 02 ngày tới.
2. Các yếu tố
xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần và dự báo nhu cầu phụ tải điện của
ngày hôm trước đã công bố;
b) Các số liệu công suất, điện
năng thực tế của hệ thống điện trong 07 ngày trước; trường hợp ngày lễ, tết phải
sử dụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;
c) Dự báo thời tiết của 02 ngày tới
và các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia ngày bao gồm các số liệu sau: Điện năng, công suất với
chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống
điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với
lưới điện phân phối.
4. Trước 10h00 hàng ngày, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công
bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết
quả dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày theo quy định tại Khoản 3 Điều
này.
1. Dự báo
nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện được thực hiện cho 01 (một)
chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo.
2. Các yếu tố
xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày và kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện chu kỳ giao dịch thị trường điện trước đó đã công bố;
b) Các số liệu công suất, điện
năng thực tế của hệ thống điện cùng kỳ tuần trước;
c) Dự báo thời tiết tại thời điểm
gần nhất;
d) Các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải
điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Công suất và sản lượng của hệ
thống điện quốc gia và hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam cho chu kỳ 30 phút
của chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo;
b) Công suất và sản lượng tại từng
điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối cho chu kỳ 30
phút của chu kỳ giao dịch tới và 8 chu kỳ giao dịch tiếp theo.
4. Chậm nhất
15 phút trước chu kỳ giao dịch tiếp theo,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công
bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết
quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều
này.
1. Điểm đấu nối là điểm nối
trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải vào hệ thống điện truyền tải.
2. Tuỳ thuộc vào cấu trúc
của lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định như sau:
a) Đối với đường dây trên không, điểm
đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của
trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện;
b) Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối
là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối
của nhà máy điện.
3. Trường hợp điểm đấu nối
khác với quy định tại Khoản 2 Điều này, điểm đấu nối thay thế do hai bên tự thỏa
thuận.
4. Điểm đấu nối phải được
mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong Thoả thuận
đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
1. Ranh giới phân định tài
sản giữa Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là điểm
đấu nối.
2. Tài sản của mỗi bên tại
điểm đấu nối phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên quan
trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
3. Tài sản thuộc sở hữu của
bên nào thì bên đó có trách nhiệm đầu tư, xây dựng, quản lý và vận hành theo
các tiêu chuẩn và quy định của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
1. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm thực hiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch
phát triển điện lực và kế hoạch đầu tư đã được duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới
điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy định
tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu
nối quy định tại Chương này.
2. Việc đấu nối trang thiết
bị điện, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
vào lưới điện truyền tải phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được
cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền
tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật chung và cụ thể tại điểm
đấu nối quy định tại Chương này.
3. [18] Trường hợp phương án
đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được
phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng có
nhu cầu đấu nối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo quy định.
4. Đơn vị truyền tải điện
và khách hàng có đề nghị đấu nối phải có Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại
Thông tư này, bao gồm những nội dung chính sau:
a) Vị trí điểm đấu nối;
b) Các nội dung kỹ thuật liên
quan đến điểm đấu nối;
c) Tiến độ thời gian hoàn thành đấu
nối;
d) Trách nhiệm đầu tư, quản lý vận
hành;
đ) Các nội dung thương mại của Thỏa
thuận đấu nối.
5. Đơn vị truyền tải điện
có quyền từ chối đề nghị đấu nối trong các trường hợp sau:
a) Trang thiết bị, lưới điện
của khách hàng có đề nghị đấu nối không đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu
kỹ thuật quy định tại Thông tư này và các quy chuẩn kỹ thuật ngành có liên
quan;
b) Đề nghị đấu nối không
đúng với quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt.
6. Đơn vị truyền tải điện
có quyền tách đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới
điện truyền tải trong trường hợp khách hàng vi phạm các yêu cầu kỹ thuật và yêu
cầu vận hành theo quy định tại Thông tư này hoặc các vi phạm quy định về an toàn,
vận hành trên tài sản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể gây ảnh
hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải. Trường hợp hai bên không thống
nhất về việc tách đấu nối thì phải thực hiện trình tự, thủ tục giải quyết tranh
chấp quy định tại Chương IX Thông tư này.
7. Trường hợp Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi, nâng cấp thiết bị hoặc thay đổi
sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến vận hành
an toàn hệ thống điện truyền tải hoặc các thiết bị điện của Đơn vị truyền tải
điện tại điểm đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo bằng
văn bản và phải được Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển thống
nhất kế hoạch trước khi thực hiện.
8. Những thay đổi liên
quan đến điểm đấu nối trong quá trình đầu tư, vận hành phải được cập nhật trong
hồ sơ về điểm đấu nối và Thoả thuận đấu nối đã ký.
9. Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải có trách nhiệm lưu trữ các số liệu về chế độ làm việc, công tác
vận hành, duy tu, bảo dưỡng và các sự cố trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý
của mình trong thời hạn 05 năm. Khi Đơn vị truyền tải điện yêu cầu, Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần
thiết liên quan đến sự cố xảy ra trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của
mình. Đối với các đấu nối phục vụ mua bán, trao đổi điện với nước ngoài hoặc
đấu nối giữa nhà máy điện nằm ngoài lãnh thổ Việt Nam với hệ thống điện quốc
gia, các yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu vận hành đối với thiết bị đấu nối vào lưới
điện truyền tải được thực hiện theo thứ tự ưu tiên như sau:
a) Thực hiện theo các quy
định, điều ước và cam kết quốc tế mà Việt Nam tham gia;
b) Thỏa thuận thống nhất cụ
thể giữa các bên liên quan để đáp ứng tối đa các yêu cầu, quy định kỹ thuật về
hệ thống điện của mỗi nước và đảm bảo vận hành lưới điện liên kết, lưới điện đấu
nối được an toàn, tin cậy và ổn định.
1. Sơ đồ đấu nối điện
chính phải bao gồm các thiết bị điện từ cấp điện áp trung áp đến siêu cao áp tại
điểm đấu nối và thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện phải được
mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Cấp điều độ có quyền điều
khiển đánh số thiết bị theo quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện
quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Máy cắt có liên hệ trực
tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải
có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng
sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được
duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
3. Các thiết bị trực tiếp
đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng điện ngắn mạch
lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo tính toán và thông báo của Đơn vị
truyền tải điện đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch
phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
4. Máy cắt thực hiện thao
tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị thiết bị kiểm
tra hoà đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao
cách ly kèm theo các phương tiện khoá liên động để đảm bảo an toàn trong quá
trình vận hành và khi bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị.
1. Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh
định và thử nghiệm hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng
các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy, tính chọn lọc và tin cậy khi loại trừ sự
cố, đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy.
2. Việc phối hợp trang bị,
lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa Cấp
điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải không tự ý thay đổi thiết bị bảo vệ và các giá trị cài đặt của thiết bị rơ
le bảo vệ khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm ban hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi lưới điện
truyền tải của Đơn vị truyền tải điện và thông qua các trị số chỉnh định liên
quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơ le bảo vệ của Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải.
4. Thời gian tối đa loại
trừ sự cố trên các phần tử trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải bằng các bảo vệ chính không vượt quá các giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này.
5. Trường hợp thiết bị bảo
vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với thiết bị
bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng các yêu cầu
của Đơn vị truyền tải điện về kết nối và được sự chấp thuận của Cấp điều độ có
quyền điều khiển.
6. Trường hợp lưới điện của
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị rơ le bảo vệ trong
lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể được phép gửi lệnh
đi cắt các máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải được sự chấp thuận của
Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các máy cắt này
và phải được ghi trong Thỏa thuận đấu nối.
7. Độ tin cậy tác động của
hệ thống rơ le bảo vệ không nhỏ hơn 99 %.
8. Ngoài các yêu cầu quy định
từ Khoản 1 đến Khoản 7 Điều này, hệ thống rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện phải đáp ứng thêm các yêu cầu
sau:
a) Nhà máy điện phải được
trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác;
b) Nhà máy điện phải được
trang bị hệ thống giám sát ghi sự cố có chức năng đồng bộ thời gian GPS (Global
Positioning System);
c) Nhà máy điện có tổng công
suất đặt từ 300 MW trở lên, phải được trang bị thiết bị có chức năng đo góc pha
(PMU - Phasor Measurement Unit) và đồng bộ thời gian GPS (Global Positioning
System). Nhà máy điện có tổng công suất đặt dưới 300 MW, việc trang bị PMU phải
theo tính toán và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không phải Đơn vị phát điện có trách
nhiệm trang bị, lắp đặt thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha theo tính toán
và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo kết nối tương thích,
tin cậy, ổn định với hệ thống ghi sự cố và đo góc pha đặt tại Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm
tích hợp thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha của Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với hệ thống đặt tại Cấp điều độ có quyền
điều khiển;
đ) Trong quá trình vận
hành, khi có nhu cầu nâng cấp, thay thế thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc
pha, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách
nhiệm thông báo và thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thực
hiện;
e) Đường dây truyền tải điện
cấp điện áp từ 220 kV trở lên đấu nối tổ máy phát điện hoặc sân phân phối của
nhà máy điện phải có 02 kênh truyền thông tin liên lạc độc lập về vật lý phục vụ
cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền
không lớn hơn 20 ms;
g) Khách hàng sử dụng điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ
le tần số thấp trong phạm vi quản lý phục vụ tự động sa thải phụ tải theo tính
toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
9. Phạm vi, cách bố trí và
yêu cầu kỹ thuật đối với các thiết bị rơ le bảo vệ cho tổ máy phát điện, máy biến
áp, thanh cái và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải theo Quy định về
yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện
và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
1. [19] Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ
thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này
với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều
khiển; đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống
SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ
thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục
vụ công tác điều độ, vận hành trong hệ thống điện truyền tải gồm kênh trực
thông, điện thoại, DIM và mạng máy tính.
2. Hệ thống thông tin của
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông tin
của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khách hàng có thể thoả thuận
sử dụng hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện hoặc của các nhà cung cấp
khác để kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm
bảo thông tin liên tục và tin cậy phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
3. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý lưới điện
truyền tải để phục vụ việc quản lý, vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để thiết lập đường truyền thông
tin về Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải các yêu cầu về dữ liệu thông tin, truyền dữ liệu và giao
diện thông tin cần thiết phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
5. Cấp điều độ có quyền điều
khiển và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông
tin, dữ liệu của khách hàng vào hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có do đơn vị
quản lý.
1. [20] Trạm biến áp có cấp
điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và nhà
máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển
phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết nối độc lập về mặt
vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. [21] Trạm biến áp có cấp
điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các
nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã kết nối và được điều khiển,
thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết
lập một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết
nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển.
3. Trường hợp nhà máy điện,
trạm biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách
nhiệm chia sẻ thông tin để phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.
4. Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản
lý, vận hành thiết bị đầu cuối RTU/Gateway trong phạm vi quản lý, đường truyền
dữ liệu hoặc thuê đường truyền dữ liệu của đơn vị cung cấp dịch vụ để đảm bảo kết
nối, truyền dữ liệu liên tục, đầy đủ, tin cậy về hệ thống SCADA của Cấp điều độ
có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).
5. Thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối được với hệ thống
SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm
điều khiển (nếu có).
6. Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm tích hợp các dữ liệu theo danh sách dữ liệu đã thoả thuận
với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống
SCADA của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để cấu hình, thiết
lập cơ sở dữ liệu trên hệ thống của mình đảm bảo sự tương thích với hệ thống
SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều
khiển (nếu có).
7. Trường hợp hệ thống
SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển có sự thay đổi về công nghệ và được
cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời điểm ký Thoả thuận đấu nối dẫn đến phải
thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của
Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Cấp điều độ
có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm phối hợp thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết để các
thiết bị của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
tương thích với các thay đổi của hệ thống SCADA. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp hệ thống
điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway để đảm bảo kết nối tương thích với hệ
thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Trong quá trình vận
hành, khi có nhu cầu nâng cấp, mở rộng hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
có trách nhiệm thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thực hiện
nâng cấp, mở rộng.
9. Yêu cầu danh sách dữ liệu,
yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đầu cuối RTU/Gateway được quy định cụ thể tại Quy
định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
1. Cuộn dây phía cao áp của
máy biến áp ba pha hoặc 03 (ba) máy biến áp một pha đấu nối vào lưới điện truyền
tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất.
2. Việc nối đất trung tính
máy biến áp phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị quy
định tại Điều 13 Thông tư này.
1. Trong chế độ vận hành
bình thường, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp
từ lưới điện truyền tải phải duy trì hệ số công suất (cosj) tại vị
trí đo đếm chính không nhỏ hơn 0,9 trong trường hợp nhận công suất phản kháng
và không nhỏ hơn 0,98 trong trường hợp phát công suất phản kháng.
2. Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền
điều khiển các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng trong lưới điện
của mình (nếu có), bao gồm:
a) Công suất phản kháng định mức
và dải điều chỉnh;
b) Nguyên tắc điều chỉnh công suất
phản kháng.
Tốc độ thay đổi công suất
tiêu thụ của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
trong 01 phút không được vượt quá 10 % công suất tiêu thụ khi đang vận hành ở
chế độ bình thường, trừ trường hợp Khách hàng sử dụng điện có thể điều chỉnh
nhu cầu sử dụng điện theo yêu cầu hoặc có thỏa thuận khác với Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
1. Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan để
thống nhất lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống sa thải phụ tải tự
động trong hệ thống điện của mình theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có
quyền điều khiển.
2. Hệ thống
sa thải phụ tải tự động phải được thiết kế, chỉnh định đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Độ tin cậy
không nhỏ hơn 99%;
b) Việc sa thải
không thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của
toàn bộ hệ thống điện;
c) Trình tự
sa thải và lượng công suất sa thải phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có
quyền điều khiển, không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có
sự cho phép của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trình tự khôi phục phụ tải điện phải
tuân thủ theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
1. Yêu cầu kỹ thuật chung
a) Hệ thống giám sát, điều
khiển và ệ thống thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị
thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do
Trung tâm điều khiển thực hiện;
b) Hệ thống giám sát, điều
khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương
thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện và thiết bị
đóng cắt trên lưới điện ổn định, tin cậy và liên tục về
hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Trung tâm điều khiển phải
có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn
điện từ hệ thống điện quốc gia.
d) [23] Tổng công suất
định mức của các nhà máy điện thuộc Trung tâm điều khiển không vượt quá công suất
định mức của tổ máy phát điện lớn nhất đang vận hành phát điện trong hệ thống
điện quốc gia do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
2. [24] Yêu cầu kết
nối của Trung tâm điều khiển
a) Yêu cầu về
kết nối hệ thống thông tin
- Có một đường
truyền dữ liệu kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách
nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;
- Có hai đường
truyền dữ liệu (một đường
truyền làm việc, một đường truyền dự phòng) kết nối với hệ thống điều khiển và
thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều
khiển từ xa;
- Các phương
tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ giữa Các cấp điều độ
có quyền điều khiển với Trung tâm điều khiển gồm trực thông, điện thoại, DIM, mạng
máy tính. Thông tin liên lạc tối thiểu giữa Trung tâm điều khiển với các
nhà máy điện, trạm điện gồm trực thông, điện thoại và mạng máy tính.
b) Yêu cầu về
kết nối hệ thống SCADA
- Có một kết
nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều
cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông
tin;
- Có hai kết
nối với thiết bị đầu cuối RTU hoặc Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện,
trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện
điều khiển từ xa.
c) Trung tâm điều khiển phải trang bị
màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy
điện, trạm điện.
3. Nhà máy điện, trạm điện
hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều
khiển, thao tác từ xa phải được trang bị hệ thống giám sát, điều khiển, camera
và thông tin viễn thông để truyền, kết nối dữ liệu ổn định, tin cậy và liên tục
với Trung tâm điều khiển đáp ứng các yêu cầu tại
Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
1. [25] Nhà máy điện
có công suất lắp đặt trên 30 MW phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều
khiển, hệ thống AGC đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều
khiển công suất tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục
vụ điều khiển từ xa công suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện. Đối với các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
chỉ bán một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia, sự cần thiết của việc
trang bị hệ thống AGC được các bên thỏa thuận và ghi rõ trong Thảo thuận đấu nối.
Yêu cầu kỹ thuật cụ thể về kết nối tín hiệu hệ thống AGC của tổ máy phát điện với
hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được
quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do
Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Tổ máy phát điện của
nhà máy điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ số
công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,9 (ứng với
chế độ nhận công suất phản kháng) tại đầu cực của máy phát điện, phù hợp với đặc
tính công suất phản kháng của tổ máy.
3. [26] Tổ máy phát
điện của nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp
khi tần số lệch ra khỏi dải chết của hệ thống điều tốc và đáp ứng ít nhất 50%
công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 15 giây đầu tiên, 100% công
suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 30 giây và duy trì công suất này
tối thiểu 15 giây tiếp theo. Công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy được
tính toán theo độ lệch tần số thực tế, lượng công suất khả dụng còn lại của tổ
máy, giới hạn khả năng đáp ứng sơ cấp theo công nghệ của tổ máy và các thông số
cài đặt do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu cầu.
4. Trong chế độ vận hành
bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải
trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này
không được ảnh hưởng đến lượng công suất tác dụng đang phát và khả năng phát
toàn bộ công suất phản kháng của tổ máy phát điện.
5. Tổ máy phát điện của
nhà máy điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức trong dải
tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 46 Hz đến dưới 49 Hz và trên 51
Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của
mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác
dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của
nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW hoặc nhà máy điện đấu nối vào lưới
điện truyền tải tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện theo quy định tại
Bảng 7 như sau:
Bảng
7
Thời
gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ
thống điện
|
Dải
tần số của hệ thống điện
|
Thời
gian duy trì tối thiểu
|
|
Nhà
máy thủy điện
|
Nhà
máy nhiệt điện
|
|
Từ 46 Hz đến 47,5 Hz
|
20 giây
|
Không
yêu cầu
|
|
Trên 47,5
Hz đến 48,0 Hz
|
10 phút
|
10 phút
|
|
Trên 48
Hz đến dưới 49 Hz
|
30 phút
|
30 phút
|
|
Từ 49
Hz đến 51 Hz
|
Phát
liên tục
|
Phát
liên tục
|
|
Trên 51 Hz đến
51,5 Hz
|
30 phút
|
30 phút
|
|
Trên 51,5 Hz
đến 52 Hz
|
03 phút
|
01 phút
|
6. Tổ máy phát điện của nhà
máy điện phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện
theo quy định tại Điều 7 Thông tư này và chịu được
thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không xuất hiện trong thời gian loại
trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên
hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách ra khỏi vận hành.
7. Tổ máy phát điện của nhà
máy điện phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:
a) Tải không cân bằng giữa ba pha
từ 10 % trở xuống;
b) Hệ số đáp ứng của kích từ đối
với tổ máy phát điện đồng bộ lớn hơn 0,5 %;
c) Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ
hơn 5 % dòng điện định mức.
8. [27] Tổ máy phát
điện của nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống
điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500
miligiây.
1. Hệ thống kích từ của tổ
máy phát điện phải đảm bảo cho tổ máy phát điện có thể làm việc với dải hệ số
công suất quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này. Hệ thống
kích từ phải đảm bảo cho tổ máy phát điện vận hành ở công suất biểu kiến định mức
(MVA) trong dải ± 5 % điện áp định mức tại đầu cực máy phát.
2. Tổ máy phát điện của
nhà máy điện phải được trang bị AVR hoạt động liên tục có khả năng giữ điện áp
đầu cực với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức trong toàn bộ dải
làm việc cho phép của máy phát điện.
3. AVR phải có khả năng bù
lại sự sụt áp trên máy biến áp đầu cực và đảm bảo sự phân chia ổn định công suất
phản kháng giữa các máy phát điện cùng nối vào một thanh cái chung.
4. AVR phải cho phép cài đặt
các giới hạn về:
a) Dòng điện kích từ tối thiểu;
b) Dòng điện kích từ tối đa.
5. Khi điện áp đầu cực máy
phát điện nằm trong dải từ 80 đến 120 % điện áp định mức và tần số hệ thống nằm
trong dải từ 47,5 đến 52 Hz, trong thời gian tối đa 0,1 giây hệ thống kích từ tổ
máy phát điện phải có khả năng tăng dòng điện và điện áp kích từ tới các giá trị
như sau:
a) Đối với tổ máy phát điện của
nhà máy thủy điện: 1,8 lần giá trị định mức;
b) Đối với tổ máy phát điện của
nhà máy nhiệt điện: 2,0 lần giá trị định mức.
6. Tốc độ thay đổi điện áp
kích từ không được thấp hơn 2,0 lần so với điện áp kích từ định mức/giây khi tổ
máy phát điện mang tải định mức.
7. Tổ máy phát điện có
công suất trên 30 MW phải trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện (Power System
Stabiliser - PSS) có khả năng làm suy giảm các dao động có tần số trong dải từ
0,1 Hz đến 5 Hz góp phần nâng cao ổn định hệ thống điện. Đơn vị phát điện phải
cài đặt, hiệu chỉnh các thông số của thiết bị PSS theo tính toán của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo thiết bị PSS có hệ số suy giảm
dao động (Damping ratio) không nhỏ hơn 5%. Đối với các tổ máy phát điện có
trang bị thiết bị PSS, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đưa thiết bị PSS vào hoạt
động theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
1. Tổ máy phát điện của
nhà máy điện khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp
trong hệ thống điện quốc gia.
2. Tổ máy phát điện của
nhà máy điện phải được trang bị hệ thống điều tốc tác động nhanh đáp ứng được sự
thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường. Hệ thống điều
tốc phải có khả năng tiếp nhận và thực hiện các lệnh tăng, giảm hoặc thay đổi điểm
đặt công suất từ hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện, trừ trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
không có yêu cầu.
3. Hệ thống điều tốc của tổ
máy phát điện phải có khả năng chỉnh định giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều
chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5 %. Giá trị cài đặt của hệ số tĩnh của đặc tính điều
chỉnh do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định.
4. Trừ các tổ máy phát điện
đuôi hơi của nhà máy điện chu trình hỗn hợp, giá trị nhỏ nhất có thể đặt được của
dải chết hệ thống điều tốc của các tổ máy phát điện phải nằm trong phạm vi ±
0,05 Hz. Giá trị dải chết hệ thống điều tốc của từng tổ máy phát điện sẽ được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định trong
quá trình đấu nối và vận hành.
5. Hệ thống điều khiển bộ điều
tốc phải cho phép cài đặt các giới hạn và các bảo vệ chống vượt tốc như sau:
a) Đối với các tua bin hơi: Từ 104
% đến 112 % tốc độ định mức;
b) Đối với tua bin khí và thuỷ điện:
Từ 104% đến 130% tốc độ định mức;
c) Trường hợp tổ máy phát điện vận
hành trong khu vực lưới điện đang tạm thời bị tách khỏi hệ thống điện truyền tải
quốc gia nhưng vẫn tiếp tục cấp điện cho khách hàng thì hệ thống điều tốc máy
phát điện phải duy trì được sự ổn định tần số cho khu vực lưới điện đã tách ra.
1. Tại các vị trí quan trọng
trong hệ thống điện truyền tải, một số nhà máy điện phải có khả năng khởi động
đen. Yêu cầu về trang bị khả năng khởi động đen phải được ghi rõ trong Thỏa thuận
đấu nối.
2. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các vị trí quan trọng trong hệ
thống điện quốc gia phải xây dựng các nhà máy điện có khả năng khởi động đen và
phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện trong quá trình thỏa thuận
đấu nối để xác định các yêu cầu cụ thể về khởi động đen đối với từng nhà máy điện.
1. Nhà máy điện
gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác
dụng theo các chế độ sau:
a) Chế độ
phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của
nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);
b) Chế độ điều
khiển công suất phát:
Nhà máy điện
gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều
độ trong các trường hợp sau:
- Trường hợp
nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ
thì phát công suất lớn nhất có thể;
- Trường hợp
nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh
điều độ thì phát công suất đúng giá trị giới hạn theo lệnh điều độ với sai số
trong dải ± 01 % công suất định mức.
2. Nhà máy điện
gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy
trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận
hành theo
quy định tại Bảng
8 như
sau:
Bảng 8
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy
điện gió, nhà máy điện mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống
điện
|
Dải tần số
của hệ thống điện
|
Thời gian
duy trì tối thiểu
|
|
Từ 47,5 Hz đến 48,0
Hz
|
10 phút
|
|
Trên 48 Hz đến dưới
49 Hz
|
30 phút
|
|
Từ 49 Hz đến 51 Hz
|
Phát liên tục
|
|
Trên 51 Hz đến 51,5
Hz
|
30 phút
|
|
Trên 51,5 Hz đến 52
Hz
|
01 phút
|
3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn
50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng giảm công suất tác
dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop characteristics)
trong dải từ 02 % đến 10 %. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối của đường đặc tuyến
tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác định. Quá trình giảm
công suất tác dụng này phải ghi nhận bắt đầu suy giảm không muộn hơn 02 giây
khi ghi nhận tần số trên 50,5 Hz và phải hoàn thành trong vòng 15 giây.
4. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt
trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc tính như hình vẽ
dưới đây và mô tả tại điểm a và điểm b khoản này:
a) Trường hợp nhà máy điện phát công
suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất tác dụng định mức và điện áp tại phía cao áp
máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh định,
nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải
hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với
chế độ nhận công suất phản kháng) tại phía cao áp của máy biến áp tăng áp của
nhà máy hoặc tại điểm đo lường phân tách công suất phản kháng của từng Nhà máy
trong trường hợp nhiều nhà máy cùng nối vào 01 máy biến áp tăng áp ứng với công
suất định mức;
b) Trường hợp nhà máy điện phát công
suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng
nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của nhà máy điện.
5. Chế độ điều khiển điện áp và công
suất phản kháng:
a) Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt
trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng theo các chế độ
sau:
- Chế độ điều khiển điện áp theo giá
trị đặt điện áp, đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính quan hệ điện
áp/công suất phản kháng);
- Chế độ điều khiển theo giá trị đặt
công suất phản kháng;
- Chế độ điều khiển theo hệ số công suất.
b) Nếu điện áp tại phía cao áp
máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh định,
nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại
phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức
(so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản kháng của tổ máy
phát điện còn nằm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành trong thời gian
không quá 05 giây.
6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt
trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện
tương ứng với dải điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy
điện
trong thời gian như sau:
a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy
trì tối thiểu là 0,15 giây;
b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu,
thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:
Tmin
= 4 x U - 0,6
Trong đó:
- Tmin (giây): Thời gian
duy trì phát điện tối thiểu;
- U (pu): Điện áp thực tế tại phía cao áp
máy biến áp tăng áp của nhà máy điện tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đối);
c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu,
nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên
tục;
d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu,
nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong
thời gian 03 giây;
đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu,
nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong
thời gian 0,5 giây.
7. Độ mất cân bằng pha, tổng biến dạng
sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
gây ra tại phía
cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện không được vượt quá
giá trị quy định tại Điều 7, Điều 8 và Điều 9 Thông tư này.
8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt
trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối
ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công
suất nhà máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
9. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt
trời phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống điện trong dải
từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500 miligiây.
10. Khi điện áp tại phía cao áp máy biến
áp tăng áp của nhà máy điện nằm ngoài dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện
phải có khả năng thiết lập chế độ ưu tiên phát dòng điện phản kháng (khi điện
áp thấp) hoặc hút dòng điện phản kháng (khi điện áp cao) để hỗ trợ hệ thống điện
trong quá trình sự cố, dòng điện phản kháng có khả năng thay đổi từ 0 % đến 10
% dòng điện định mức của nhà máy cho mỗi 01 % điện áp thay đổi với sai số không
quá 20 % (tốc độ thay đổi do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán xác định),
thời gian hoàn thành đáp ứng không trễ hơn 100 miligiây.
11. Sau khi sự cố được loại trừ và hệ
thống điện trở về chế độ vận hành bình thường, nhà máy điện phải đảm bảo:
a) Nhà máy điện phải có khả năng khôi
phục công suất tác dụng để quay trở về chế độ vận hành trước sự cố với tốc độ
tăng công suất tác dụng không nhỏ hơn 30 % công suất định mức trên 01 giây và
không lớn hơn 200 % công suất định mức trên 01 giây;
b) Trường hợp các tổ máy tuabin gió hoặc
các inverter của nhà máy điện mặt trời bị ngừng vận hành khi sự cố hệ thống điện
duy trì lớn hơn thời gian yêu cầu nối lưới tối thiểu, quá trình hòa lại của các
tổ máy này không được sớm hơn 03 phút sau khi hệ thống điện quay về trạng thái
vận hành bình thường và tốc độ khôi phục công suất tác dụng không lớn hơn 10 %
công suất định mức trên 01 phút.
12. Nhà máy điện phải duy trì nối lưới
khi điện áp tại phía
cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện xuất hiện dao động
góc pha điện áp (Phase Swing) tức thời lên đến 20 độ trong khoảng thời gian 100
miligiây mà không bị gián đoạn phát điện hay suy giảm công suất phát.
1. Khi có nhu cầu đấu nối
mới hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải gửi
hồ sơ đề nghị đấu nối cho Đơn vị truyền tải điện.
2. Hồ sơ đề nghị đấu nối bao
gồm:
a) Văn bản đề nghị đấu nối,
kèm theo các nội dung theo mẫu quy định tại các Phụ lục 1A, 1B, 1C ban hành kèm
theo Thông tư này;
b) Các tài liệu kỹ thuật về
các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các thay đổi dự kiến tại điểm đấu nối
hiện tại;
c) Thời gian dự kiến hoàn
thành dự án, số liệu kinh tế - kỹ thuật của dự án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu
nối hiện tại.
3. Sau khi nhận được hồ sơ
đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm:
a) Xem xét các yêu cầu liên quan
đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;
b) Chủ trì thực hiện đánh giá ảnh
hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng
có nhu cầu đấu nối đối với lưới điện truyền tải, bao gồm các nội dung chính
sau:
- Tính toán
các chế độ xác lập cho lưới điện khu vực đề nghị đấu nối trong giai đoạn 10 năm
tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng
tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải khu vực;
- Tính
toán, đánh giá dòng điện ngắn mạch tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải;
- Xác định
cụ thể các ràng buộc, hạn chế do đấu nối mới có thể ảnh hưởng đến việc vận hành
an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải;
- Đánh giá
khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy
định tại Chương này.
c) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối
theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 ban hành
kèm theo Thông tư này, gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và Cấp điều độ có
quyền điều khiển;
d) Chậm nhất sau 15 ngày làm việc
kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ của khách hàng, gửi
văn bản đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có ý
kiến chính thức về các nội dung chính sau:
- Đánh giá ảnh
hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải;
- Các nội
dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị điện tại điểm đấu nối, yêu
cầu phục vụ vận hành, điều độ đối với các tổ máy phát điện, yêu cầu về trang bị
hệ thống sa thải phụ tải theo tần số đối với khách hàng sử dụng điện để đảm bảo
đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Chương
II và Chương V Thông tư này;
- Dự thảo
Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục Thông tư này.
4. Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện để thực hiện đánh giá ảnh
hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải theo các nội dung quy định tại
Điểm b Khoản 3 Điều này.
5. Khách hàng có nhu cầu đấu
nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết khác cho Đơn vị truyền
tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để xác định các đặc tính kỹ thuật,
yêu cầu kỹ thuật cần thiết khác đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ
thống điện truyền tải.
6. Trong thời hạn 20 ngày
làm việc kể từ khi nhận được đề nghị của Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có
quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có trách nhiệm gửi ý kiến góp ý bằng
văn bản đối với các nội dung quy định tại Điểm d Khoản 3 và Khoản 4 Điều này
cho Đơn vị truyền tải điện.
7. Sau khi nhận được ý kiến
góp ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khác, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thoả thuận
thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu
nối và cùng khách hàng ký Thỏa thuận đấu nối.
8. Thoả thuận đấu nối được
lập thành 04 bản, mỗi bên giữ 02 bản. Đơn vị truyền tải có trách nhiệm gửi 01 bản
sao cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, và các đơn vị liên quan để phối hợp
thực hiện trong quá trình đầu tư xây dựng, đóng điện chạy thử và vận hành chính
thức.
9. Thời gian
xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối, thỏa thuận các nội dung liên quan và ký Thỏa
thuận đấu nối thực hiện theo quy định tại Điều 44 Thông tư
này.
10. Trường hợp khách hàng có nhu cầu
đấu nối vào lưới điện hoặc thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thoả thuận trực tiếp với Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải này. Trước
khi thoả thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối về
phương án đấu nối, Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải sở hữu thiết bị có trách nhiệm phối
hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thiết
bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật của
thiết bị tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này. Các nội dung phát sinh
liên quan đến đấu nối mới với khách hàng có nhu cầu đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm
cập nhật các nội dung này vào Thỏa thuận đấu nối đã ký với Đơn vị truyền tải điện.
11. Trường hợp đấu nối vào thanh cái cấp điện áp 110 kV
hoặc trung áp thuộc các trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong phạm vi quản lý của
Đơn vị truyền tải điện, trình tự và thủ tục thỏa thuận đấu nối được thực hiện
theo quy định từ Khoản 1 đến Khoản 9 Điều này.
Thời hạn để thực hiện các
bước đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối được quy định tại Bảng 9 như sau:
Bảng
9
Thời
hạn xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối
|
Các
nội dung thực hiện
|
Thời
gian thực hiện
|
Trách
nhiệm thực hiện
|
|
Gửi hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ
và hợp lệ
|
|
Khách
hàng có nhu cầu đấu nối
|
|
Xem xét
hồ sơ đề nghị đấu nối, chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối và gửi lấy ý
kiến các đơn vị
|
Không quá 35 ngày làm việc kể từ
khi nhận hồ sơ đầy đủ và hợp lệ
|
Đơn vị
truyền tải điện chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và các
đơn vị liên quan
|
|
Hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu
nối, thỏa thuận thống nhất và ký kết Thỏa thuận đấu nối
|
Không quá 20 ngày làm việc kể từ
khi nhận được ý kiến góp ý của các đơn vị liên quan
|
Đơn vị truyền tải điện và khách
hàng có nhu cầu đấu nối
|
Đơn vị truyền tải điện và
khách hàng có nhu cầu đấu nối có quyền tiếp cận các thiết bị tại điểm đấu nối
trong quá trình khảo sát để lập phương án đấu nối, thiết kế, thi công, lắp đặt,
thử nghiệm, kiểm tra, thay thế, tháo dỡ, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị đấu
nối.
1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng
thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của
khách hàng có nhu cầu đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực
theo quy định), bao gồm:
a) Các biên bản nghiệm thu từng
phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường dây và trạm biến
áp vào lưới điện truyền tải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật Việt Nam hoặc tiêu
chuẩn quốc tế được Việt Nam cho phép áp dụng và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của
thiết bị đấu nối quy định tại Chương này;
b) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được
phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu, bao gồm các tài
liệu sau:
- Thuyết minh chung, mặt bằng
bố trí thiết bị điện;
- Sơ đồ nối điện chính, sơ
đồ nhất thứ một sợi phần điện;
- Sơ đồ nguyên lý, thiết kế
của hệ thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy biến
dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt
liên động theo trạng thái máy cắt;
- Sơ đồ nhị thứ của hệ thống
bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;
- Sơ đồ thể hiện chi tiết
phương án đấu nối công trình điện của khách hàng với lưới điện truyền tải và
thông số của đường dây đấu nối;
- Các sơ đồ có liên quan
khác (nếu có).
c) Các tài
liệu về thông số kỹ thuật và quản lý vận hành bao gồm
các tài liệu sau:
- Thông số kỹ thuật
của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu nối[30];
- Tài liệu về hệ thống
năng lượng sơ cấp, tài liệu kỹ thuật về hệ thống kích từ, điều tốc, mô hình mô
phỏng và tài liệu hướng dẫn mô phỏng của hệ thống kích từ, điều tốc, hệ thống PSS,
sơ đồ hàm truyền Laplace cùng các giá trị cài đặt (đối với công trình mới là
nhà máy điện);
- Tài liệu hướng dẫn chỉnh
định rơ le bảo vệ, tự động hoá, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định
rơ le bảo vệ, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về phía khách
hàng;
- Tài liệu hướng dẫn vận
hành thiết bị của nhà chế tạo và các tài liệu kỹ thuật có liên quan khác.
d) Tính toán, đề xuất kế hoạch khởi
động, chạy thử; đề xuất phương thức đóng điện và vận hành.
2. Trừ trường hợp có thỏa
thuận khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các nội
dung, tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền
điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ lập phương thức đóng
điện theo thời hạn sau:
a) Chậm nhất 03 tháng trước ngày
dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;
b) Chậm nhất 02 tháng trước ngày
dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu.
3. Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm lập phương thức đóng điện đưa công trình mới vào vận hành
để đảm bảo an toàn, tin cậy cho thiết bị trong hệ thống điện quốc gia. Khách
hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều
khiển trong quá trình lập phương thức đóng điện.
4. Chậm nhất 20 ngày làm
việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm
gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu về phương thức nhận
lệnh điều độ;
c) Các yêu cầu đối với chỉnh định
rơ le bảo vệ, tự động hoá của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng;
phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá thuộc phạm vi lưới điện truyền tải
và các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị
rơ le bảo vệ, tự động hoá của khách hàng có nhu cầu đấu nối;
d) Phương thức đóng điện đã thống
nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối;
đ) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu
chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống
thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết nối và vận
hành đối với hệ thống SCADA, thiết bị giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống
PSS;
h) Các yêu cầu về trang bị hệ thống
công nghệ thông tin, cơ sở hạ tầng cần thiết khác phục vụ vận hành thị trường
điện;
i) Danh mục các Quy trình liên
quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
k) Danh sách các cán bộ liên quan
và điều độ viên kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
5. Chậm nhất 20 ngày làm
việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải thỏa
thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển lịch chạy thử, phương thức
đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện.
6. Chậm nhất 15 ngày làm
việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung
cấp cho Đơn vị truyền tải điện các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử,
phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện đã thoả
thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Thỏa thuận phân định trách nhiệm
mỗi bên về quản lý, vận hành trang thiết bị đấu nối;
c) Các quy định nội bộ về vận
hành an toàn thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các nhân viên vận
hành đã được đào tạo đủ năng lực theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống
điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn,
trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên lạc.
7. Chậm nhất 15 ngày làm
việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung
cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung quy định tại các Điểm b,
c, d Khoản 6 Điều này và cung cấp cho Đơn vị bán buôn điện nội dung quy định tại
Điểm a Khoản 6 Điều này.
1. Chậm nhất 05 ngày làm
việc trước ngày dự kiến thực hiện đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu
đấu nối có trách nhiệm thoả thuận với Đơn vị truyền tải điện ngày thực hiện kiểm
tra thực tế tại điểm đấu nối.
2. [32] Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thỏa thuận với khách
hàng có nhu cầu đấu nối về trình tự kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực
tế lắp đặt trang thiết bị theo Thỏa thuận đấu nối.
3. Trường hợp Đơn vị truyền
tải điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan đến điểm đấu nối
của khách hàng có nhu cầu đấu nối chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách hàng có
trách nhiệm hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu cầu và
thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
4. Trường hợp Cấp điều độ
có quyền điều khiển cảnh báo việc đóng điện có nguy cơ ảnh hưởng đến vận hành
an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện truyền tải hoặc thiết bị của khách
hàng thì khách hàng có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển
và Đơn vị truyền tải điện để kiểm tra lại nội dung liên quan đến cảnh báo, thống
nhất phương án giải quyết và thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời
gian tiến hành kiểm tra lần sau.
5. Trường hợp khách hàng
có nhu cầu đấu nối nhận thấy việc thực hiện đóng điện công trình điện có khả
năng ảnh hưởng đến vận hành ổn định, an toàn thiết bị của khách hàng, khách
hàng có trách nhiệm đề xuất với đơn vị có liên quan để phối hợp xử lý và thoả
thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
6. Đơn vị truyền tải điện,
khách hàng có nhu cầu đấu nối và các đơn vị liên quan tham gia kiểm tra có
trách nhiệm ký vào Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.
1. Sau khi có Biên bản kiểm
tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối xác nhận đủ điều kiện đóng điện, khách
hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển
và Đơn vị truyền tải điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các
tài liệu sau:
a) [34] Các
tài liệu pháp lý và kỹ thuật của công trình:
- Văn bản xác nhận và cam kết của Khách
hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được
thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật thỏa thuận
tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Bản sao Biên bản kiểm tra điều kiện
đóng điện điểm đấu nối khẳng định đã đáp ứng đầy đủ các yêu cầu tại Thỏa thuận
đấu nối;
- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện
theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;
- Hợp đồng mua bán điện
đã ký hoặc thoả thuận về mua bán, giao nhận điện;
b) Các tài liệu xác nhận
công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ bao gồm:
- Thiết bị
nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều
khiển ban hành;
- Hệ thống
rơ le bảo vệ, tự động hoá, hệ thống điều khiển, kích từ và điều tốc đã được cài
đặt, chỉnh định đúng theo các yêu cầu quy định tại Thông tư
và của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
- Danh sách
nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình
điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức
danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax;
- Phương tiện
thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do
Bộ Công Thương ban hành;
- Hoàn thiện
kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống
giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền
điều khiển;
- Quy trình
phối hợp vận hành đã được thống nhất giữa Đơn vị phát điện với Cấp điều độ có
quyền điều khiển.
2. Trường hợp việc đóng điện
điểm đấu nối của khách hàng có ảnh hưởng đến chế độ vận hành hoặc phải tách thiết
bị trên lưới điện truyền tải ra khỏi vận hành, Đơn vị truyền tải điện có trách
nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc
phạm vi quản lý của mình để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.
3. Trong thời hạn 05 ngày
làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu
cầu đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.
4. Đơn vị truyền tải điện
và khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp thực hiện đóng điện điểm
đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.
1. Trong thời gian chạy thử,
nghiệm thu để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối của khách hàng có
nhu cầu đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cử nhân viên vận hành, cán
bộ có thẩm quyền trực 24/24h và thông báo danh sách cán bộ trực kèm theo số điện
thoại, số fax để liên hệ với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều
khiển khi cần thiết.
2. Trình tự chạy thử, nghiệm
thu thực hiện theo quy trình hướng dẫn của nhà chế tạo và các quy định hiện
hành (nếu có).
3. Trong thời gian chạy thử,
nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị
truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan
khác để giảm thiểu ảnh hưởng của các thiết bị mới đang được chạy thử, nghiệm
thu đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.
4. Kết thúc quá trình chạy
thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm xác nhận và cung
cấp đầy đủ các thông tin sau cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền
tải điện:
a) Thông số kỹ thuật thực
tế của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp, tổ máy phát điện;
b) Kết quả thí nghiệm và
thông số cài đặt thực tế của các hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc;
c) Các yêu cầu kỹ thuật khác
đã được thống nhất trong Thoả thuận đấu nối.
Trường hợp các thiết bị của
khách hàng có nhu cầu đấu nối không đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư
này và Thỏa thuận đấu nối đã ký, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền
điều khiển có quyền chưa thực hiện đấu nối nhà máy điện hoặc lưới điện của
khách hàng vào lưới điện truyền tải và yêu cầu khách hàng có nhu cầu đấu nối thực
hiện các biện pháp bổ sung và khắc phục.
5. [35] Lưới điện,
nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu
nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thí nghiệm,
chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định
tại Thông tư này.
1. Trong quá trình vận
hành, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển (sau đây gọi
là bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung) có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải thực hiện kiểm tra, thử nghiệm, thí nghiệm bổ sung các thiết bị
trong phạm vi quản lý của khách hàng cho các mục đích sau:
a) Kiểm tra sự đáp ứng của các
thiết bị trong lưới điện, nhà máy điện và tại điểm đấu nối với các quy định tại
Thông tư này, quy chuẩn kỹ thuật được phép áp dụng tại Việt Nam và các yêu cầu
cụ thể trong Thoả thuận đấu nối đã ký;
b) Kiểm tra sự tuân thủ các thỏa
thuận trong hợp đồng mua bán điện và Thoả thuận đấu nối đã ký đối với các thiết
bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải;
c) Đánh giá ảnh hưởng của lưới điện,
nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đến sự vận hành an
toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện quốc gia;
d) Chuẩn xác và hiệu chỉnh lại
các thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện và lưới điện của Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phục vụ tính toán, vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ
thống điện quốc gia.
2. Chi phí thực hiện kiểm
tra, thử nghiệm và thí nghiệm bổ sung phải được hai bên thoả thuận và quy định
trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện. Trường hợp chưa quy định
trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện, thực hiện như sau:
a) Trường hợp kết quả kiểm tra
cho thấy các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tuân thủ
các quy định tại Thông tư này và quy chuẩn kỹ thuật được áp dụng cho các thiết
bị thì Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ các chi phí kiểm
tra và thử nghiệm bổ sung;
b) Trường hợp kết quả kiểm tra
không phát hiện vi phạm, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải chịu toàn bộ các
chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung. Đối với yêu cầu kiểm tra theo quy định
tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải báo
cáo và được sự cho phép của Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện kiểm
tra.
3. Trước khi kiểm tra và
thử nghiệm bổ sung lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải thông báo trước ít nhất 15 ngày
cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải về nội dung, thời điểm, thời gian
kiểm tra và danh sách các cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm phối hợp và tạo điều kiện thuận lợi để bên có yêu cầu
kiểm tra bổ sung thực hiện công tác kiểm tra.
4. Trong quá trình kiểm
tra, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung được phép lắp đặt các thiết bị giám sát và
kiểm tra trong lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải nhưng không được làm ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị và an toàn vận
hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải.
5. Trong quá trình vận
hành, trường hợp thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại điểm
đấu nối phát sinh các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy
cho hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo
cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện về nguy
cơ vận hành không đảm bảo an toàn cho hệ thống điện truyền tải và yêu cầu thời
gian khắc phục các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo. Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải tiến hành các biện pháp khắc phục và thử nghiệm lại để đưa thiết
bị sau điểm đấu nối vào vận hành trở lại theo quy định tại Điều
49 Thông tư này. Trường hợp sau thời gian khắc phục mà vẫn chưa giải quyết
được các vấn đề kỹ thuật thì Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền
tải điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải.
6. Đối với mỗi tổ máy phát
điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu Đơn vị phát điện tiến hành
thử nghiệm vào bất kỳ thời gian nào để kiểm chứng một hoặc tổ hợp các đặc tính
vận hành mà Đơn vị phát điện đã đăng ký, nhưng không được thử nghiệm một tổ máy
phát điện quá 03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp sau:
a) Kết quả thử nghiệm và kiểm tra
chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính vận hành không đúng với các thông số mà Đơn
vị phát điện đã công bố;
b) Khi Cấp điều độ có quyền điều
khiển và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về đặc tính vận hành của tổ máy
phát điện;
c) Thử nghiệm, kiểm tra theo yêu
cầu của Đơn vị phát điện;
d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên
liệu.
7. Đơn vị phát điện có quyền
tiến hành kiểm tra và thử nghiệm các tổ máy phát điện của mình với mục đích xác
định lại các đặc tính vận hành của mỗi tổ máy phát điện sau khi sửa chữa, thay
thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các thử nghiệm phải thống
nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
1. Trong quá trình vận
hành, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền tải,
Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đầu tư, nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh
các trị số chỉnh định của các thiết bị tại điểm đấu nối và phải thông báo, thống
nhất với khách hàng trước khi thực hiện.
2. Trường hợp Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị tại điểm đấu
nối hoặc lắp đặt bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ
làm việc bình thường của lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải thông báo bằng văn bản và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện
về các thay đổi này. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi nhận được thông
báo bằng văn bản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm trả lời bằng văn bản về các đề nghị thay thế, nâng cấp thiết
bị tại điểm đấu nối của khách hàng.
3. Trường hợp đề xuất của
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được chấp thuận, Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải lý do
không chấp thuận đề xuất hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung cần thiết đối với
các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
4. Toàn bộ thiết bị thay
thế, bổ sung tại điểm đấu nối phải được thực hiện kiểm tra, thử nghiệm và nghiệm
thu theo quy trình quy định từ Điều 45 đến Điều 50 Thông tư này.
Các nội dung về nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh các trị số chỉnh định của
các thiết bị tại điểm đấu nối phải được bổ sung vào Thỏa thuận đấu nối đã ký.
1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng
thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn
vị truyền tải điện và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực theo quy định),
bao gồm:
a) Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất
thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện; sơ đồ nguyên lý, thiết kế
của hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy
biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt
liên động theo trạng thái máy cắt;
b) Tài liệu hướng dẫn chỉnh định
rơ le bảo vệ, tự động hoá, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ
le, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối;
c) Tài liệu và thông số kỹ thuật
của các thiết bị được lắp đặt;
d) Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo
vệ, tự động hóa và điều khiển;
đ) [37] Sơ đồ thể
hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của Đơn vị truyền
tải điện và thông số của đường dây đấu nối;
e) Các sơ đồ có liên quan khác (nếu
có);
g) Dự kiến kế hoạch đóng điện các
hạng mục công trình, lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
2. Chậm nhất 02 tháng trước
ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử nghiệm lần đầu, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu theo quy định tại Khoản
1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Chậm nhất 20 ngày làm
việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm
gửi cho Đơn vị truyền tải điện các tài liệu sau:
a) Lịch chạy thử, phương thức
đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện;
b) Sơ đồ đánh số thiết bị;
c) Các yêu cầu về phương thức nhận
lệnh điều độ;
d) Phiếu chỉnh định rơ le cho các
thiết bị rơ le bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện;
đ) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu
chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống
thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết nối và vận
hành đối với hệ thống SCADA;
h) Danh mục các Quy trình liên
quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
i) Danh sách các cán bộ liên
quan và Điều độ viên, kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 20 ngày trước
ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận được với Cấp
điều độ có quyền điều khiển kế hoạch đóng điện các hạng mục công trình, lịch chạy
thử, đóng điện và vận hành.
1. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện
điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) [39] Các
tài liệu về pháp lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và cam kết của Chủ
đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm
tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ
đầy đủ quy định pháp luật;
- Hệ thống đo đếm đã được
hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng.
b) Các tài liệu xác nhận
công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ:
- Thiết bị
nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều
khiển ban hành;
- Hệ thống
rơ le bảo vệ và tự động hoá đã được chỉnh định đúng theo yêu cầu
của Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
- Danh sách
nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình
điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức
danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên hệ;
- Phương tiện
thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do
Bộ Công Thương ban hành;
- Hoàn thiện
kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống
giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền
điều khiển.
2. Trường hợp việc đóng điện
điểm đấu nối công trình lưới điện của Đơn vị truyền tải điện có ảnh hưởng đến
chế độ vận hành lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều
khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình. Cấp điều độ có quyền
điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
bị ảnh hưởng để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.
3. Trong thời hạn 05 ngày làm
việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện về thời gian cụ thể
đóng điện điểm đấu nối.
4. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều
độ có quyền điều khiển thông báo.
1. Trường hợp Đơn vị truyền
tải điện có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị trên lưới điện truyền tải,
bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm việc của lưới
điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn bản và thống nhất
với Cấp điều độ có quyền điều khiển về các thay đổi này. Trường hợp việc thay thế,
nâng cấp thiết bị của Đơn vị truyền tải điện dẫn đến phải thay đổi thiết bị tại
điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện
phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng để phối hợp thực hiện đảm bảo không
gây ảnh hưởng đến chế độ vận hành thiết bị điện tại điểm đấu nối của khách
hàng.
2. Trường hợp đề xuất của
Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận, Cấp điều độ có quyền điều khiển có
trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện lý do không chấp thuận hoặc
các yêu cầu sửa đổi, bổ sung đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
3. Các thiết bị thay thế,
bổ sung phải được thực hiện theo quy định tại Điều 52 và Điều 53 Thông tư này.
1. Các trường hợp tách đấu
nối bao gồm:
a) Tách đấu nối tự nguyện;
b) Tách đấu nối bắt buộc.
2. Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối và khôi phục đấu
nối.
1. Tách
đấu nối vĩnh viễn
a) Các trường hợp tách đấu
nối vĩnh viễn Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống
điện truyền tải và trách nhiệm của các bên liên quan phải được quy định
trong hợp đồng mua bán điện và Thoả thuận đấu nối.
b) Khi có nhu cầu tách đấu
nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm:
- Thông báo bằng văn bản
cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 02 tháng
trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng không sở
hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;
- Thông báo bằng văn bản cho
Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 06 tháng trước
ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng sở hữu các
tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
2. Tách
đấu nối tạm thời
Khi có nhu cầu tách đấu nối
tạm thời ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phải thông báo và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có
quyền điều khiển về thời điểm và thời gian tách đấu nối tạm thời ít
nhất 01 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối tạm thời.
1. Đơn vị truyền tải điện
hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền tách đấu nối các thiết bị của
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải trong
các trường hợp sau:
a) Theo yêu cầu tách đấu nối của
cơ quan nhà nước có thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi
phạm các quy định của pháp luật;
b) Các trường hợp tách đấu nối bắt
buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thoả thuận đấu nối;
c) Trường hợp quy định tại Khoản 5 Điều 50 Thông tư này.
2. Cục Điều tiết điện lực
có quyền yêu cầu tách đấu nối bắt buộc trong trường hợp Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải vi phạm các quy định tại Thông tư này, quy định trong Giấy phép
hoạt động điện lực, Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh, Quy định đo đếm
điện năng trong hệ thống điện.
3. Trường hợp Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải không thực hiện tách đấu nối bắt buộc thì bị xử lý
theo quy định của pháp luật.
Đơn vị truyền tải điện có
trách nhiệm khôi phục đấu nối trong các trường hợp sau:
1. Khi có yêu cầu khôi phục
đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc Cục Điều tiết điện lực hoặc Cấp
điều độ có quyền điều khiển với điều kiện các nguyên nhân dẫn đến tách đấu nối
bắt buộc đã được loại trừ và hậu quả đã được khắc phục.
2. Khi có đề nghị khôi phục
đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp tách đấu nối
tạm thời và các khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán.
1. Hệ thống điện truyền tải vận
hành ở chế độ vận hành bình thường khi đáp ứng các điều kiện sau:
a) Công suất phát và phụ tải ở trạng
thái cân bằng;
b) Không thực hiện sa thải phụ tải
điện;
c) Mức mang tải của đường dây và máy
biến áp trong lưới điện truyền tải đều dưới 90 % giá trị định mức;
d) Các nhà máy điện và thiết bị điện
khác vận hành trong dải thông số cho phép;
đ) Tần số hệ thống điện trong phạm
vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;
e) Điện áp tại các nút trên lưới
điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6
Thông tư này đối với chế độ vận hành bình thường;
g) Các nguồn dự phòng của hệ thống
điện quốc gia ở trạng thái sẵn sàng đảm bảo duy trì tần số và điện áp của hệ thống
điện quốc gia trong dải tần số và điện áp ở chế độ vận hành bình thường; các
thiết bị tự động làm việc trong phạm vi cho phép để khi xảy ra sự cố bất thường
sẽ không phải sa thải phụ tải điện.
2. Hệ thống điện truyền tải vận
hành ở chế độ cảnh báo khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau
đây:
a) [40] Mức dự phòng điều tần
thứ cấp, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức yêu cầu ở chế độ vận hành bình
thường;
b) Mức mang tải của các đường dây
và máy biến áp trong lưới điện truyền tải từ 90 % trở lên nhưng không vượt quá
giá trị định mức;
c) Điện áp tại một nút bất kỳ
trên lưới điện truyền tải ngoài phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường,
nhưng trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ
thống điện quy định tại Điều 6 Thông tư này;
d) Có khả năng xảy ra thiên tai
hoặc các điều kiện thời tiết bất thường có thể gây ảnh hưởng tới an ninh cung cấp
điện;
đ) Có khả năng xảy ra các vấn đề
về an ninh, quốc phòng đe dọa an ninh hệ thống điện.
3. Hệ thống điện truyền tải vận
hành ở chế độ khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau
đây:
a) Tần số hệ thống điện vượt ra
ngoài phạm vi cho phép của chế độ vận hành bình thường, nhưng trong dải tần số
cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại
Điều 4 Thông tư này;
b) Điện áp tại một nút bất kỳ
trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy
ra sự cố đơn lẻ quy định tại Điều 6 Thông tư này;
c) Mức mang tải của bất kỳ thiết
bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện
truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110 % giá trị định mức mà thiết
bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
4. [41] Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ cực kì khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một
trong các điều kiện sau đây:
a) Tần số hệ thống điện nằm ngoài dải
tần số cho phép đối với trường hợp
xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông
tư này hoặc sau khi đã huy động hết nguồn dự phòng mà tần số tiếp tục giảm
xuống dưới 49,5Hz;
b) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị
nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải từ
110% giá trị định mức trở lên mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn
đến tan rã từng phần hệ thống điện;
c) Điện áp tại nút bất kỳ trên lưới điện truyền
tải giảm thấp dẫn đến rơ le sa thải phụ tải theo điện áp thấp làm
việc; điện áp trên lưới điện truyền tải thấp hơn 10% điện áp danh định
hoặc có nguy cơ sụp đổ điện áp hệ thống điện theo tính toán của cấp điều độ khi
không còn biện pháp điều chỉnh ngoài việc sa thải phụ tải và điện áp tiếp
tục có xu hướng giảm thấp.
5. Hệ thống điện truyền tải vận
hành ở chế độ khôi phục khi các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và các
phụ tải điện đã được đóng điện và đồng bộ để trở về trạng thái làm việc bình
thường.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc vận hành hệ thống điện truyền
tải an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế. Đảm bảo phù hợp với các
nguyên tắc, quy định về vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia quy định tại
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Nguyên tắc lập kế hoạch vận
hành hệ thống điện truyền tải
a) Đảm bảo vận hành an toàn, ổn định
và tin cậy;
b) 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 đã được phê duyệt;
c) Đảm bảo ràng buộc về nhiên liệu
sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện;
d) Đảm bảo các điều kiện kỹ thuật
cho phép của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;
đ) Đảm bảo thực hiện các thỏa thuận
về sản lượng điện và công suất trong các hợp đồng xuất, nhập khẩu điện, hợp đồng
mua bán điện;
e) Đảm bảo nguyên tắc tối thiểu
chi phí mua điện cho toàn hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải
cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2), tháng tới, tuần
tới, lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, bao gồm các
nội dung chính sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
thiết bị điện, lưới điện truyền tải;
b) Đánh giá an ninh hệ thống điện;
c) Dự báo nhu cầu phụ tải điện, kế
hoạch cung cấp nhiên liệu từ các nhà máy nhiệt điện, tiến độ vào vận hành các
công trình điện mới, dự báo thuỷ văn từ các nhà máy thủy điện, tính toán mức dự
phòng hệ thống điện, kế hoạch huy động nguồn, huy động các dịch vụ phụ trợ và
sa thải phụ tải (nếu có) để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
d) Cảnh báo tình trạng suy giảm
an ninh hệ thống điện (nếu có);
đ) [42] Yêu cầu cấu hình huy động nguồn tối
thiểu và quán tính tối thiểu hệ thống điện để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống
điện.
4. Kế hoạch vận hành hệ thống điện
truyền tải năm tới (năm N+1) và có xét đến một năm tiếp theo (năm N+2) phải đảm
bảo:
a) Kế hoạch vận hành hệ thống điện
truyền tải năm tới (năm N+1) được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện lập phù hợp với phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới (năm
N+1) quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương
ban hành;
b) Kế hoạch vận hành hệ thống điện
truyền tải cho năm N+2 phục vụ đánh giá an ninh, định hướng các kịch bản vận
hành và các giải pháp trong trung hạn để đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận
hành an toàn, ổn định và tin cậy.
5. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải căn cứ vào kế hoạch vận hành, phương thức
vận hành và lịch huy động của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
để lập kế hoạch vận hành nhà máy điện và lưới điện trong phạm vi quản lý đảm bảo
không ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện truyền tải.
6. Trong quá trình vận hành hệ thống
điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tuân thủ
các nguyên tắc sau đây để đảm bảo duy trì sự an toàn, ổn định và tin cậy của hệ
thống điện truyền tải:
a) Trong chế độ vận hành bình thường,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều
độ hệ thống điện đảm bảo các tiêu chuẩn, thông số vận hành trong phạm vi cho
phép đối với chế độ vận hành bình thường quy định tại Chương II
Thông tư này và đáp ứng các điều kiện quy định tại Khoản 1 Điều
59 Thông tư này;
b) Trong chế độ vận hành cảnh
báo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trên trang
thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện về tình trạng
và các thông tin cần cảnh báo của hệ thống điện, đồng thời đưa ra các biện pháp
cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường;
c) Trong chế độ vận hành khẩn cấp,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành các biện pháp cần
thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường sớm nhất;
d) Trong chế độ vận hành cực kỳ
khẩn cấp hoặc khi xảy ra sự cố nhiều phần tử hoặc khi có nguy cơ đe dọa đến
tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, có quyền sa thải phụ tải điện nhưng
phải phù hợp với quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc
gia do Bộ Công Thương ban hành.
Cấp điều độ có quyền điều khiển có
trách nhiệm kiểm tra, giám sát và yêu cầu các đơn vị liên quan đảm bảo hệ thống
rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trong hệ thống điện đáp ứng các yêu cầu
tại Thông tư này, Quy phạm trang bị điện do Bộ Công Thương ban hành và Quy định
về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy
điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định giới hạn vận hành ổn định
của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phải cung cấp thông tin theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phục vụ cho việc nghiên cứu đánh giá ổn định hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm xem xét các ràng buộc an ninh hệ thống điện
khi lập kế hoạch vận hành hệ thống điện để đảm bảo chế độ vận hành của hệ thống
điện không vượt quá tiêu chuẩn ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.
3. [43] Các Đơn vị
phát điện có trách nhiệm vận hành nhà máy điện để duy trì điều chỉnh điện áp làm
việc và đảm bảo cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời
gian vận hành; không được tách các tổ máy phát điện ra khỏi vận hành khi xảy ra
sự cố, trừ trường hợp sự cố có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an
toàn thiết bị hoặc tần số vượt quá giới hạn cho phép được quy định tại Điều 38 và Điều 42 Thông tư này hoặc được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép.
4. Đơn vị phân phối điện và Khách
hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm
duy trì vận hành các thiết bị điều chỉnh điện áp trong lưới điện thuộc phạm vi
quản lý của mình nhằm đảm bảo ổn định điện áp cho toàn hệ thống điện.
5. Các đơn vị liên quan khác có
trách nhiệm duy trì vận hành lưới điện, nhà máy điện thuộc phạm vi quản lý
trong các giới hạn ổn định đã xác lập cho từng giai đoạn, phối hợp duy trì sơ đồ
bảo vệ để loại trừ sự cố nhanh, nhạy và chọn lọc.
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm
tiến hành các thử nghiệm đối với các tổ máy phát điện của mình theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Khi yêu cầu thử nghiệm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo thời gian ngừng giám
sát hoạt động tổ máy vì mục đích thử nghiệm.
2. Thử nghiệm về đáp ứng tự động
của một tổ máy phát điện theo các thay đổi của tần số hệ thống điện được thực
hiện khi hệ thống điện vận hành trong chế độ bình thường. Trong trường hợp này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước ít nhất 03
ngày làm việc về việc thử nghiệm tổ máy phát điện của Đơn vị phát điện để phối
hợp thực hiện.
3. Thử nghiệm chỉ được tiến hành
trong giới hạn làm việc theo đặc tính vận hành của tổ máy phát điện và trong thời
gian được thông báo tiến hành thử nghiệm.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát điện vào bất cứ thời
gian nào nhưng không được thử nghiệm đối với một tổ máy phát điện quá 03 (ba) lần
trong 01 năm, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều 50 Thông
tư này.
5. Đơn vị phát điện có quyền yêu
cầu thử nghiệm trong các trường hợp sau:
a) Kiểm tra lại các đặc
tính vận hành của tổ máy phát điện đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự cố
hư hỏng liên quan đến tổ máy phát điện;
b) Kiểm tra tổ máy phát điện
sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.
6. Khi có yêu cầu thử nghiệm tổ
máy phát điện, Đơn vị phát điện phải đăng ký cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, trong đó ghi rõ các thông tin sau:
a) Lý lịch của tổ máy phát
điện;
b) Các đặc tính của tổ máy
phát điện;
c) Các giá trị của đặc
tính vận hành dự định thay đổi trong quá trình thử nghiệm.
7. Trong thời hạn 03 ngày làm việc
kể từ ngày nhận được yêu cầu của Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm bố trí kế hoạch thử nghiệm. Trường hợp chưa
thể thực hiện thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành tổ máy phát điện theo đặc tính vận hành
hiện tại.
1. Trong quá trình
xử lý sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép vận
hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định ở chế độ
vận hành bình thường nhưng phải nhanh chóng thực hiện các giải pháp để khôi phục
hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường, đảm bảo sự làm việc ổn định của hệ
thống điện.
2. Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải thực hiện xử lý sự cố đảm bảo tuân thủ quy định tại Quy
trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Các biện pháp chính
xử lý sự cố
a) [44] Thay đổi công suất
phát tổ máy phát điện, ngừng hoặc khởi động tổ máy phát điện để khôi phục hệ thống
điện về chế độ vận hành bình thường;
b) [45] Sa thải phụ tải theo
từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải hoặc sa thải phụ tải theo lệnh điều
độ;
c) [46] Hệ thống sa
thải phụ tải tự động phải được bố trí, cài đặt hợp lý để đảm bảo hệ thống điện
không bị tan rã khi có sự cố xảy ra. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định vị trí lắp đặt, các giá trị chỉnh định của các rơ
le bảo vệ để thực hiện sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố xảy ra trong hệ
thống điện nhằm đảm bảo an toàn, an ninh hệ thống điện;
d) Xây dựng các phương thức
phân tách hệ thống thành các vùng hoặc tạo mạch vòng để khi xảy ra sự cố lan
truyền vẫn có thể cân bằng được công suất trong từng vùng, nhằm duy trì vận
hành riêng rẽ một phần hệ thống điện và ngăn ngừa sự cố lan rộng trong hệ thống
điện;
đ) Khi tần số tăng đến trị
số cho phép, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
khôi phục lại các phụ tải đã bị sa thải;
e) Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có quyền can thiệp để hạn chế việc phải tách liên tiếp
các tổ máy phát điện, các đường dây tải điện ra khỏi vận hành;
g) Trường hợp sự cố tan rã
toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện được chỉ định nhà máy điện có khả năng khởi động đen để khôi phục hệ thống
điện. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
thể yêu cầu nhà máy phát điện vận hành tổ máy phát điện không theo các đặc tính
vận hành với điều kiện đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm tuân thủ lệnh khởi động đen và thông báo lại cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm khôi phục các phụ tải thích hợp để đảm bảo vận hành ổn định
tổ máy phát điện và hoà đồng bộ với các tổ máy phát điện khác.
1. Tại bất kỳ thời điểm nào, khi
nhận thấy có tín hiệu suy giảm an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải gửi ngay thông báo về tình trạng giảm mức độ an
toàn của hệ thống điện cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải và các bên có liên quan những thông tin sau:
a) Tình trạng suy giảm an
ninh hệ thống điện;
b) Nguyên nhân;
c) Phụ tải có khả năng bị
sa thải;
d) Các đơn vị và khu vực
chịu ảnh hưởng.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải thông báo trước cho các đơn vị bị ảnh hưởng khi thực hiện
sa thải phụ tải theo lệnh điều độ. Thông báo phải bao gồm những
thông tin sau:
a) Các khu vực bị ngừng,
giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm cung
cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu ngừng,
giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm dự kiến khôi
phục cung cấp điện.
3. Khi không thể thông báo trước
về sa thải phụ tải theo lệnh điều độ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phải thông báo cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải và các đơn vị liên quan ngay sau khi thực hiện sa thải phụ tải theo
lệnh điều độ:
a) Các khu vực đã bị ngừng,
giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm cung
cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu ngừng,
giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm dự kiến khôi
phục cung cấp điện.
4. Hình thức thông báo: Trên cơ sở
đánh giá an ninh hệ thống điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm, tháng,
tuần và lịch huy động ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện và các biện pháp phòng ngừa
ngừng, giảm cung cấp điện (nếu có) như sau:
a) Gửi văn bản tới các đơn
vị liên quan và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện
và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện theo kế hoạch
vận hành hệ thống điện năm, tháng;
b) Gửi văn bản, ra lệnh điều
độ trong phạm vi quyền điều khiển và đăng thông tin trên Trang thông tin điện
tử của hệ thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ
thống điện theo kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện tuần, ngày.
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển
có trách nhiệm tính toán, phân bổ công suất và điện năng cắt giảm tại các Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền
tải phù hợp với các quy định tại Điều 60 và Điều
64 Thông tư này và Quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện
khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo
hệ thống điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.
2. Các Đơn vị phân phối điện và
Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách
nhiệm thực hiện ngừng, giảm cung cấp điện đúng mức công suất và điện năng theo
yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trường hợp hệ thống điện vận
hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp, Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền sa thải
một phần phụ tải của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, kể cả khi lượng điện năng và công suất
cắt giảm đã được thực hiện theo đúng yêu cầu.
1. Lập kế hoạch, phương thức vận
hành phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia cho năm, tháng,
tuần, ngày và lịch huy động giờ tới theo quy định tại Thông tư này và Quy trình
điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Chỉ huy, điều độ hệ thống điện
truyền tải tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy
trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định tại Thông tư này để đảm
bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.
3. Kiểm tra và thông qua sơ đồ bảo
vệ các trang thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong
trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng đến hệ thống bảo vệ lưới điện truyền tải.
4. Thiết lập và đảm bảo duy trì hoạt
động ổn định, tin cậy và liên tục hệ thống thông tin, hệ thống thông tin liên lạc,
truyền dữ liệu, hệ thống SCADA/EMS và điều khiển từ xa phục vụ vận hành, điều độ
hệ thống điện.
5. Điều độ, vận hành các tổ máy
phát điện, lưới điện truyền tải theo quy định tại Chương này và Quy trình điều
độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
6. Chủ trì thoả thuận thống nhất
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các tổ máy phát điện và lưới điện với Đơn vị truyền
tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
7. Kiểm tra, giám sát việc cài đặt,
chỉnh định các thông số hệ thống bảo vệ, tự động hoá, điều khiển, hệ thống điều
tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC của Đơn vị truyền tải điện và Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này
và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin
cậy hệ thống điện truyền tải. Báo cáo Cục Điều tiết điện lực các trường hợp
không tuân thủ để có biện pháp giải quyết.
8. Yêu cầu thực hiện kiểm tra và
thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong phạm vi quản lý của Đơn vị truyền tải điện
hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
9. Phối hợp với Đơn vị truyền tải
điện trong quá trình thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải quốc gia
và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo
vệ.
10. Chia sẻ và cung cấp các thông
tin cần thiết cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
1. Quản lý, vận hành lưới
điện truyền tải thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và
yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc
gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban
hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều độ
có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do
Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa có
kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị truyền tải điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của
mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều
khiển. Đơn vị truyền tải điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển
mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
3. Thiết lập các hệ thống
bảo vệ, tự động hoá và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được
áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều
khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.
4. Thiết lập các sơ đồ bảo
vệ lưới điện truyền tải và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo
vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.
5. Duy trì vận hành lưới
điện truyền tải trong tình trạng an toàn và tin cậy, khôi phục lại lưới điện
truyền tải sau sự cố.
6. Tuân thủ các tiêu chuẩn,
quy chuẩn kỹ thuật về vận hành lưới điện truyền tải; tuân thủ các quy định về
an toàn điện, bảo vệ hành lang an toàn lưới điện, công trình điện theo quy định
của pháp luật.
7. Đầu tư, lắp đặt, bảo
trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ
thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm
bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ
thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Không
tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu
SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự đồng ý của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Phối hợp với Cấp điều độ
có quyền điều khiển trong quá trình lập kế hoạch vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa
lưới điện truyền tải, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc, hệ
thống thông tin, truyền dữ liệu SCADA và tín hiệu điều khiển phục vụ vận hành hệ
thống điện quốc gia.
9. Cung cấp các thông tin cần thiết
cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
1. Quản lý, vận
hành nhà máy điện và lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu
vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định
tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp
điều độ có quyền điều khiển các thông tin về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện,
bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ máy, tốc độ tăng giảm tải.
Trường hợp có thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện
có trách nhiệm cung cấp ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thay đổi
và nêu rõ lý do.
2a. [47] Cung cấp thông tin về
nguồn năng lượng sơ cấp (thông tin về thủy văn đối với nhà máy thủy điện, than
- dầu - chất đốt đối với nhà máy nhiệt điện, thông tin quan trắc khí tượng đối
với nhà máy điện gió, mặt trời), dự báo công suất, sản lượng của nhà máy và
truyền số liệu về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Duy trì hoạt động
tin cậy và ổn định hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và
các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan đến thiết bị tại điểm đấu nối theo quy định
tại Thông tư này để đảm bảo cung cấp đầy đủ công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phù hợp với hợp đồng mua bán điện và Thỏa
thuận đấu nối đã ký. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh định của các hệ thống
điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và các yêu cầu kỹ thuật khác
liên quan khi chưa được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện. Tiến hành các thí nghiệm, thử nghiệm và hiệu chỉnh cần thiết khi có yêu cầu
từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ công tác tính toán ổn
định, vận hành hệ thống điện.
4. Khi thực hiện đại
tu tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện thí nghiệm để
đánh giá vận hành của hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc tổ máy phát điện và gửi
kết quả thí nghiệm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Chi tiết
nội dung và yêu cầu thí nghiệm thực hiện theo Quy trình thử nghiệm và giám sát
thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
5. Thiết lập các hệ
thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn
ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ
có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện quốc gia.
6. Đầu tư, lắp đặt,
bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
10. Cung cấp các thông tin cần
thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ
công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
1. Quản lý,
vận hành lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu
vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định
tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp
cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu
và thời gian do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng,
sửa chữa có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị phân phối điện phải đảm bảo toàn bộ thiết
bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều
khiển mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
3. Thiết lập
các hệ thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn
ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ
có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.
4. Vận hành
các thiết bị bù trong lưới điện phân phối để đáp ứng nhu cầu công suất phản
kháng mà đơn vị có nghĩa vụ cung cấp cho hệ thống điện.
5. Duy trì
hoạt động của hệ thống bảo vệ, khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống tự động
sa thải phụ tải theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Lập và
cung cấp số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
7. Đầu tư, lắp
đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Cung cấp
các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải
điện phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
1. Quản lý,
vận hành thiết bị điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu
cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định
tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Thực hiện
đúng biểu đồ phụ tải và đảm bảo hệ số công suất quy định trong hợp đồng mua bán
điện đã ký.
3. Đầu tư, lắp
đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá và điều
khiển trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy chống
sự cố lan truyền vào hệ thống điện quốc gia. Không tự ý thay đổi các thông số
chỉnh định của các hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá, điều khiển và các yêu
cầu kỹ thuật khác liên quan trong phạm vi quản lý khi chưa được sự đồng ý của Cấp
điều độ có quyền điều khiển. Tiến hành các thí nghiệm hiệu chỉnh cần thiết khi
có yêu cầu từ Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Lập và
cung cấp số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
5. Đầu tư, lắp
đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Cung cấp
các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải
điện khi có yêu cầu phục vụ vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia.
Mục 3. DỊCH VỤ
PHỤ TRỢ
Các loại dịch vụ phụ trợ trong hệ thống
điện bao gồm:
1. Điều khiển tần số thứ cấp (Điều tần
thứ cấp).
2. Khởi động nhanh.
3. Điều chỉnh điện áp.
4. Dự phòng vận hành phải phát để đảm
bảo an ninh hệ thống điện.
5. Khởi động đen.
1. Điều tần thứ cấp: Tổ máy phát điện, nhà máy
điện cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp phải có khả năng bắt đầu cung cấp công
suất điều tần trong vòng 20 giây kể từ khi nhận được tín hiệu AGC từ Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và cung cấp toàn bộ công suất điều tần thứ
cấp đã đăng ký trong vòng 10 phút và duy trì mức công suất này tối thiểu 15
phút.
2. Khởi động nhanh: Tổ máy phát điện, nhà máy
điện cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất định
mức trong vòng 25 phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu 08 giờ.
3. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy phát điện, nhà
máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công suất
phản kháng ngoài dải điều chỉnh quy định tại khoản 2 Điều 38
và khoản 4 Điều 42 Thông tư này, đáp ứng yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an
ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện, nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng vận
hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến công
suất định mức trong vòng 01 giờ và duy trì mức công suất định mức tối thiểu
trong 08 giờ (không bao gồm thời gian khởi động).
5. Khởi động đen: Tổ máy phát điện, nhà máy
điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái
nguội mà không cần nguồn cấp từ hệ thống điện quốc gia và phải có khả năng kết
nối, cấp điện cho hệ thống điện sau khi đã khởi động thành công.
1. Nguyên tắc chung để xác định nhu cầu dịch
vụ phụ trợ, bao gồm:
a) Đảm bảo duy trì mức dự phòng điện năng và
công suất của hệ thống điện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành và an ninh hệ thống
điện;
b) Đảm bảo chi phí tối thiểu phù hợp với các điều
kiện, ràng buộc trong hệ thống điện quốc gia.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định và trình nhu cầu dịch
vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia theo Quy trình xác định nhu cầu và vận
hành dịch vụ phụ trợ do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
1. Trừ dịch vụ khởi động
đen, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện
phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật và nhu cầu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 73 và Điều 74 Thông tư này.
2. Đối với nhà máy điện
chuẩn bị đóng điện đưa vào vận hành thương mại, Đơn vị phát điện có trách nhiệm
đăng ký khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện chậm nhất
03 tháng trước ngày tổ máy phát điện vận hành thương mại.
3. Đơn vị phát điện phải
thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kỳ thay đổi
nào về thiết bị ảnh hưởng đến khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của đơn vị mình
trong thời gian sớm nhất.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện
truyền tải bao gồm kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải, các nhà
máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới
điện truyền tải phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải theo quy
định.
2. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ
thống điện truyền tải được lập trên cơ sở đăng ký kế hoạch vận hành và kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Đơn vị truyền tải điện, Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải và phải được tính toán cân đối trong toàn bộ
hệ thống điện quốc gia theo các nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo vận hành an toàn, ổn định,
tin cậy và kinh tế toàn hệ thống điện quốc gia;
b) Cân bằng công suất nguồn điện và
phụ tải điện, có đủ lượng công suất, điện năng dự phòng và các dịch vụ phụ trợ
cần thiết trong các chế độ vận hành của hệ thống điện quốc gia;
c) Tối ưu việc phối hợp bảo dưỡng,
sửa chữa thiết bị, lưới điện và nhà máy điện với các ràng buộc về điều kiện thủy
văn, yêu cầu về cấp nước hạ du, phòng lũ và cung cấp nhiên liệu sơ cấp cho phát
điện;
d) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
ngắn hạn phải được lập dựa trên Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa dài hạn;
đ) Đảm bảo công suất, điện năng dự
phòng ở mức cao nhất có thể trong các giờ cao điểm của hệ thống điện quốc gia.
Ưu tiên bố trí sắp xếp bảo dưỡng, sửa chữa vào những thời điểm phụ tải thấp của
hệ thống điện quốc gia;
e) Hạn chế tối đa việc ngừng, giảm
cung cấp điện trong hệ thống điện quốc gia; hạn chế bố trí kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa vào các thời điểm đặc biệt có sự kiện chính trị, văn hoá, xã hội.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải đánh giá mức độ ảnh hưởng của kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải đăng ký đối với vấn đề an ninh hệ thống điện theo quy định
từ Điều 92 đến Điều 95 Thông tư này.
4. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
lập và công bố.
5. Kế hoạch bảo dưỡng sửa, chữa hệ
thống điện truyền tải bao gồm:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
năm: Được lập cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2) phục
vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm và đánh giá an ninh trung hạn;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
tháng: Được lập và cập nhật cho tháng tới và có xét đến 01 tháng tiếp theo trên
cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm được duyệt;
c) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa tuần:
Được lập và cập nhật cho tuần tới và có xét đến 01 tuần tiếp theo trên cơ sở kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng được duyệt;
d) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa ngày:
Xác định cụ thể các công tác bảo dưỡng, sửa chữa cần thực hiện trong ngày tới.
6. Thời gian đăng ký kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải phù hợp với quy định về thời gian
đăng ký kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải.
7. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ
thống điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:
a) Tên thiết bị cần được bảo dưỡng,
sửa chữa;
b) Yêu cầu và nội dung bảo dưỡng,
sửa chữa;
c) Dự kiến thời gian bắt đầu và
hoàn thành công việc bảo dưỡng, sửa chữa;
d) Những thiết bị liên quan khác.
1. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ
thống điện truyền tải phải đảm bảo phối hợp lịch bảo dưỡng, sửa chữa cho các
thiết bị, lưới điện, nhà máy điện để giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh hệ thống
điện quốc gia.
2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền
tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện,
nhà máy điện năm.
3. Trên cơ sở các thông tin đăng
ký về kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa được cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho các tổ
máy phát điện, lưới điện truyền tải và các thiết bị đấu nối liên quan đảm bảo tuân
thủ các quy định tại Điều 76 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải phối hợp với các đơn vị có liên quan để lập kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa thiết bị hợp lý, đảm bảo an ninh cung cấp điện của hệ thống điện
quốc gia.
5. Sau khi hoàn thành kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phải định kỳ công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện
và thị trường điện các thông tin sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm:
Công bố hàng năm;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
tháng: Công bố hàng tháng;
c) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa tuần:
Công bố hàng tuần;
d) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa ngày:
Công bố hàng ngày.
1. Trong quá trình lập kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa thiết bị quy định tại Điều 77 Thông tư này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối yêu cầu tách
thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa khi xác định việc tách thiết bị này ảnh hưởng đến
an ninh hệ thống điện và phải nêu rõ lý do.
2. Trước khi từ chối yêu cầu tách
thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phải lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải theo thực hiện
thứ tự ưu tiên như sau:
a) Tách thiết bị để bảo dưỡng,
sửa chữa nguồn điện có mức ưu tiên cao hơn so với lưới điện truyền tải;
b) Tách thiết bị để bảo dưỡng,
sửa chữa các nguồn điện phải được ưu tiên thực hiện theo nguyên tắc tối thiểu
chi phí mua điện toàn hệ thống;
c) Trường hợp có hai hoặc
nhiều yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có cùng ảnh hưởng
đến chi phí phát điện thì yêu cầu nào đưa trước sẽ có thứ tứ ưu tiên cao hơn.
3. Căn cứ thứ tự ưu tiên quy định
tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền
từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa đến khi yêu cầu an ninh hệ
thống điện được đảm bảo.
1. Việc đăng ký đưa thiết bị đang
vận hành hoặc dự phòng để thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được phân loại như sau:
a) Đăng ký bảo dưỡng, sửa
chữa theo kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ sở kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lập và công bố;
b) Đăng ký bảo dưỡng, sửa
chữa ngoài kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa không theo
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lập và công bố;
c) Đăng ký bảo dưỡng, sửa
chữa đột xuất là đăng ký tách thiết bị đang vận hành trong tình trạng có nguy
cơ dẫn đến sự cố để sữa chữa.
2. Nội dung của đăng ký
tách thiết bị ra sửa chữa bao gồm:
a) Tên thiết bị;
b) Nội dung công việc
chính;
c) Thời gian dự kiến tiến
hành công việc;
d) Thời gian dự kiến tiến
hành nghiệm thu, chạy thử;
đ) Thời điểm dự kiến thao
tác tách thiết bị và đưa thiết bị trở lại làm việc;
e) Các thiết bị cần cô lập
khác;
g) Các thông tin cần thiết
khác.
3. Trường hợp có cảnh báo
suy giảm an ninh hệ thống điện dẫn đến phải thay đổi lịch tách thiết bị ra sửa
chữa, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải
đăng ký lại với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 48 giờ
trước giờ thiết bị được tách ra khỏi vận hành, kể cả sửa chữa trong kế hoạch và
ngoài kế hoạch.
4. Trường hợp cần thiết,
khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, Đơn vị
truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể tách thiết
bị đó để tránh nguy hiểm cho người hoặc thiết bị. Đơn vị truyền tải điện hoặc
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo ngay cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin về việc tách thiết bị khẩn
cấp khỏi vận hành.
5. Khi có thông báo suy giảm
an ninh hệ thống điện quy định tại Điều 65 Thông tư này, Đơn
vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể đưa thiết
bị đang tách bảo dưỡng, sửa chữa trở lại vận hành trong thời gian sớm nhất so với
kế hoạch đã được phê duyệt, đảm bảo không chậm hơn 48 giờ kể từ khi nhận được
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trường hợp này, Đơn
vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước thời điểm dự kiến
đưa thiết bị vận hành trở lại ít nhất 04 giờ.
1. Trường hợp phát hiện
thiết bị đang vận hành có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn
thiết bị, nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có quyền tách khẩn cấp thiết bị ra khỏi hệ thống điện truyền
tải và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình trong việc tách
thiết bị đó ra khỏi hệ thống điện truyền tải.
2. Tách thiết bị khẩn cấp
bao gồm cả việc tách thiết bị tự động do các thiết bị bảo vệ hoặc các thiết bị
tự động khác.
Trường hợp tách sửa chữa
khẩn cấp thiết bị, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện báo cáo như sau:
1. Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cập nhật và thông báo
ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về sự thay đổi trạng
thái của thiết bị và các thông tin liên quan đến thiết bị.
2. Trong thời hạn 24 giờ, đối
với các trường hợp tách sửa chữa khẩn cấp gây ngừng, giảm cung cấp điện diện rộng
trong hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm gửi báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý do tách thiết bị khỏi vận
hành, nêu rõ nguyên nhân và phạm vi ảnh hưởng.
1. Mục đích của việc lập lịch huy
động ngày tới là để cập nhật, điều chỉnh lịch huy động các tổ máy phát điện và
các dịch vụ phụ trợ trong các chu kỳ giao dịch của ngày tới.
2. Lập lịch huy động ngày tới được
thực hiện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh và Quy trình điều độ
hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, đồng thời xét đến các ràng
buộc an ninh hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, lập lịch huy động ngày tới và công
bố thông tin về kết quả lịch huy động ngày tới trên Trang thông tin điện tử của
hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.
1. Để lập lịch huy động và điều độ
đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc vận hành an toàn quy định tại Điều
60 và Điều 62 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải xác định cụ thể các ràng buộc an ninh hệ thống điện
trong mô hình tính toán lập lịch huy động.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và xác định danh mục các ràng buộc
an ninh hệ thống điện phục vụ quá trình lập lịch huy động và điều độ kinh tế hệ
thống điện, bao gồm:
a) Ràng buộc lưới điện truyền tải;
b) Ràng buộc khả năng phát của tổ
máy phát điện;
c) Yêu cầu đối với dịch vụ phụ trợ;
d) Các ràng buộc cần thiết để đảm
bảo an ninh cung cấp điện quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải công bố cơ sở xác định và cách tính các ràng buộc an
ninh hệ thống điện trước ít nhất 01 tuần và phải được cập nhật liên tục.
4. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có thể thay đổi những ràng buộc an ninh hệ
thống điện trong quá trình điều độ thời gian thực để đảm bảo vận hành an toàn hệ
thống điện.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải công bố lịch huy động ngày tới, những ràng buộc an ninh
hệ thống điện ảnh hưởng đến lịch huy động ngày tới, lịch huy động trong các chu
kỳ giao dịch và những phương thức điều độ thời gian thực cùng với giải trình về
bất kỳ thay đổi nào khi thực hiện điều độ thời gian thực.
1. Mục đích điều độ hệ thống điện
thời gian thực
a) Đảm bảo điều độ các tổ máy
phát điện và dịch vụ phụ trợ trong thời gian thực được thực hiện minh bạch đối
với các bên khi tham gia thị trường điện;
b) Đảm bảo hệ thống điện được vận
hành an toàn, ổn định và tin cậy theo quy định.
2. Các nguyên tắc điều độ hệ thống
điện thời gian thực
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện trong thời
gian thực, ra lệnh điều độ và tuân thủ theo các quy trình, quy định có liên
quan. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong thời gian thực phải đảm bảo đáp ứng
các ràng buộc an ninh hệ thống điện và tối thiểu hoá chi phí toàn hệ thống;
b) Việc điều độ hệ thống điện
trong thời gian thực phải căn cứ trên lịch huy động ngày tới và lịch huy động
các tổ máy trong thời gian thực. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an ninh hệ thống
điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền vận hành hệ thống
điện khác với lịch huy động các tổ máy trong thời gian thực. Các thay đổi này
phải được ghi lại trong nhật ký vận hành ngày và thông báo cho các bên có liên
quan;
c) Các đơn vị tham gia thị trường
điện phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện;
d) Các lệnh điều độ phải được ghi
lại trong nhật ký điều độ, bằng máy ghi âm và cơ sở dữ liệu của phần mềm quản
lý vận hành hệ thống điện;
đ) Sau thời điểm vận hành thời
gian thực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố thông
tin về các lệnh điều độ huy động tổ máy, vận hành hệ thống điện trên Trang thông
tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành
thị trường điện.
1. Phương thức vận hành ở chế độ
bình thường và cảnh báo
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo cân bằng cung cầu trong thời gian thực
bằng cách ra lệnh điều độ và các thao tác vận hành căn cứ vào lịch huy động chu
kỳ giao dịch tới;
b) [51] Khi xảy ra trạng
thái mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và điều chỉnh công
suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ vào thứ tự huy động của các tổ máy
phát điện trong hệ thống để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái cân bằng và
duy trì mức dự phòng theo quy định.
2. Phương thức vận hành ở chế độ
khẩn cấp
a) Trường hợp đã thực hiện các biện
pháp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này mà hệ thống điện không trở về chế độ vận
hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh trên cơ
sở lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và đảm bảo tối thiểu
hoá chi phí toàn hệ thống;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động thực tế của các loại dịch
vụ phụ trợ trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện
theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh.
3. Phương thức vận hành ở chế độ
cực kỳ khẩn cấp
a) Trường hợp đã thực hiện các biện
pháp quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều này mà hệ thống điện vẫn ở trạng thái mất
cân bằng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép thực hiện
các biện pháp sa thải phụ tải điện;
b) Trường hợp xảy ra sự cố trong
vận hành thời gian thực, tùy thuộc vào mức độ nghiêm trọng của sự cố, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều độ, huy động các nhà máy điện
trong hệ thống điện nhằm nhanh chóng đưa hệ thống điện trở về chế độ vận hành
bình thường;
c) Các đơn vị liên quan phải tuân
thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều
độ có quyền điều khiển để khôi phục hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình
thường;
d) Các tình huống trên phải được
ghi trong báo cáo vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
Cấp điều độ có quyền điều khiển và thông báo cho các bên liên quan.
4. Khôi phục hệ thống điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phải thực hiện theo Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống
điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để tiến hành các biện pháp khôi phục hệ
thống điện về chế độ vận hành bình thường.
5. Vận hành khi dừng thị trường
điện
Trong trường hợp thị trường điện
dừng hoạt động, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
điều độ, huy động các tổ máy phát điện trong hệ thống điện trên cơ sở lịch huy
động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới có xét đến các ràng buộc an
ninh hệ thống điện đã được tính toán, công bố và đảm bảo chi phí tối thiểu toàn
hệ thống.
1. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thống nhất về trách nhiệm, phạm vi
vận hành đối với thiết bị trên lưới điện truyền tải liên quan giữa hai bên; cử nhân
viên vận hành phối hợp vận hành an toàn lưới điện và thiết bị để đảm bảo hệ thống
điện truyền tải vận hành ổn định, an toàn và tin cậy.
2. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp, chia sẻ thông tin, thiết
lập, duy trì liên lạc và thực hiện các biện pháp an toàn cần thiết khi tiến
hành công tác hoặc thử nghiệm trong phạm vi quản lý của mình.
3. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải xây dựng quy trình phối hợp vận
hành để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị trong công tác vận hành, thí nghiệm
và bảo dưỡng, sửa chữa.
4. Khi thực hiện công tác, thao
tác trên lưới điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và các quy định điều độ, vận
hành, thao tác an toàn khác có liên quan.
5. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp lắp đặt các biển
báo, thiết bị cảnh báo và hướng dẫn an toàn, cung cấp các phương tiện phục vụ
công tác phù hợp tại vị trí công tác để đảm bảo công tác an toàn.
6. Việc kiểm tra, giám sát và điều
khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do Nhân viên vận
hành của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực
hiện.
7. Các đơn vị liên quan có trách
nhiệm phối hợp vận hành an toàn để đảm bảo tuân thủ quy định về vận hành an
toàn lưới điện truyền tải, các thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc xử lý các sự cố ảnh hưởng đến
quá trình vận hành an toàn và tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.
2. Đơn vị truyền tải điện và Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm gửi thông báo ngay theo hình
thức fax hoặc các hình thức thông tin khác cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khi có
bất kỳ một sự kiện hay sự cố trong phạm vi quản lý gây ảnh hưởng đến quá trình
vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia hoặc để phục vụ việc phân
tích, xử lý sự cố.
3. Khi nhận được thông báo theo
quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
Cấp điều độ có quyền điều khiển phải liên hệ và phối hợp với Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để điều tra, xác định nguyên
nhân và có giải pháp xử lý kịp thời. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin có liên quan, giải đáp các câu
hỏi và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều
độ có quyền điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp
các thông tin liên quan đến sự cố cho Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác
phân tích, xử lý sự cố khi có sự cố trong phạm vi quản lý của khách hàng.
4. Yêu cầu về nội dung thông báo,
báo cáo hoặc giải đáp thông tin về sự cố quy định tại các Khoản 2 và Khoản 3 Điều
này bao gồm:
a) Tên và chức vụ của người cung
cấp thông báo, báo cáo hoặc giải đáp, thời gian thông báo, gửi báo cáo hoặc giải
đáp;
b) Thông tin chi tiết liên quan đến
vận hành, làm rõ trường hợp sự cố hoặc những rủi ro xảy ra;
c) Báo cáo thông tin sự cố hoặc các
giải đáp về sự cố có thể bằng văn bản hoặc bằng lời nói. Báo cáo sự cố hoặc các
giải đáp về sự cố phải bao gồm các nội dung và được thực hiện như sau:
- Thông tin chi tiết về nguyên
nhân sự cố, những ảnh hưởng hoặc thiệt hại do sự cố, tai nạn hoặc thiệt hại
tính mạng; biện pháp khắc phục và kết quả thực hiện những biện pháp đó;
- Trường hợp sự cố có thể khắc phục
ngay, báo cáo hoặc giải đáp dưới dạng lời nói: Người báo cáo phải nói từng từ
cho người nhận để ghi lại và người nhận phải đọc lại những thông tin này để người
cung cấp xác nhận lại một cách chính xác thông tin đó;
- Trường hợp sự cố xảy ra trong
nhà máy, nhà máy phải báo cáo hoặc giải đáp. Nếu sự cố xảy ra tại hệ thống điện
đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia, khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phải báo cáo về sự cố hoặc giải đáp các câu hỏi; nếu sự cố xảy ra trên lưới
điện truyền tải quốc gia thì Đơn vị truyền tải điện phải làm báo cáo hoặc giải
đáp các câu hỏi.
Mọi thông tin liên quan đến quá
trình vận hành hay xử lý sự cố chỉ được cung cấp cho bên thứ ba trong các trường
hợp sau:
1. Các trường hợp do pháp luật
quy định.
2. Có sự thỏa thuận giữa các
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Cấp điều độ có quyền điều
khiển đồng ý cung cấp thông tin.
3. Bên thứ ba là khách hàng có đấu
nối với lưới điện truyền tải quốc gia và được Cấp điều độ có quyền điều khiển đồng
ý cung cấp thông tin.
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thực hiện chế độ báo cáo
sự cố theo quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do
Bộ Công Thương ban hành.
2. Ngoài các quy định về chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc
gia quy định tại Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thực hiện các
chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia như sau:
a) Đối với sự cố kéo dài xảy ra trong hệ thống điện truyền tải từ
cấp điện áp 220 kV trở lên gây hư hỏng thiết bị hoặc sự cố trên hệ thống điện
quốc gia gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc
Trung ương hoặc sự cố dẫn đến sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở
lên, ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố trong hệ thống điện quốc gia,
gửi báo cáo về thông tin sự cố cho Cục Điều tiết điện lực thông qua hình thức
tin nhắn hoặc thư điện tử (email);
b) Trong thời hạn 36 giờ kể từ khi xảy ra sự cố, các Cấp điều độ
có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi báo cáo về Cục Điều tiết điện lực bằng
thư điện tử (email) theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban
hành kèm theo Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành;
c) Định kỳ trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp báo cáo phân tích các sự cố theo
mẫu quy định tại Phụ lục 4 ban hành kèm theo Quy trình
xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành (đối
với các sự cố phải phân tích, đánh giá) và tổng hợp các sự cố xảy ra trong
tháng trước gửi về Cục Điều tiết điện lực theo đường
văn thư và thư điện tử (email) đối với các sự cố sau:
- Các sự cố kéo dài trên
lưới điện 500 kV;
- Các sự cố kéo dài trên
lưới điện 220 kV, 110 kV và nhà máy điện mà gây mất điện diện rộng trên phạm vi
từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc một quận nội thành của Thủ đô
Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh hoặc phải sa thải phụ tải với quy mô công suất từ
200 MW trở lên hoặc ảnh hưởng trực tiếp đến chế độ vận hành của nhà máy điện
tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.
1. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm báo cáo định kỳ về các nội dung sau:
a) Tình hình vận hành lưới
điện truyền tải;
b) Đánh giá việc thực hiện
các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông
tư này;
c) Tình hình quá tải, sự cố
thiết bị và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an
toàn, tin cậy và hiệu quả;
d) Các chỉ số đánh giá chất
lượng hoạt động quy định tại Điều 98 Thông tư này và giải
trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;
đ) Tình trạng kết nối tín
hiệu SCADA của các trạm biến áp với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Thời điểm báo cáo định
kỳ
a) Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có
trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết
điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành
lưới điện truyền tải năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Trước ngày 15 hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm
báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
kết quả vận hành lưới điện truyền tải tháng trước, bao gồm các nội dung quy định
tại Khoản 1 Điều này.
3. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành lưới điện truyền tải khi có
yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. [52] Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bằng
văn bản theo
đường văn thư và thư điện tử (email).
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết điện
lực về kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới,
bao gồm cả kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị và đánh giá an ninh hệ thống
điện quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ về tình hình thực hiện,
kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia hàng năm, hàng tháng, bao gồm các nội
dung chính sau:
a) Cơ cấu huy động các dạng nguồn điện, tổng công suất đặt và khả
dụng của nguồn điện; tiến độ vận hành các công trình nguồn điện và lưới điện mới;
b) Đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;
c) Đánh giá nhu cầu phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, đánh
giá sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện;
d) Đánh giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải, tình hình sự cố
và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn
tin cậy và hiệu quả;
đ) Các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 97 Thông tư này và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng
các chỉ số;
e) Các số liệu thống kê về cung cấp nhiên liệu, tình hình thuỷ văn
các hồ chứa thuỷ điện và huy động các nhà máy điện; thống kê sự cố nguồn điện
và lưới điện;
g) Tình trạng kết nối tín hiệu SCADA của nhà máy điện và trạm biến
áp thuộc quyền điều khiển.
3. Thời điểm báo cáo định
kỳ
a) Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết
điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia năm trước, bao gồm các nội
dung quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết
điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia tháng trước, bao gồm các nội
dung quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột
xuất tình hình vận hành hệ thống quốc gia khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện
lực.
5. [53] Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản
1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và
thư điện tử (email).
Chương VII
ĐÁNH GIÁ
AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện
phục vụ việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới,
tuần tới, lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và điều độ thời gian thực.
2. Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin liên quan để thực hiện
đánh giá an ninh hệ thống điện. Các thông tin cung cấp bao gồm: Dự báo nhu cầu phụ
tải điện, kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện,
công suất truyền tải trên lưới điện truyền tải, công suất khả dụng và công suất
công bố của các tổ máy phát điện, các ràng buộc năng lượng và các thông tin
liên quan cần thiết khác.
3. Đánh giá an ninh hệ thống
điện bao gồm các nội dung tính toán, phân tích và công bố tổng công suất nguồn
khả dụng dự kiến, dự báo nhu cầu phụ tải của hệ thống điện, đánh giá độ tin cậy
và khả năng sẵn sàng đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống điện, các cảnh báo an
ninh hệ thống điện và các yêu cầu khác về an ninh hệ thống điện. Đánh giá an
ninh hệ thống điện bao gồm đánh giá an ninh trung hạn và ngắn hạn được quy định
như sau:
a) Đánh giá an ninh hệ thống điện
trung hạn, bao gồm:
- Đánh giá
an ninh hệ thống điện năm: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh
hệ thống điện quốc gia cho năm tới (năm N+1) và một năm tiếp theo (năm N+2),
đơn vị thời gian tính toán là tháng;
- [54] (được
bãi bỏ)
- Đánh giá
an ninh hệ thống điện tháng: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an
ninh hệ thống điện quốc gia trong các tháng còn lại của năm, đơn vị tính toán
là tháng;
- Đánh giá
an ninh hệ thống điện tuần: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh
hệ thống điện quốc gia trong các tuần còn lại của tháng hiện tại và các tuần của
tháng tới, đơn vị thời gian tính toán là tuần.
b) Đánh giá an ninh hệ thống điện
ngắn hạn: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc
gia cho 02 tuần tiếp theo, đơn vị thời gian tính toán là giờ.
4. Kết quả đánh giá an
ninh hệ thống điện là cơ sở để các đơn vị tham gia thị trường điện chủ động xây
dựng kế hoạch phát điện, bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, tham gia điều chỉnh cân
bằng cung cầu của hệ thống điện.
5. Để phục vụ việc đánh
giá an ninh hệ thống điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự
kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện và nguồn điện.
6. Trường hợp Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới
điện, nguồn điện đe doạ tới an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch đó và phải nêu rõ lý do từ chối.
7. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện chỉ được từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ sở
xác định ảnh hưởng tới an ninh hệ thống điện do việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa gây ra.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định công suất và điện
năng dự phòng của hệ thống điện quốc gia trong quá trình tính toán nhu cầu dịch
vụ phụ trợ và đánh giá an ninh hệ thống điện, đảm bảo an ninh cung cấp điện cho
hệ thống điện quốc gia.
2. Trong quá trình xây dựng
phương pháp tính toán công suất và điện năng dự phòng, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải bảo đảm thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Xác định công suất dự
phòng hợp lý
- Công suất
dự phòng là hiệu số giữa tổng công suất phát khả dụng dự báo của các tổ máy
phát điện trong hệ thống điện và nhu cầu công suất cực đại dự báo của phụ tải hệ
thống điện trong cùng thời điểm;
- Công suất
dự phòng tối ưu đạt được khi chi phí biên của điện năng thiếu hụt do sự cố nguồn
điện, sự biến động về nhiên liệu sơ cấp và sự tăng đột biến của phụ tải bằng với
chi phí biên khi phải huy động dự phòng khởi động nhanh để bù đắp lượng điện
năng thiếu hụt đó;
- Công suất
dự phòng hợp lý là công suất dự phòng tối ưu có tính đến những yếu tố biến động
phụ tải điện và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống điện.
b) Xác định điện năng dự
phòng hợp lý
- Điện năng
dự phòng là hiệu số giữa tổng điện năng khả dụng dự báo của các tổ máy phát điện
trong hệ thống điện và nhu cầu điện năng dự báo của phụ tải hệ thống điện trong
cùng thời điểm;
- Điện năng
dự phòng tối ưu đạt được khi chi phí biên của lượng điện năng thiếu hụt do sự cố
nguồn điện, sự biến động về nhiên liệu sơ cấp và sự tăng đột biến của phụ tải bằng
với chi phí biên khi phải huy động dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để bù đắp
lượng điện năng thiếu hụt đó;
- Điện năng
dự phòng hợp lý là điện năng dự phòng tối ưu có tính đến những yếu tố biến động
phụ tải điện và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống điện;
3. Các yếu tố đầu vào sử dụng
khi tính toán công suất và điện năng dự phòng cho những trường hợp sau:
a) Tính toán công suất dự
phòng phục vụ lập kế hoạch huy động dự phòng khởi động nhanh, bao gồm:
- Công suất
phát đăng ký của các tổ máy phát điện của nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán
điện dài hạn;
- Suất sự cố
của mỗi tổ máy phát điện được xác định trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính
toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện
đó;
- Dự báo
nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí
thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường
hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng công suất khả dụng của nguồn điện và tính
toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài
dự kiến (Value Of Lost Load - VOLL).
b) Tính toán công suất dự
phòng phục vụ lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải phụ tải điện,
bao gồm:
- Công suất
phát khả dụng công bố của tổ máy phát điện của các nhà máy điện;
- Suất sự cố
của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị
tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát
điện đó;
- Dự báo
nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí
thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường
hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng công suất khả dụng của nguồn điện và tính
toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải
ngoài dự kiến (VOLL).
c) Tính toán điện năng dự
phòng phục vụ lập kế hoạch huy động dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an
ninh hệ thống điện, bao gồm:
- Công suất
đăng ký của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện
dài hạn hoặc hợp đồng dịch vụ dự phòng khởi động nhanh với suất sự cố tương ứng;
- Suất sự cố
của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị
tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy
phát điện đó;
- Dự báo biến
động sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện căn cứ vào số liệu quá khứ
hoặc số liệu thủy văn thực tế;
- Dự báo
nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực
hiện theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí
thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường
hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng điện năng khả dụng và tính toán của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến
(VOLL).
d) Tính toán điện năng dự
phòng phục vụ lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải phụ tải điện,
bao gồm:
- Điện năng
công bố của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện trong từng giai đoạn;
- Suất sự cố
của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị
tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy
phát điện đó;
- Dự báo biến
động sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện căn cứ vào số liệu quá khứ
hoặc số liệu thủy văn thực tế;
- Dự báo
nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực
hiện theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí
thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường
hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng điện năng khả dụng và tính toán của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến
(VOLL).
4. Hàng năm, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác định công suất
và điện năng dự phòng trên cơ sở đảm bảo dự phòng công suất, điện năng hợp lý
và quy định tại Điều này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực để thông qua, làm cơ sở
vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện quốc gia.
5. Trong quá trình đánh
giá, thông qua công suất và điện năng dự phòng, Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm lấy ý kiến từ các bên liên quan đối với các nội dung sau:
a) Tác động ảnh hưởng của
chi phí mua bán dịch vụ phụ trợ;
b) Tác động ảnh hưởng tới
các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện;
c) Tác động ảnh hưởng tới
chất lượng cung cấp điện;
d) Đánh giá tương quan chi
phí cung cấp điện và chất lượng cung cấp điện.
1. Hàng năm, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công
bố kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện năm.
2. [55]
(được bãi bỏ)
3. Hàng tháng, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và
công bố đánh giá an ninh hệ thống điện tháng.
4. Hàng tuần, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và
công bố đánh giá an ninh hệ thống điện tuần.
5. Các thông tin đầu vào
cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn bao gồm:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải hệ
thống điện quốc gia và ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện
tiêu thụ;
b) Biểu đồ phụ tải điển
hình từng tuần của hệ thống điện quốc gia và ba miền;
c) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa nguồn điện và lưới điện;
d) Điện năng đảm bảo tuần
của các hồ chứa thủy điện đã phê duyệt;
đ) Suất sự cố của các tổ
máy phát điện và lưới điện truyền tải;
e) Các yêu cầu về dịch vụ
phụ trợ của hệ thống điện quốc gia;
g) Các ràng buộc của lưới
điện.
6. Đơn vị phát điện có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn bao gồm:
a) Dự kiến kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa;
b) Công suất khả dụng hàng
tuần của tổ máy phát điện;
c) Các ràng buộc năng lượng
hàng tuần (nếu có) của tổ máy phát điện.
Những thông tin này phải
cung cấp theo mẫu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố
trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện.
7. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự
kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải và các thông tin đầu vào
phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Trường hợp kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa lưới điện truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ
máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều
chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo các thay đổi,
ràng buộc của lưới điện truyền tải cho các Đơn vị phát điện.
8. Đơn vị phân phối điện
có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự
báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân
phối.
9. Các thông tin do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ thống
điện trung hạn bao gồm:
a) Tổng công suất và điện
năng khả dụng có tính đến các ràng buộc năng lượng của tổ máy phát điện, kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải và tổ máy phát điện;
b) Các yêu cầu về dịch vụ
phụ trợ của hệ thống điện quốc gia;
c) Công suất và điện năng dự
phòng của hệ thống điện quốc gia;
d) Dự kiến các ràng buộc
trên lưới điện truyền tải;
đ) Cảnh báo về suy giảm an
ninh cung cấp điện (nếu có).
10. Trường hợp Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy công suất và điện năng dự phòng
thấp hơn mức dự phòng được phê duyệt quy định tại Điều 93 Thông
tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.
11. Trường hợp Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết
bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện kế hoạch sửa đổi trong thời hạn 07 ngày.
12. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và cập nhật thường xuyên về
đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Khi các mức công suất, điện năng dự
phòng và an ninh hệ thống điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa sửa đổi.
1. Thời gian quy định cho
đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn là 14 ngày tới kể từ 24h00 của ngày
công bố đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn cho đến 24h00 của ngày thứ 14 kế
tiếp, đơn vị thời gian tính toán là giờ.
2. Hàng ngày, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đánh giá an ninh hệ
thống điện ngắn hạn.
3. Các thông tin đầu vào
cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải hệ
thống điện quốc gia và ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện
tiêu thụ;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa nguồn điện và lưới điện;
c) Suất sự cố của các tổ
máy phát điện và lưới điện truyền tải;
d) Các yêu cầu về dịch vụ
phụ trợ của hệ thống quốc gia;
đ) Các ràng buộc trên lưới
điện.
4. Đơn vị phát điện phải
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin đầu
vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn gồm:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa các thiết bị;
b) Công suất khả dụng của
tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;
c) Công suất công bố của tổ
máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;
d) Thời gian khởi động và
ngừng máy đối với tổ máy khởi động chậm;
đ) Công suất phát ổn định
thấp nhất của tổ máy phát điện.
5. Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập
nhật kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải. Trong trường hợp kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của
các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền
điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo cho các Đơn
vị phát điện biết các điều chỉnh và ràng buộc trên lưới điện truyền tải.
6. Đơn vị phân phối điện
có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự
báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân
phối.
7. Các thông tin do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ thống
điện ngắn hạn bao gồm:
a) Tổng công suất và điện
năng khả dụng hệ thống điện có tính đến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền
tải;
b) Dự báo nhu cầu phụ tải điện
hệ thống điện quốc gia;
c) Các yêu cầu về dịch vụ
phụ trợ;
d) Công suất và điện năng dự
phòng của hệ thống điện;
đ) Dự kiến các ràng buộc
trên lưới điện truyền tải;
e) Cảnh báo về suy giảm an
ninh cung cấp điện (nếu có).
8. Trường hợp Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức công suất, điện năng dự
phòng hoặc an ninh hệ thống điện cục bộ không đảm bảo, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có quyền từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.
9. Trường hợp Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện kế hoạch thay thế trong thời hạn 07 ngày kể từ thời
điểm nhận được thông báo từ chối thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa.
10. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ thống điện
ngắn hạn. Nếu các mức công suất, điện năng dự phòng và an ninh hệ thống điện cục
bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thay thế.
Chương VIII
ĐÁNH GIÁ
CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
1. Định kỳ hàng tháng,
hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình vận hành hệ thống
điện quốc gia, lưới điện truyền tải và việc thực hiện các tiêu chuẩn chất lượng
vận hành.
2. Các chỉ số thực hiện được
quy định trong Chương này là một trong những chỉ số để Cục Điều tiết điện lực
đánh giá chất lượng điều độ, vận hành hệ thống điện truyền tải của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp, chỉ
số thực hiện của năm (N+1) kém hơn chỉ số thực hiện năm (N), Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo
giải trình và thực hiện các giải pháp để cải thiện chỉ số thực hiện cho các năm
tiếp theo.
Định kỳ hàng tháng, hàng
năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo
Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ
thống điện và thị trường điện các chỉ số thực hiện sau:
1. Số lần tần số hệ thống điện
quốc gia vượt ra ngoài dải tần số cho phép và thời gian khôi phục về chế độ vận
hành bình thường trong các trường hợp sự cố theo quy định tại Điều
4 Thông tư này.
2. Chỉ số sẵn sàng của lưới
điện, chỉ số độ lệch điện áp (Voltage Deviation Index), chỉ số độ lệch tần số
(Frequency Deviation Index).
3. Tổng chi phí hàng tháng
cho các loại dịch vụ phụ trợ.
4. Công suất huy động và
thời gian huy động thực tế của từng loại dịch vụ phụ trợ.
5. Số lần và khoảng thời
gian khi các loại dịch vụ phụ trợ không đáp ứng các yêu cầu về công suất và điện
năng dự phòng được quy định tại Điều 93 Thông tư này.
6. Sai số dự báo nhu cầu
phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tế.
1. Định kỳ hàng tháng, Đơn
vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên
Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:
a) Thống kê tình trạng quá
tải của các thiết bị trên lưới điện truyền tải (mức độ quá tải, thời gian quá tải);
b) Thống kê tình trạng cắt
điện trong lưới điện truyền tải bao gồm:
- Số lần ngừng,
giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch;
- Thời gian
bắt đầu và thời gian kết thúc việc ngừng, giảm cung cấp điện.
c) Thống kê các thanh cái trong
lưới điện truyền tải có điện áp không đạt tiêu chuẩn quy định tại Điều 6 Thông tư này, bao gồm:
- Thống kê
tình trạng quá áp, thấp áp so với quy định tại Điều 6 Thông tư
này;
- Thời gian
bắt đầu và thời gian kết thúc của mỗi lần vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Điện áp
cao nhất và thấp nhất khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Các sự kiện
bất thường khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp.
d) Các nội dung về độ tin
cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư
này;
đ) Tổn thất điện năng hàng
tháng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;
e) Danh sách các sự cố dẫn
tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải được quy định tại
Chương II Thông tư này. Báo cáo giải trình nguyên nhân vi
phạm và những đề xuất thay đổi để đạt được các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành.
2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên
Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:
a) Tỷ lệ đầu tư xây dựng
theo từng cấp điện áp so với kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng năm đã
được duyệt;
b) Tổng số các thiết bị
trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm;
c) Tổng số lần ngừng, giảm
cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở các đường dây truyền tải và máy
biến áp;
d) Tổng số lần và tổng thời
gian vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 6 Thông tư
này;
đ) Các nội dung về độ tin
cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư
này;
e) Tổn thất điện năng trên
lưới điện truyền tải và theo từng cấp điện áp;
g) Tổng số các sự cố bất
thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải.
GIẢI QUYẾT
TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
1. Trường hợp xảy ra tranh
chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị
tranh chấp có thể tự giải quyết trên cơ sở thoả thuận trong thời hạn 60 ngày.
2. Hết thời hạn được quy định
tại Khoản 1 Điều này mà không tự giải quyết được thì các đơn vị có quyền trình
vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định của pháp luật.
3. Quyết định giải quyết
tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực chung thẩm trừ các nội dung
tranh chấp có liên quan đến thoả thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.
1. Mọi tổ chức, cá nhân có
quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm quy định tại Thông tư
này.
2. Trình báo về hành vi vi
phạm phải có các thông tin sau:
a) Ngày,
tháng, năm trình báo;
b) Tên, địa
chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;
c) Tên, địa chỉ tổ chức,
cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;
d) Mô tả hành vi có dấu hiệu
vi phạm;
đ) Lý do biết hành vi có dấu
hiệu vi phạm (nếu có);
e) Các thông tin khác có
liên quan (nếu có).
Mẫu trình báo được quy định
tại Trình tự xác minh và xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực thuộc
thẩm quyền của Thủ trưởng Cơ quan Điều tiết điện lực do Bộ Công Thương ban
hành.
3. Cục Điều tiết điện lực
có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm
trong quá trình xác minh và xử lý vi phạm.
1. Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông
tư này.
2. Trường hợp cần thiết, Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng
dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu đấu nối và phương pháp dự báo công suất,
điện năng phát của các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió đấu nối vào lưới
điện truyền tải, phù hợp với các quy định tại Thông tư này và đặc tính công nghệ,
kỹ thuật của các nhà máy điện.
3. Tập đoàn Điện lực Việt
Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này. Trong
thời hạn 06 tháng kể từ ngày ban hành Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam
có trách nhiệm xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các Quy trình,
Quy định kỹ thuật để hướng dẫn thực hiện Thông tư này, bao gồm:
a) Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia;
b) Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy
điện trong hệ thống điện quốc gia;
c) Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và
ngắn hạn;
d) Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện quốc gia;
đ) Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ;
e) Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động
hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp;
g) Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống
SCADA;
h) Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm;
i) Quy trình sa thải phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia.
4. Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm xây dựng kế hoạch để
đầu tư, nâng cấp và cải tạo lưới điện, thiết bị điện trong phạm vi quản lý đảm
bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu trong vận hành quy định tại Thông
tư này.
1. Thông tư này có hiệu lực
kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017. Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm
2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hết hiệu lực
từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trường hợp đã có hợp đồng
mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 01 tháng 6 năm 2010 có nội dung
khác với quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hoặc được ký trước ngày
Thông tư này có hiệu lực mà có nội dung khác với một số nội dung mới được quy định
tại Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.
3. Trong quá trình thực hiện
Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh
trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc
báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Bộ Tư pháp (để theo dõi);
- Văn phòng Bộ (để đăng website Bộ Công Thương);
- Vụ Pháp chế (để đăng tải trên Cơ sở dữ liệu quốc gia về quản lý văn bản);
- Lưu: VT, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN HỢP
NHẤT
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Đặng
Hoàng An
|
PHỤ LỤC
1A
THÔNG
TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25 /2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
Thông
tin đăng ký đấu nối áp dụng cho các điểm đấu nối mới hoặc sửa đổi tại các điểm
đấu nối cũ, bao gồm:
Họ và tên khách hàng có
nhu cầu đấu nối:
Chức danh:
Tên đơn vị công tác:
Có trụ sở đăng ký tại:
Địa chỉ:
Điện thoại:
Fax:
Email:
1. Mô tả
dự án
a) Tên dự án;
b) Lĩnh vực hoạt động/loại hình sản
xuất;
c) Sản lượng dự kiến/Năng lực sản
xuất;
d) Ngày dự kiến bắt đầu khởi công
xây dựng;
đ) Ngày dự kiến đưa vào vận hành;
e) Điểm đấu nối hiện tại (nếu
có);
g) Điểm đấu nối đề nghị;
h) Cấp điện áp và số mạch đường
dây đấu nối đề xuất;
i) Ngày dự kiến đóng điện điểm đấu
nối.
2. Bản đồ,
sơ đồ và kế hoạch
a) Bản đồ địa lý tỷ lệ 1:50000 có
đánh dấu vị trí của khách hàng có nhu cầu đấu nối, phần lưới điện truyền tải
liên quan của Đơn vị truyền tải điện và vị trí điểm đấu nối;
b) Sơ đồ bố trí mặt bằng tỷ lệ
1:200 hoặc 1:500 mô tả vị trí các tổ máy phát điện, máy biến áp, các toà nhà, vị
trí đấu nối;
c) Cung cấp kế hoạch xây dựng các
công trình đề xuất cho các vùng bao quanh trạm biến áp, tổ máy phát điện, công
trình xây dựng, điểm đấu nối với tỷ lệ 1:200 hoặc 1:500.
3. Hồ sơ
pháp lý
Các tài liệu về tư cách pháp nhân
(bản sao Giấy phép đầu tư hoặc Quyết định đầu tư, Quyết định thành lập doanh
nghiệp, Giấy đăng ký kinh doanh, Giấy phép hoạt động điện lực và các giấy phép
khác theo quy định của pháp luật).
PHỤ LỤC
1B
THÔNG
TIN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN CỦA KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25 /2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
Thông
tin áp dụng cho nhà máy điện, tổ máy phát điện, trạm điện của khách hàng có nhu
cầu đấu nối gồm:
1.
Mô tả nhà máy điện
a) Tên nhà máy;
b) Địa điểm xây dựng;
c) Loại hình và công nghệ
của nhà máy điện (thuỷ điện, nhiệt điện than, khí, năng lượng tái tạo,...);
d) Số tổ máy phát điện,
công suất định mức;
đ) Sản lượng điện dự kiến;
e) Công suất dự kiến phát
vào lưới;
g) Thời gian dự kiến đưa
vào vận hành;
h) Cấp điện áp đề xuất tại
điểm đấu nối.
2.
Sơ đồ điện
a) Sơ đồ mặt bằng bố trí
thiết bị;
b) Sơ đồ nối điện chính,
trong đó chỉ rõ:
- Bố trí
thanh cái;
- Các mạch
điện (đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);
- Các tổ
máy phát điện;
- Bố trí
pha;
- Bố trí nối
đất;
- Các thiết
bị đóng cắt;
- Điện áp vận
hành;
- Phương thức
bảo vệ;
- Vị trí điểm
đấu nối;
- Bố trí
thiết bị bù công suất phản kháng.
Sơ
đồ này chỉ giới hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện
khác của Khách hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện
truyền tải, nêu rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có)
trong tương lai.
3.
Đặc tính vận hành tổ máy phát điện
Với
mỗi loại tổ máy phát điện, cần phải cung cấp đầy đủ các thông tin sau:
- Số tổ máy
phát điện;
- Công suất
tác dụng phát định mức (MW);
- Công suất
biểu kiến phát định mức (MVA);
- Công suất
tác dụng phụ tải tự dùng (MW);
- Công suất
phản kháng phụ tải tự dùng (MVAr);
- Điện áp đầu
cực (kV);
- Dải công
suất tác dụng (MW-MW);
- Công suất
phản kháng phát tối đa tại mức công suất tác dụng định mức (MVAr);
- Công suất
phản kháng nhận tối đa tại mức công suất tác dụng định mức (MVAr);
- Hệ số ngắn
mạch;
- Dòng điện
stator định mức (A);
- Dòng điện
rotor định mức tại dòng điện đầu ra định mức (công suất tác dụng định mức, hệ số
mang tải định mức, điện áp đầu cực định mức) và tốc độ rotor định mức (A);
- Điện áp
rotor định mức (kV);
- Dải vận
hành của tổ máy phát điện bao gồm giới hạn nhiệt và kích từ;
- Đồ thị từ
hóa hở mạch;
- Đặc tính
ngắn mạch;
- Đồ thị
thành phần công suất không tải;
- Đồ thị điện
áp;
- Thời gian
hòa đồng bộ từ trạng thái ấm (giờ);
- Thời gian
hòa đồng bộ từ trạng thái lạnh (giờ);
- Thời gian
vận hành tối thiểu;
- Thời gian
dừng tối thiểu;
- Tốc độ
tăng tải định mức (MW/phút);
- Tốc độ giảm
tải định mức (MW/phút);
- Loại
nhiên liệu khởi động;
-
Khả năng thay đổi nhiên liệu khi có tải;
- Các chế độ
sẵn sàng;
- Thời gian
thay đổi chế độ tải;
- Dải điều
khiển của hệ thống điều chỉnh tần số thứ cấp (MW);
- Các đặc
tính vận hành liên quan khác;
- Cung cấp
thông tin chi tiết về công suất dự phòng của tổ máy phát điện trong các chế độ
vận hành khác nhau.
Với
các nhà máy nhiệt điện, ngoài các thông số yêu cầu ở trên phải cung cấp thêm sơ
đồ khối chức năng của các thành phần chính của nhà máy, lò hơi, máy phát xoay
chiều, các nguồn cung cấp nhiệt hoặc hơi.
4.
Thông số kỹ thuật của tổ máy phát điện
Các
thông số và giá trị sau:
- Điện
kháng đồng bộ dọc trục Xd;
- Điện kháng
quá độ dọc trục X’d
- Điện
kháng siêu quá độ chưa bão hòa dọc trục X’’d;
- Điện
kháng đồng bộ ngang trục Xq;
- Điện
kháng quá độ chưa bão hòa ngang trục X’q;
- Điện
kháng siêu quá độ chưa bão hòa ngang trục X’’q;
- Các thông
số bão hòa của các điện kháng Xd, X’d, X’’d, Xq,
X’q, X’’q;
- Điện
kháng thứ tự nghịch X2;
- Điện
kháng thứ tự không Xo;
- Điện trở
Stator Ra;
- Điện
kháng khe hở stator XL;
- Điện
kháng điểm Xp;
- Biểu tượng
và giá trị hằng số thời gian máy máy điện;
- Hằng số
thời gian quá độ hở mạch dọc trục Tdo’ (s);
- Hằng số
thời gian siêu quá độ hở mạch dọc trục Tdo’’(s)
- Hằng số
thời gian quá độ hở mạch ngang trục Tqo’ (s);
- Hằng số
thời gian siêu quá độ hở mạch ngang trục Tqo’’(s)
- Hằng số
thời gian quá độ ngắn mạch dọc trục Td’ (s);
- Hằng số
thời gian siêu quá độ ngắn mạch dọc trục Td’’ (s);
- Hằng số
thời gian quá độ ngắn mạch ngang trục Tq’ (s);
- Hằng số
thời gian siêu quá độ ngắn mạch ngang trục Tq’’
(s);
- Hằng số
quán tính tuabin máy phát cho toàn bộ khối quay (MWsec/MVA);
5.
Hệ thống kích từ
Dự kiến kiểu kích từ và
thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS), sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn của IEEE
(hoặc tiêu chuẩn tương đương được phép áp dụng) cùng các thông số và hàm truyền
kèm theo.
6.
Hệ thống điều tốc và thiết bị ổn định
Dự kiến kiểu điều tốc, sơ
đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn IEEE (hoặc tiêu chuẩn tương đương được phép áp
dụng) cùng các thông số và hàm truyền kèm theo.
7.
Hệ thống bảo vệ và điều khiển
- Cung cấp
thông tin về hệ thống rơ le bảo vệ của tổ máy phát điện.
- Cung cấp
thông tin về hệ thống tự động điều khiển của nhà máy và dự kiến phương thức
ghép nối với hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối viễn thông của nhà máy và trạm
biến áp.
8.
Khởi động đen
Yêu
cầu cung cấp các thông tin về trang bị khả năng khởi động đen.
9.
Ảnh hưởng tới môi trường
Yêu
cầu cung cấp các thông tin liên quan tới phát thải khí nhà kính, bao gồm các
thông tin sau:
a)
Đối với nhà máy nhiệt điện
- Khí CO2:
+
Tấn CO2/tấn nhiên liệu;
+
Hiệu suất giảm khí CO2.
- Khí SO2:
+
Tấn SO2/tấn nhiên liệu;
+
Hiệu suất giảm khí SO2.
- Khí NOx:
+
Tấn NOx/ đường cong xuất điện năng MWh.
b)
Nhà máy thủy điện tích năng
- Công suất
dự trữ (MWH bơm);
- Công suất
bơm lớn nhất (MW);
- Công suất
bơm nhỏ nhất (MW);
- Công suất
phát lớn nhất (MW);
- Công suất
phát nhỏ nhất (MW);
- Hiệu suất
(phát/ bơm tỷ lệ %).
c)
Nhà máy điện gió
- Loại
turbine (cố định hay biến tốc);
- Chi tiết
về đặc tính kỹ thuật và đặc tính vận hành của nhà sản xuất;
- Phương thức
vận hành theo mùa của tổ máy phát điện: mùa hay liên tục;
- Dự kiến khả
năng phát vào lưới điện truyền tải hàng tháng (MW);
- Đồ thị
phát điện ngày điển hình của từng tháng;
- Dự kiến
chi tiết sự biến đổi đầu ra thường xuyên hay nhanh, bao gồm độ lớn, tỷ lệ thay
đổi lớn nhất, tần suất và quãng thời gian;
- Số liệu về
kết quả đo gió trong quá khứ.
10.
Dự báo tính sẵn sàng
- Yêu cầu bảo
dưỡng dự kiến: …tuần/năm;
- Khả năng
sẵn sàng (lấy từ yêu cầu bảo dưỡng được lập lịch dự kiến);
- Khả năng
sẵn sàng tỷ lệ công suất phát theo mùa (MW);
- Khả năng
sẵn sàng tuyệt đối;
- Khả năng
sẵn sàng bộ phận;
- Xác suất ngừng
chạy ép buộc.
- Giới hạn khả
năng phát điện:
+
Phát điện ngày (GWh);
+
Phát điện tuần (GWh);
+
Phát điện tháng (GWh);
+
Phát điện năm (GWh).
11.
Số liệu kỹ thuật của các thiết bị điện tại điểm đấu nối
a)
Thiết bị đóng cắt: Cầu dao, dao cách ly của các mạch đấu nối liên quan tới điểm
đấu nối.
- Điện áp vận
hành định mức (kV);
- Dòng điện
định mức (A);
- Dòng cắt
ngắn mạch 03 pha định mức (kA);
- Đòng cắt
ngắn mặch 01 pha định mức (kA);
- Dòng cắt
tải 03 pha định mức (kA);
- Dòng cắt
tải 01 pha định mức (kA);
- Dòng ngắn
mạch 03 pha nặng nề nhất định mức (kA);
- Dòng ngắn
mạch 01 pha nặng nề nhất định mức (kA);
- Mức cách
điện cơ bản-BIL (kV).
b)
Máy biến áp
- Điện áp định
mức và bố trí cuộn dây;
- Công suất
định mức MVA của mỗi cuộn dây;
- Cuộn dây
phân áp, kiểu điều áp (dưới tải hoặc không), vùng điều áp (số lượng đầu ra và
kích cỡ bước điều áp);
- Chu kỳ thời
gian điều áp;
- Bố trí nối
đất (nối đất trực tiếp, không nối đất, nối đất qua cuộn kháng);
- Đường
cong bão hòa;
- Điện trở
và điện kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất,
lớn nhất (R+jX trên phần trăm công suất định mức MVA của máy biến áp). Cho máy
biến áp 03 cuộn dây, cả 03 cuộn dây có đấu nối bên ngoài, điện trở và điện
kháng giữa mỗi cặp cuộn dây phải được tính toán với cuộn thứ ba là hở mạch;
- Điện trở
và điện kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, thấp nhất
và cao nhất (Ω);
- Mức cách
điện cơ bản (kV).
c)
Các thiết bị bù công suất phản kháng (Tụ/cuộn cảm)
- Loại thiết
bị (cố định hoặc thay đổi) điện dung và/ hoặc tỷ lệ điện cảm hoặc vùng vận hành
MVAr;
- Điện trở/
điện kháng, dòng điện nạp/ phóng;
- Với thiết
bị tụ/ cuộn cảm có thể điều khiển được, phải cung cấp chi tiết nguyên lý điều
khiển, các số liệu điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động, thời
gian vận hàng và các cài đặt khác.
d)
Máy biến điện áp (TU)/Máy biến dòng (TI)
- Tỷ số biến;
- Giấy chứng
nhận kiểm tra, kiểm định tuân theo quy định đo đếm.
đ)
Hệ thống bảo vệ và điều khiển
- Cấu hình
hệ thống bảo vệ;
- Giá trị
cài đặt đề xuất;
- Thời gian
giải phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;
- Chu kỳ tự
động đóng lại (nếu có);
- Quản lý, điều
khiển và giao tiếp dữ liệu.
e)
Đường dây và cáp truyền tải liên quan tới điểm đấu nối
- Điện trở/
điện kháng/ điện dung;
- Dòng điện
tải định mức và dòng điện tải lớn nhất.
12.
Nhà máy thuỷ
điện
Đối
với nhà máy thủy điện phải cung cấp thêm dữ liệu về công suất phát và điện năng
dự kiến cho mỗi tháng của năm và các thông tin liên quan đến thủy văn, thủy
năng, cụ thể như sau:
a)
Năng lượng sơ cấp - thuỷ năng
- Các thông
số hồ chứa và điều tiết hồ chứa:
+
Dung tích hữu ích (tỉ m3);
+
Dung tích toàn bộ hồ (tỉ m3);
+
Dung tích chống lũ (tỉ m3);
+
Mực nước dâng bình thường (m);
+ Mực nước
chết (m);
+ Mực nước
gia cường (m);
+ Dung
tích dành cho điều tiết nhiều năm (nếu có) (tỉ m3);
+ Diện
tích lòng hồ (km2);
+ Chiều
dài hồ ở mực nước dâng bình thường (km);
+ Chiều rộng
trung bình hồ (km);
+ Chiều
sâu trung bình hồ (m);
+ Đường đặc
tính hồ chứa V = f(h);
+ Kiểu điều
tiết (năm, nhiều năm, hỗn hợp);
+ Quy
trình điều tiết hồ chứa tóm tắt (đặt trong 01 file văn bản);
+ Quy
trình điều tiết hồ chứa đầy đủ (đặt trong 01 file văn bản);
+ Biểu đồ
điều tiết hồ chứa (theo tháng hay tuần).
- Các thông số
về đập chính:
+
Loại đập (đất đá, bê tông,..);
+
Kiểu xả lũ (xả tự nhiên, dùng cửa xả);
+
Cao độ đỉnh đập (m);
+
Chiều cao mặt đập (m);
+
Chiều dài mặt đập (m);
+
Chiều dài đáy đập (m);
+
Cao độ trên của cánh phai xả lũ (m);
+
Sơ đồ nguyên lý cấu tạo đập (file ảnh).
- Các thông
số về đập phát điện:
+
Loại đập (đất đá, bê tông,..);
+
Cao độ đỉnh đập (m);
+
Chiều cao mặt đập (m);
+
Chiều dài mặt đập (m);
+
Chiều dài đáy đập (m);
+
Cao độ trên của cửa nhận nước (m);
+
Sơ đồ nguyên lý cấu tạo đập (file ảnh).
- Các thông
số phía thượng lưu:
+
Mực nước dâng bình thường (m);
+ Mực nước
chết (m);
+ Mực nước
gia cường (m);
+ Mực nước
điều tiết nhiều năm (nếu có) (m).
- Các thông số
phía hạ lưu:
+
Mực nước khi dừng toàn bộ nhà máy (m);
+
Mực nước khi chạy công suất min (m);
+
Mực nước khi chạy công suất định mức (m);
+
Mực nước khi xả lưu lượng tần suất 0,01% (m).
- Các số
liệu chính về thời tiết và thuỷ văn:
+
Đặc điểm thời tiết khí hậu;
+
Diện tích lưu vực sông (km2);
+
Tổng lượng dòng chảy trung bình nhiều năm (m3);
+
Lưu lượng nước về trung bình năm(m3/s);
+
Bảng tổng hợp lưu lượng nước về trung bình tháng;
+
Lượng mưa trung bình hằng năm (mm);
+ Lưu lượng
lũ.
b)
Tần suất nước về và năng lượng theo thiết kế
- Các số liệu
chính về tần suất nước về theo bảng sau:
|
Tần suất
|
Lưu lượng
lũ tối đa (m3/s)
|
Lưu lượng
trung bình ngày đêm (m3/s)
|
|
10,00%
|
|
|
|
1,00%
|
|
|
|
0,10%
|
|
|
|
0,01%
|
|
|
- Các số liệu chính về tần
suất nước về và năng lượng theo thiết kế:
|
Tần suất
|
Lưu lượng
|
Năng lượng
|
|
25%
|
|
|
|
50%
|
|
|
|
65%
|
|
|
|
75%
|
|
|
|
90%
|
|
|
|
Trung
bình nhiều năm
|
|
|
c)
Cơ khí thuỷ lực
- Các loại
cánh phai (van) dùng cho công trình:
+
Hệ thống nhận nước (file văn bản);
+
Hệ thống xả nước (file văn bản).
- Các thông
số về Tua bin nước:
+
Kiểu tuabin ;
+ Nước sản
xuất;
+ Mã hiệu;
+ Công suất
thiết kế (MW);
+ Dải
công suất khả dụng ứng với cột nước tính toán (từ …MW đến …MW);
+ Cột nước
tính toán (m);
+ Cột nước
tối đa (m);
+ Cột nước
tối thiểu (m);
+ Lưu lượng
nước qua Tua bin ứng với tải định mức (m3/s);
+ Tốc độ
quay định mức (vòng/phút);
+ Tốc độ quay
lồng tốc(vòng/phút);
+ Độ cao
hút HS (m);
+ Suất
tiêu hao nước ở cột nước định mức (m3/kWh).
- Cấu tạo của
Tua bin nước (file văn bản):
+ Stator
tuabin;
+ Séc
măng ổ đỡ;
+ Séc
măng ổ hướng;
+ Buồng
xoắn;
+ Bánh xe
công tác;
+ Trục
tuabin;
+ Cánh hướng
nước;
+
Servomotor;
+ Hệ thống
điều tốc của tuabin.
- Hoạt động
của Tua bin nước:
+ Khởi động;
+ Vận
hành bình thường;
+ Ngừng
bình thường tuabin;
+ Ngừng sự
cố tuanbin;
+ Chuyển
bù;
+ Đặc
tính tuabin P=f(delta h);
+ Đặc
tính suất tiêu hao nước theo cột nước.
d)
Các hệ thống, thiết bị phụ đi kèm
+
Hệ thống khí nén cao áp - hạ áp;
+ Hệ thống
dầu;
+ Hệ thống
nước cứu hoả;
+ Hệ thống
nước kỹ thuật làm mát.
e)
Những lưu ý đặc biệt
PHỤ LỤC 1C
THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ PHÂN
PHỐI ĐIỆN, ĐƠN VỊ PHÂN PHỐI VÀ BÁN LẺ ĐIỆN VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25 /2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
Thông
tin áp dụng cho Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách
hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, Đơn vị bán buôn
điện có xuất - nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền tải có nhu cầu đấu nối
mới hoặc thay đổi đấu nối cũ, bao gồm:
1.
Số liệu về điện năng và công suất định mức
|
- Công suất
tác dụng:
|
(MW)
|
|
- Công suất
phản kháng:
|
(MVAr)
|
|
- Điện
năng tiêu thụ/ngày/tháng/năm:
|
(kWh)
|
2. Số liệu
dự báo nhu cầu điện tại điểm đấu nối
a) Số liệu
tiêu thụ điện năm đầu
- Trường hợp
thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp
các thông tin về tình hình tiêu thụ điện của phụ tải điện hiện có tại điểm đấu
nối, biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng trong năm gần nhất, trong
đó bao gồm các số liệu sau:
+ Công suất
tác dụng và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;
+ Công suất
tác dụng và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
- Trường hợp
đấu nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp các thông tin về
nhu cầu phụ tải điện tại điểm đấu nối bao gồm công suất cực đại, điện năng và biểu
đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng của năm vào vận hành, trong đó bao gồm chi
tiết các số liệu sau:
+ Công suất
tác dụng và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;
+ Công suất
tác dụng và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
b)
Dự báo nhu cầu điện dự kiến trong 01 năm tiếp theo
-
Đối với nhu cầu thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu
thay đổi đấu nối phải cung cấp nhu cầu phụ tải điện dự kiến tại điểm đấu nối,
bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng
tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong đó xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản
kháng nhận từ lưới điện truyền tải và tự phát;
-
Đối với nhu cầu đấu nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải
cung cấp những thông tin dự báo nhu cầu phụ tải điện chi tiết, bao gồm công suất
cực đại, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng cho 01 năm tiếp
theo. Trong đó xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ lưới
điện truyền tải và tự phát.
c)
Các số liệu liên quan tới dự báo nhu cầu điện (nếu có):
Bao gồm các số liệu liên quan tới tiêu thụ điện như sản lượng sản phẩm, suất
tiêu hao điện cho một đơn vị sản phẩm, chế độ tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc
và ngày nghỉ), tổng công suất lắp đặt của thiết bị điện và công suất cực đại, hệ
số công suất.
3.
Số liệu kỹ thuật thiết bị, lưới điện của phụ tải điện tại điểm đấu nối
a) Sơ đồ
điện
- Sơ đồ mặt
bằng bố trí thiết bị;
- Sơ đồ nối
điện chính, trong đó chỉ rõ:
+ Bố trí
thanh cái;
+ Các mạch
điện (đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);
+ Các tổ
máy phát điện;
+ Bố trí
pha;
+ Bố trí
nối đất;
+ Các thiết
bị đóng cắt;
+ Điện áp
vận hành;
+ Phương
thức bảo vệ;
+ Vị trí điểm
đấu nối;
+ Bố trí
thiết bị bù công suất phản kháng.
Sơ đồ này chỉ giới hạn ở
trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách
hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền
tải, nêu rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong
tương lai.
b) Các
thiết bị điện
-
Thiết bị đóng cắt (cầu dao, cách ly…) của các mạch điện liên quan tới
điểm đấu nối:
+
Điện áp vận hành định mức;
+
Dòng điện định mức (A);
+
Dòng điện cắt ngắn mạch 03 pha định mức (kA);
+
Dòng điện cắt ngắn mạch 01 pha định mức (kA);
+
Dòng cắt tải 03 pha định mức (kA);
+
Dòng cắt tải 01 pha định mức (kA);
+
Dòng ngắn mạch 03 pha nặng nề nhất định mức (kA);
+
Dòng ngắn mạch 01 pha nặng nề nhất định mức (kA);
+
Mức cách điện cơ bản –BIL (kV).
-
Máy biến áp:
+
Điện áp định mức và bố trí cuộn dây;
+
Công suất định mức MVA của mỗi cuộn dây;
+
Cuộn dây phân áp, kiểu điều áp (dưới tải hoặc không), vùng phân áp (sô lượng đầu
ra và kích cỡ bước phân áp);
+
Chu kỳ thời gian điều áp;
+
Bố trí nối đất (nối đất trực tiếp, không nối đất và nối đất qua cuộn kháng);
+ Đường
cong bão hòa;
+ Điện trở
và điện kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất,
lớn nhất trên phần trăm công suất định mức MVA của máy biến áp. Cho máy biến áp
03 cuộn dây, có cả 03 cuộn dây đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng giữa mỗi
cặp cuộn dây phải được tính toán với cuộn thứ ba là mạch mở;
+ Điện trở
và điện kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, thấp nhất
và cao nhất (Ω);
+ Mức
cách điện cơ bản (kV).
-
Các thiết bị bù công suất phản kháng (Tụ/cuộn cảm):
+
Loại thiết bị (cố định hoặc thay đổi) điện dung và/ hoặc tỷ lệ điện cảm hoặc
vùng vận hành MVAr;
+
Điện trở/ điện kháng, dòng điện nạp/ phóng;
+
Với thiết bị tụ/ cuộn cảm có thể điều khiển được, phải cung cấp chi tiết nguyên
lý điều khiển, các số liệu điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động,
thời gian vận hàng và các cài đặt khác.
-
Máy biến điện áp (VT)/ máy biến dòng (TI):
+ Tỷ số
biến;
+ Giấy chứng
nhận kiểm tra tuân thủ Quy định đo đếm điện năng.
-
Hệ thống bảo vệ và điều khiển:
+
Cấu hình hệ thống bảo vệ;
+
Giá trị cài đặt đề xuất;
+
Thời gian giải phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;
+
Chu kỳ tự động đóng lại (nếu có);
+
Quản lý điều khiển và giao tiếp dữ liệu.
-
Đường dây trên không và cáp điện liên quan tới điểm đấu nối:
+
Điện trở, điện kháng, điện dung (thứ tự thuận, thứ tự không và hỗ cảm) theo giá
trị đo lường thực tế của đơn vị thí nghiệm;
+
Dòng điện tải định mức và dòng điện tải lớn nhất.
c)
Các thông số liên quan đến ngắn mạch
- Dòng điện
ngắn mạch 03 pha (xuất hiện tức thì tại điểm sự cố và sau sự cố thoáng qua) từ
hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện
truyền tải tại điểm đấu nối;
- Giá trị
điện trở và điện kháng thứ tự không của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải tính từ điểm đấu nối;
- Giá trị
điện áp trước khi sự cố phù hợp với dòng sự cố lớn nhất;
- Giá trị
điện trở và điện kháng thứ tự ngịch của của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải tính từ điểm đấu nối;
- Giá trị
điện trở và điện kháng thứ tự không của mạch tương đương Pi của của hệ thống điện
của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
d)
Yêu cầu về mức độ dự phòng
Đối với Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu cầu nhận điện từ hai
nguồn trở lên, yêu cầu chỉ rõ:
- Nguồn dự
phòng;
- Công suất
dự phòng yêu cầu (MW và MVAr).
4. Đặc
tính phụ tải
Yêu cầu Khách
hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải cung
cấp các thông tin sau đây:
- Chi tiết
về các thành phần phụ tải của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới
điện truyền tải, trong đó đặc biệt lưu ý cung cấp thông tin về các phụ tải có
thể gây ra dao động quá 5% tổng công suất của Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối và mức gây nhấp nháy điện áp
của các phụ tải đó.
- Các chi tiết
sau đây về đặc tính phụ tải tại từng điểm đấu nối:
|
Thông số
|
Đơn vị
|
|
Hệ số công suất trong chế độ nhận
công suất phản kháng
|
|
|
Độ nhạy của phụ tải với điện áp
|
MW/kV,
MVAr/kV
|
|
Độ nhạy của phụ tải với tần số
|
MW/Hz,
MVAr/Hz
|
|
Dự kiến mức độ gây mất cân bằng
pha cực đại và trung bình
|
%
|
|
Dự kiến mức độ gây sóng hài tối
đa
|
|
|
Dự kiến mức độ gây nhấp nháy điện
áp ngắn hạn và dài hạn
|
|
Đối
với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu
sử dụng với công suất từ 5MW trở lên tại điểm đấu nối phải cung cấp các dữ
liệu sau:
- Tỷ lệ
thay đổi tải (kW/s và kVAr/s) bao gồm cả tăng lên và hạ xuống;
- Bước thời
gian lặp lại ngắn nhất của độ dao động phụ tải (giây);
- Độ lớn của
bước thay đổi lớn nhất trong nhu cầu điện (kW; kVAr).
5.
Các yêu cầu khác có liên quan tới phụ tải điện
PHỤ LỤC 2
THỎA THUẬN ĐẤU NỐI MẪU
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25 /2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
THỎA THUẬN ĐẤU NỐI
GIỮA (ĐƠN VỊ
TRUYỀN TẢI ĐIỆN) VÀ …( TÊN
KHÁCH HÀNG ĐỀ NGHỊ ĐẤU NỐI)
Số: /NPT - TTĐN
- Căn cứ
Thông tư số ……/2016/TT-BCT ngày …tháng….năm 2016 của Bộ Công Thương quy
định hệ thống điện truyền tải;
- Căn cứ Văn
bản đề nghị đấu nối vào lưới điện truyền tải ngày … tháng … năm ….. của [Tên
khách hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị truyền tải điện];
- Căn cứ hồ
sơ đề nghị đấu nối của [Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên
Đơn vị truyền tải điện] ngày … tháng … năm …. ;
- Căn cứ
vào các biên bản làm việc và thỏa thuận sơ bộ phương án đấu nối ….;
- Căn cứ
vào yêu cầu và khả năng cung cấp dịch vụ truyền tải điện,
Hôm
nay, ngày… tháng … năm … tại …, chúng tôi gồm:
Bên A:
[Tên Đơn vị truyền tải điện]
Đại diện là: ...
Chức vụ: ....
Địa chỉ: ....
Điện thoại: .....; Fax:
....
Tài khoản số: ...
Mã số thuế: ...
Bên B: [Tên
tên khách hàng có nhu cầu đấu nối]
Đại diện là: ...
Chức vụ: ...
Địa chỉ: ...
Điện thoại: ...; Fax:
...
Tài khoản số: ....
Mã số thuế: ...
Hai bên đồng ý ký kết Thỏa
thuận đấu nối với các nội dung sau:
Điều
1. Nội dung đấu nối
[Tên
Đơn vị truyền tải điện] thống
nhất phương án đấu nối nhà máy điện .... của [tên khách hàng có nhu cầu đấu
nối] vào lưới điện truyền tải, cụ thể như sau:
1.
Quy mô công trình
a) Điểm
đấu nối (yêu cầu chỉ rõ điểm đấu nối tại vị trí nào):
b) Điểm
đầu đường dây đấu nối vào hệ thống điện: ...
c) Điểm
cuối đường dây đấu nối vào hệ thống điện: ...
d) Cấp
điện áp đấu nối: ...
đ) Tiết
diện dây dẫn:...
e) Số mạch:
...
g) Kết cấu:
...
h) Chế độ
vận hành: ...
i) Chiều
dài đường dây đấu nối: ...
2.
Ranh giới đo đếm
Ranh giới
đo đếm mua bán điện năng lắp đặt tại vị trí đấu nối ..... vào lưới điện truyền
tải.
3.
Ranh giới đầu tư
4.
Yêu cầu về giải pháp kỹ thuật
5.
Các tài liệu kèm theo
a) Tài
liệu đính kèm 01: ...
b) Tài
liệu đính kèm 02: ...
c) Tài
liệu đính kèm 03: ...
d) Tài
liệu đính kèm 04: ...
đ) Tài liệu
đính kèm 05: ...
e) Tài
liệu đính kèm 06: ...
g) Tài liệu
đính kèm 07: ...
Điều
2. Trách nhiệm của các bên
1.
Trách nhiệm của Bên A
[Tên
Đơn vị truyền tải điện] có trách nhiệm đầu tư xây dựng
lưới điện truyền tải để kết nối với lưới điện của [tên khách hàng có nhu cầu
đấu nối] theo đúng ranh giới đầu tư xây dựng quy định tại Khoản 3 Điều 1 của
Thỏa thuận đấu nối này.
2.
Trách nhiệm của Bên B
a)
[Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm đầu tư xây dựng hệ thống
lưới điện trong phạm vi quản lý theo các mô tả kỹ thuật tại Tài liệu đính kèm
3, tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có liên
quan.
b)
[Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm quản lý, vận hành hệ
thống điện hoặc nhà máy điện tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và các
quy định khác có liên quan.
Điều
5. Ngày đấu nối
Ngày
đấu nối dự kiến là ……………(ngày, tháng, năm).
Điều
6. Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung
Chi
phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 51
Thông tư số …/2016/TT-BCT ngày…tháng…năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống
điện truyền tải được hai bên thống nhất như sau:
1. ………..
2. ………..
Điều 7.
Tách đấu nối
1. Bên B có quyền đề nghị tách đấu
nối tự nguyện trong các trường hợp cụ thể quy định tại Tài liệu đính kèm số 6
và phải tuân thủ các quy định có liên quan tại Thông tư số …/2016/TT-BCT
ngày tháng năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền
tải.
2. Bên A có quyền tách đấu nối bắt
buộc trong các trường hợp quy định tại Điều 57 Thông tư số …/2016/TT-BCT
ngày tháng năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền
tải.
Điều
8. Các thoả thuận khác
1. Trong
quá trình vận hành, khi có sự thay đổi hay sửa chữa liên quan tới điểm đấu nối
hoặc thiết bị đấu nối, bên có thay đổi phải thông báo bằng văn bản và gửi các
tài liệu kỹ thuật liên quan tới bên kia; soạn thảo Phụ lục Thỏa thuận đấu nối để
cả hai bên ký làm tài liệu kèm theo Thoả thuận đấu nối này.
2. ………
3. ………
Điều
9. Hiệu lực thi hành
1. Thỏa
thuận đấu nối này có hiệu lực kể từ ngày ký.
2. Thời hạn
có hiệu lực của Thỏa thuận đấu nối:
3. Thỏa
thuận đấu nối này được làm thành 04 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản./.
|
ĐẠI DIỆN Bên B
(Tên, chức danh)
|
ĐẠI DIỆN Bên A
(Tên, chức danh)
|
Tài
liệu đính kèm 1
Sơ
đồ 01 sợi tại khu vực đấu nối
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
Tài
liệu đính kèm 02 quy định ranh giới sở hữu, quản lý vận hành
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
Ngày……tháng……..năm………
Tên
Trạm biến áp:
Địa
điểm:
Địa
chỉ:
Số
điện thoại:
Nhân
viên vận hành lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện (Tên):
Nhân
viên vận hành của Khách hàng có nhu cầu đấu nối (Tên):
Điểm
đấu nối:
Ranh
giới sở hữu, quản lý vận hành:
Giám
đốc/ Trưởng Trạm
(Ký
và ghi tên)
|
Nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện
(Ký và ghi tên)
|
Nhân viên vận
hành của Khách hàng có nhu cầu đấu nối
(Ký và ghi tên)
|
Tài liệu
đính kèm 03
Danh sách
thiết bị sở hữu cố định tại điểm đấu nối
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
I. Thiết
bị chính (bao gồm đường dây truyền tải điện và trạm biến áp)
1. Số,
tên của thiết bị:
2. Mô tả
kỹ thuật chính:
3. Nhà đầu
tư/ chủ sở hữu:
4. Các
thông tin cần thiết khác:
5. Nhận
xét:
II. Thiết
bị thứ cấp
1. Số/tên
thiết bị:
2. Mô tả
kỹ thuật chính:
3. Nhà đầu
tư/ chủ sở hữu:
4. Các
thông tin cần thiết khác:
5. Nhận
xét:
III. Hệ
thống đo đếm
1. Số/tên
thiết bị:
2. Mô tả
kỹ thuật chính:
3. Nhà đầu
tư/ chủ sở hữu:
4. Các
thông tin cần thiết khác:
5. Nhận
xét:
IV. Các
thiết bị khác liên quan đến điểm đấu nối
1. Số/
tên thiết bị:
2. Thông
số kỹ thuật chính:
3. Nhà đầu
tư/ chủ sở hữu:
4. Các
thông tin cần thiết khác:
5. Nhận
xét:
Tài liệu
đính kèm 04
Mô tả kỹ
thuật thiết bị điện liên quan tới điểm đấu nối của khách hàng có
nhu cầu đấu nối
Bao
gồm các dữ liệu cập nhật sửa đổi sơ đấu nối vào lưới điện truyền tải, đã được cập
nhật và/hoặc sửa đổi.
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
Tài
liệu đính kèm 05
Mô
tả Danh sách các dữ liệu truyền về hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận
hành hệ thống và thị trường điện, hệ thống kỹ
thuật thiết bị đầu cuối RTU/Gateway liên quan tới đấu nối của khách hàng có
nhu cầu đấu nối
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
Tài
liệu đính kèm 06
Đề
nghị tách đấu nối tự nguyện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
Mô
tả các trường hợp mà Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đề xuất tách đấu nối
tạm thời và các trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với từng
trường hợp.
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)
Tài
liệu đính kèm 07
Các
yêu cầu cụ thể về trang bị hệ thống PSS, PMU, AGC, hệ thống rơ le bảo vệ, thỏa
thuận phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối giữa
Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải
(Kèm
theo thỏa thuận đấu nối số………)