BỘ CÔNG NGHIỆP
******
|
CỘNG
HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
********
|
Số: 37/2006/QĐ-BCN
|
Hà Nội, ngày 16 tháng 10 năm 2006
|
QUYẾT ĐỊNH
VỀ VIỆC BAN HÀNH QUY ĐỊNH ĐẤU NỐI VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG
NGHIỆP
Căn cứ
Nghị định số 55/2003/NĐ-CP ngày 28 tháng 5 năm 2003 của Chính phủ quy định chức
năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công nghiệp;
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;
Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy
định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;
Theo đề nghị của Vụ trưởng Vụ Khoa học, Công nghệ,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều
1. Ban hành kèm theo Quyết định này “Quy định đấu nối vào hệ
thống điện quốc gia”.
Điều
2. Quyết định này có hiệu lực sau 15 ngày, kể từ ngày đăng Công
báo.
Điều
3. Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan
thuộc Chính phủ, Uỷ ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương và các
tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi
nhận
Như Điều 3,
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao,
- Toà án nhân dân tối cao,
- Phòng Thương mại và công nghiệp Việt Nam,
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam,
- Các cơ quan, đơn vị trực thuộc Bộ,
- Cục Kiểm tra văn bản - Bộ Tư pháp,
- Công báo,
- Lưu: VT, KHCN, PC
|
BỘ
TRƯỞNG
Hoàng Trung Hải
|
QUY
ĐỊNH
ĐẤU NỐI VÀO HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
(Ban hành kèm theo Quyết định số 37/2006/QĐ-BCN ngày 16 tháng
10 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp)
Chương
I
NHỮNG
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều
1. Phạm vi điều chỉnh
Quy định này xác định:
1. Những Tiêu chuẩn, điều kiện
liên quan đến việc đấu nối trang thiết bị điện, Lưới điện và nhà máy điện của
tổ chức, cá nhân (gọi chung là đối tác) trên lãnh thổ Việt Nam
vào hệ thống điện quốc gia ở cấp điện áp từ 1000V trở lên.
2. Quan hệ giữa các đơn vị
phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, điều độ hệ thống điện và tổ chức,
cá nhân có nhu cầu đấu nối trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện vào
hệ thống điện quốc gia ở cấp điện áp từ 1000V trở lên trong quá trình chuẩn bị,
thực hiện và duy trì đấu nối.
Điều
2. Đối tượng áp dụng
Quy định này áp dụng đối với:
1. Các đơn vị điện lực hoạt
động trong lĩnh vực phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, điều độ hệ
thống điện trên lãnh thổ Việt Nam.
2. Các đối tác có trang thiết
bị điện, lưới điện và nhà máy điện trên lãnh thổ Việt Nam
có nhu cầu đấu nối vào hệ thống điện quốc gia hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện
tại.
Điều
3. Giải thích từ ngữ
Trong Quy định này, những từ
ngữ sau đây được hiểu như sau:
1. Đơn vị điều độ là
đơn vị thực hiện công tác điều độ hệ thống điện. Tuỳ thuộc vai trò, quy mô, vị
trí địa lý, cấp điện áp đấu nối, lưới/nhà máy điện của đối tác sẽ đặt dưới
quyền điều khiển của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Trung tâm Điều
độ hệ thống điện miền hay đơn vị Điều độ phân phối.
2. Cấp điện áp là một
trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống.
Hạ áp là
điện áp dưới 1000V.
Trung áp là cấp
điện áp từ 1000V đến 35kV.
Cao áp là cấp
điện áp danh định trên 35kV tới 220kV.
Siêu cao áp là điện
áp danh định trên 220kV.
3. Cấp điều độ có quyền
điều khiển là cấp điều độ có quyền ra lệnh chỉ huy điều độ thay đổi chế độ
làm việc của thiết bị. Mọi sự thay đổi chế độ làm việc của thiết bị chỉ được
tiến hành theo lệnh chỉ huy điều độ trực tiếp của cấp điều độ này.
4. Cấp điều độ có quyền
kiểm tra là cấp điều độ có quyền cho phép ra lệnh chỉ huy điều độ thay đổi
hoặc nắm các thông tin về chế độ làm việc của thiết bị không thuộc quyền điều
khiển của mình. Mọi lệnh chỉ huy điều độ thay đổi chế độ làm việc của thiết bị phải
được sự cho phép của cấp điều độ này và sau khi thực hiện xong lệnh chỉ huy
điều độ thay đổi chế độ làm việc phải báo lại kết quả cho cấp điều độ này.
5. Điện áp vận hành
(Operating voltage) là giá trị điện áp hệ thống trong điều kiện bình thường
được đo tại một thời điểm xác định và tại một điểm đã cho trong hệ thống.
6. Độ lệch điện áp (Voltage
deviation) là sự khác nhau, giữa điện áp ở một điểm, tại một thời điểm đã
cho trong hệ thống với một điện áp chuẩn (điện áp chuẩn có thể là điện áp danh
định, giá trị trung bình của điện áp vận hành, điện áp cung cấp theo Hợp đồng).
Độ lệch điện áp thường được thể hiện theo phần trăm.
7. Điều chỉnh tự động công
suất phát nhà máy điện AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation
Control) là cơ chế điều khiển sự 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
đạt được chi phí nhỏ nhất trong vận hành các tổ máy phát điện.
8. Điều chỉnh tần số sơ cấp
là hoạt động được thực hiện tự động bằng bộ điều chỉnh tốc độ của tuốc bin
máy phát điện theo tốc độ và biên độ biến đổi tần số.
9. Điều chỉnh tần số thứ
cấp là hoạt động nhằm đưa tần số về giá trị định mức sau khi cấp điều chỉnh
tần số sơ cấp đã kết thúc thông qua tác động của hệ thống AGC, hệ thống sa thải
phụ tải theo tần số hoặc lệnh của điều độ hệ thống điện.
10. Độ tin cậy của hệ thống
điện là chỉ tiêu xác định khả năng của hệ thống điện đảm bảo cung cấp điện
liên tục cho phụ tải.
11. Độ tin cậy tác động của
hệ thống bảo vệ là chỉ tiêu xác định khả năng sẵn sàng của hệ thống bảo vệ
gửi lệnh cắt tới các máy cắt liên quan với phần tử hệ thống điện bị sự cố.
12. Đối tác là tổ chức,
cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện có nhu cầu đấu nối
vào hệ thống điện quốc gia hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại.
13. Đơn vị quản lý lưới
điện là các đơn vị quản lý toàn bộ hoặc một phần lưới điện truyền tải hoặc
phân phối thuộc hệ thống điện quốc gia.
14. Hệ số sự cố 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 2 pha chạm đất).
15. Hệ thống điện là
một tổ hợp các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ
trợ được liên kết với nhau.
16. Hệ thống điều khiển máy
tính phân tán DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là hệ
thống các máy tính được nối với nhau thành mạng điều khiển thống nhất nhằm mục
đích giảm thiểu các ảnh hưởng do sự cố ở một trong các phần tử điều khiển trong
mạng.
17. Hệ thống SCADA (viết
tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition System) là hệ
thống giám sát, điều khiển và thu thập các dữ liệu vận hành của hệ thống điện
và truyền về hệ thống máy tính trung tâm để xử lý và hiển thị tại các đơn vị
điều độ.
18. Hệ thống quản lý Năng
lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ thống
phần mềm trợ giúp cho vận hành hệ thống điện tại các đơn vị điều độ.
19. Hệ thống quản lý lưới
phân phối DMS (viết tắt theo tiếng Anh: Distribution Management System) là
hệ thống phần mềm trợ giúp cho vận hành lưới điện phân phối tại các đơn vị điều
độ.
20. Hệ thống tự động sa
thải phụ tải theo tần số là tổ hợp các thiết bị nhằm sa thải phụ tải khi
tần số hệ thống điện giảm xuống dưới ngưỡng đặt trước nhờ tác động của rơle tần
số thấp.
21. Hoà đồng bộ là thao
tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối 2 phần của hệ thống điện
với nhau.
22. Khả năng Khởi động đen
là khả năng của một nhà máy có thể khởi động ít nhất một tổ máy từ trạng
thái dừng hoàn toàn và hoà đồng bộ vào lưới mà không cần nhận điện từ lưới
truyền tải hoặc lưới phân phối khu vực.
23. Khởi động đen là quá
trình khôi phục lại một phần hoặc toàn bộ hệ thống điện từ trạng thái ngừng toàn
bộ hoặc một phần bằng cách sử dụng các tổ máy có khả năng khởi động đen.
24. Lưới điện là hệ
thống đường dây tải điện, máy biến áp và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn
điện.
25. Lưới điện truyền tải là
lưới điện có cấp điện áp từ 110kV trở lên.
26. Lưới điện phân phối là
lưới điện có cấp điện áp dưới 110kV.
27. Mức nhấp nháy điện áp
ngắn hạn Pst là giá trị đo được trong khoảng thời gian 10 phút bằng thiết
bị đo tiêu chuẩn theo IEC868.
Pst95% là ngưỡng giá trị của
Pst sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95% số vị trí
đo Pst không vượt quá giá trị này.
28. Mức nhấp nháy điện áp
dài hạn Plt được tính từ 12 kết quả đo Pst liên tiếp (sau khoảng thời gian 2
giờ) theo công thức:
Plt95% là ngưỡng giá trị của
Plt sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95% số vị trí
đo Plt không vượt quá giá trị này.
29. Ngày nối lưới là
ngày thực hiện trong thực tế việc đấu nối lưới điện của đối tác với hệ thống
điện quốc gia.
30. Ngày chạy thử là
ngày đối tác cho vận hành thử lưới điện của mình được quy định trong Hợp đồng
mua bán điện.
31. Ngày vận hành thương
mại là ngày đối tác chính thức nhận (phát) điện từ (vào) lưới của đơn vị
điện lực được quy định trong hợp đồng mua bán điện.
32. Thiết bị đầu cuối RTU
(viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit) là thiết bị đặt tại trạm
điện phục vụ việc thu thập và biến đổi dữ liệu để truyền về máy tính trung tâm
của hệ thống SCADA/EMS hoặc SCADA/DMS tại các đơn vị điều độ.
33. Thiết bị tự động điều
chỉnh kích từ AVR (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) là
thiết bị tự động điều khiển điện áp đầu cực máy phát thông qua tác động vào hệ
thống kích từ của máy phát.
34. 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
giảm mức dao động cho hệ thống điện.
35. Trạm đấu nối là nơi
lắp đặt thiết bị điện của đối tác để đấu nối vào điểm đấu nối.
Chương
II
ĐẶC
TÍNH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều
4. Tần số
1. Tần số định mức của hệ
thống điện Việt Nam là 50Hz. Trong điều kiện bình thường, tần số hệ thống điện
được dao động trong phạm vi ± 0,2Hz so với tần số định mức 50Hz. Trường hợp hệ
thống điện chưa ổn định, cho phép độ lệch tần số là ± 0,5Hz.
2. Tần số trong hệ thống điện
được điều khiển ở hai mức: điều khiển tần số sơ cấp và điều khiển tần số thứ
cấp.
Điều
5. Điện áp
1. Các cấp điện áp danh định
trong hệ thống điện là 500kV, 220kV, 110kV, 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV và
0.4kV.
2. Trong điều kiện làm việc
bình thường và khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong hệ thống điện, điện áp vận hành
trên lưới được cho trong Bảng 2.1.
Bảng 2.1 Điện áp vận hành trên
lưới cho phép theo các cấp điện áp
|
Cấp điện áp
|
Trong chế độ làm việc bình
thường
|
Trong chế độ sự cốđơn lẻ
|
|
500kV
|
475 - 525
|
450 - 550
|
|
220kV
|
209 - 242
|
198 - 242
|
|
110kV
|
104 - 121
|
99 - 121
|
|
Trung áp
|
± 10%
|
± 10%
|
3. 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 và/hoặc tăng quá 110% điện áp danh định ở các pha không bị sự cố
cho đến khi sự cố được loại trừ.
4. Cho phép mức dao động điện
áp tạm thời lớn hơn ± 10% so với điện áp danh định khi xảy ra sự cố nghiêm
trọng và trong quá trình khôi phục hệ thống.
5. Bên cung cấp và khách hàng
có thể thỏa thuận trị số điện áp tại điểm đấu nối, trị số này có thể cao hơn
hoặc thấp hơn các giá trị trong Bảng 2.1
Điều
6. Cân bằng pha
Trong chế độ làm việc bình
thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không vượt quá 3% điện áp danh
định (đối với cấp điện áp từ 110kV trở lên) hoặc 5% điện áp danh định (đối với
cấp điện áp dưới 110kV).
Điều
7. Sóng hài
Giá trị cực đại cho phép (tính
theo % điện áp danh định) của tổng mức biến dạng điện áp gây ra bởi các thành
phần sóng hài bậc cao đối với các cấp điện áp được quy định trong Bảng 2.2.
Bảng 2.2 Độ biến dạng điện áp
do sóng hài
|
Cấp điện áp
|
Tổng biến dạng
|
|
110, 220, 500kV
|
3,0
|
|
Trung áp
|
6,5
|
1. Các đơn vị quản lý lưới
điện có trách nhiệm theo dõi và kiểm soát để mức biến dạng điện áp do sóng hài
trong lưới điện thuộc quyền quản lý không vượt quá các mức quy định trong Bảng
2.2 ở điều kiện vận hành bình thường.
2. Căn cứ các giá trị quy định
trong Bảng 2.2, Cục Điều tiết điện lực chủ trì xây dựng và trình Bộ trưởng Bộ
Công nghiệp ban hành Quy trình kiểm tra và giám sát mức độ phát sóng hài của
các thiết bị của đối tác khi đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
Điều
8. Mức nhấp nháy điện áp
1. Mức nhấp nháy điện áp tối
đa cho phép trong lưới điện truyền tải và phân phối được quy định trong Bảng
2.3.
Bảng 2.3 Mức nhấp nháy điện áp
|
Cấp điện áp
|
Plt95%
|
Pst95%
|
|
110, 220, 500kV
|
0,6
|
0,8
|
|
Trung áp
|
0,8
|
1,0
|
1. Các đơn vị quản lý lưới
điện có trách nhiệm theo dõi và kiểm soát mức nhấp nháy điện áp trong lưới điện
thuộc quyền quản lý không vượt quá các mức quy định trong Bảng 2.3 ở điều kiện
vận hành bình thường.
2. Căn cứ các giá trị quy định
trong Bảng 2.3, Cục Điều tiết điện lực chủ trì xây dựng và trình Bộ trưởng Bộ
Công nghiệp ban hành Quy trình kiểm tra và giám sát mức độ nhấp nháy điện áp do
các thiết bị của đối tác gây ra khi đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
Điều
9. Dao động điện áp
Mức dao động điện áp tại điểm
đấu nối ở cấp điện áp 110kV trở lên do phụ tải dao động không theo chu kỳ gây
ra không được vượt quá 2,5% điện áp vận hành.
Điều
10. Chế độ nối đất trung tính
Chế độ nối đất trung tính
trong hệ thống điện quy định trong Bảng 2.4.
Bảng 2.4 Chế độ nối đất trung
tính
|
Cấp điện áp
|
Chế độ làm việc của điểm
trung tính
|
|
110, 220, 500kV
|
Nối đất trực tiếp
|
|
35 kV
|
Nối đất qua cuộn dập hồ
quang/cách ly/trực tiếp
|
|
15, 22 kV
|
Nối đất trực tiếp
|
|
6, 10 kV
|
Cách ly
|
Điều
11. Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ ngắn mạch
Trị số dòng ngắn mạch lớn nhất
và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch của các bảo vệ chính trong hệ thống điện
quy định trong Bảng 2.5.
Bảng 2.5 Dòng và thời gian
loại trừ ngắn mạch
|
Cấp điện áp
|
Dòng ngắn mạch lớn nhất (kA)
|
Thời gian tối đa loại trừ
ngắn mạch bằng bảo vệ chính (ms)
|
|
500kV
|
40
|
80
|
|
220kV
|
40
|
100
|
|
110kV
|
31,5
|
150
|
|
Trung áp
|
25
|
500
|
Điều
12. Hệ số chạm đất
Hệ số sự cố chạm đất của lưới
điện từ cấp điện áp 110kV trở lên không được vượt quá 1,4.
Chương
III
ĐIỂM
ĐẤU NỐI VÀ RANH GIỚI PHÂN ĐỊNH TÀI SẢN
Điều
13. Điểm đấu nối
1. Điểm đấu nối là điểm nối
trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của đối tác vào hệ thống điện.
2. Điểm đấu nối được mô tả chi
tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong thoả thuận đấu nối.
Điều
14. Ranh giới phân định tài sản
1. Điểm đấu nối là ranh giới
phân định tài sản giữa đơn vị quản lý lưới điện và đối tác.
2. Tài sản các bên tại ranh
giới phân định phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên
quan trong thỏa thuận đấu nối.
3. Trừ trường hợp có thỏa
thuận khác, tài sản thuộc sở hữu của bên nào do bên đó có trách nhiệm đầu tư
xây dựng, Thử nghiệm, vận hành và Bảo dưỡng theo các tiêu chuẩn và quy định của
pháp luật.
Chương
IV
ĐIỀU
KIỆN ĐẤU NỐI
Mục 1
ĐIỀU
KIỆN CHUNG ĐỂ ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN
Điều
15. Các yêu cầu chung
1. Việc đấu nối trang thiết bị
điện, lưới điện và nhà máy điện của đối tác vào hệ thống điện quốc gia phải
tuân theo Quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có Thẩm quyền
phê duyệt.
Trường hợp nhu cầu đấu nối của
đối tác nằm ngoài Quy hoạch phát triển điện lực được duyệt, đối tác có trách
nhiệm đề nghị cơ quan nhà nước có thẩm quyền tiến hành các công việc liên quan
nhằm điều chỉnh quy hoạch.
2. Đối tác phải cam kết xây
dựng và vận hành trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của mình phù
hợp với Quy định này và các tiêu chuẩn, quy phạm, quy trình có liên quan.
3. Trước và sau khi đấu nối
vào hệ thống điện quốc gia, đối tác có trách nhiệm tuân thủ Quy trình kiểm tra
và giám sát mức phát sóng hài, nhấp nháy điện áp do Bộ Công nghiệp ban hành.
Trường hợp các kết quả tính
toán hoặc kiểm tra theo Quy trình do Bộ Công nghiệp ban hành cho thấy mức phát
sóng hài và nhấp nháy điện áp do đối tác gây ra vượt quá quy định, đối tác có
trách nhiệm tiến hành các biện pháp thích hợp để giảm các giá trị đó xuống dưới
mức cho phép và phải được đơn vị quản lý lưới điện chấp thuận bằng văn bản.
4. Đơn vị quản lý lưới điện và
đối tác có thể thỏa thuận các chỉ tiêu kỹ thuật, đặc tính vận hành hệ thống
điện khác với quy định tại Chương II Quy định này nhưng phải được thực hiện
bằng văn bản và ghi rõ trong thỏa thuận đấu nối.
5. Đơn vị quản lý lưới điện có
quyền từ chối đề nghị đấu nối hoặc tách đấu nối của đối tác ra khỏi hệ thống
điện quốc gia nếu đối tác vi phạm Quy định này và các quy định của pháp luật về
an toàn và kỹ thuật.
6. Trường hợp cơ quan có thẩm
quyền sửa đổi, bổ sung hoặc ban hành mới các quy định trong khoảng thời gian từ
sau khi ký thoả thuận đấu nối đến trước thời điểm đóng điện điểm đấu nối nhưng
gây ảnh hưởng đến việc lựa chọn thiết bị của đối tác, đối tác có trách nhiệm
báo cáo Bộ Công nghiệp để giải quyết.
7. Cấp điện áp đấu nối lưới
điện của đối tác vào hệ thống điện phải được xác định bằng các nghiên cứu kinh
tế - kỹ thuật.
a) Trường hợp đối tác muốn đấu
nối vào hệ thống điện quốc gia ở cấp điện áp khác với cấp điện áp đã thoả thuận
với đơn vị quản lý lưới điện, đối tác phải chịu mọi chi phí cho việc đầu tư bổ
sung thiết bị trong hệ thống điện quốc gia để đáp ứng yêu cầu của đối tác.
b) Các bước khảo sát, thiết
kế, trình duyệt, Thẩm định và phê duyệt đề án thiết kế điểm đấu nối, thử
nghiệm, nghiệm thu các công trình liên quan đến điểm đấu nối phải tuân theo các
trình tự và thủ tục được các cơ quan có thẩm quyền ban hành.
c) Đối với mỗi điểm đấu nối,
đối tác có trách nhiệm lập các bản vẽ sơ đồ đấu nối điện chính, mặt bằng bố trí
thiết bị điện, hệ thống bảo vệ, tự động, điều khiển, đo lường và các bản vẽ
liên quan khác.
d) Sơ đồ đấu nối điện chính
phải bao gồm toàn bộ các thiết bị trung/cao áp tại trạm đấu nối và phải thể
hiện được liên kết giữa hệ thống điện của đối tác và hệ thống điện quốc gia.
Các trang thiết bị điện được mô tả bằng các biểu tượng và ký hiệu phải được các
đơn vị điều độ đánh số theo quy định hiện hành. Tên gọi các đường dây và trạm
của phía đối tác phải được thoả thuận với đơn vị quản lý lưới điện để tránh
trùng lặp, nhầm lẫn trong quá trình vận hành.
đ) Trường hợp đối tác dự định
thay đổi sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có liên quan đến điểm
đấu nối, đối tác có trách nhiệm thông báo với đơn vị quản lý lưới điện trước
khi đầu tư và thực hiện các thay đổi đó. Các thay đổi sau đó phải được cập nhật
trong các hồ sơ liên quan đến điểm đấu nối.
Mục 2
ĐIỀU
KIỆN ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN CẤP ĐIỆN ÁP TỪ 110 kV TRỞ LÊN
Điều
16. Yêu cầu đối với thiết bị của đối tác tại điểm đấu nối
1. Các máy cắt của đối tác 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 có thể xảy ra
tại điểm đấu nối.
2. Máy cắt thực hiện thao tác
đấu nối với hệ thống điện quốc gia phải được trang bị hệ thống kiểm tra 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 khi sửa chữa, bảo dưỡng thiết bị,
trừ trường hợp có thoả thuận khác với đơn vị quản lý lưới điện.
Điều
17. Yêu cầu về hệ thống bảo vệ rơ le
1. Đối tác có trách nhiệm
thiết kế, lắp đặt và thử nghiệm hệ thống bảo vệ rơ le trong hệ thống điện của
mình nhằm đạt được các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy và tính chọn lọc khi
loại trừ sự cố. Phạm vi và cách bố trí thiết bị bảo vệ rơ le cho tổ máy phát,
máy biến áp, thanh cái và đường dây xuất tuyến nối vào hệ thống điện quốc gia
do đối tác quản lý phải phù hợp với tiêu chuẩn và quy phạm hiện hành.
2. Việc phối hợp các thiết bị
bảo vệ rơle tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa đối tác và đơn vị quản
lý lưới điện.
3. Thiết bị bảo vệ rơ le liên
quan đến điểm đấu nối phải được chỉnh định theo phiếu do cấp điều độ có quyền
điều khiển đối với các thiết bị tại điểm đấu nối ban hành.
4. Thời gian loại trừ sự cố
xảy ra trên các phần tử trong hệ thống điện của đối tác bằng các bảo vệ rơ le
chính không vượt quá các giá trị trong Bảng 2.5 Chương II Quy định này.
5. Đường dây tải điện đấu nối
hệ thống điện của đối tác vào hệ thống điện quốc gia phải được trang bị các
thiết bị bảo vệ rơ le phù hợp với các quy định của đơn vị quản lý lưới điện. Số
lượng bảo vệ tối thiểu được quy định như sau:
a) Đường dây cấp điện áp 220kV
trở lên phải có 2 bảo vệ chính có tốc độ cao và một số thiết bị bảo vệ dự
phòng.
b) Đường dây 110kV phải có một
bảo vệ chính, một số thiết bị bảo vệ dự phòng.
6. Đối tác phải trang bị bảo
vệ chống máy cắt từ chối tại tất cả các máy cắt của mình có liên hệ với điểm
đấu nối. Khi máy cắt nối trực tiếp với điểm đấu nối không cắt được sự cố, bảo
vệ chống máy cắt từ chối phải khởi động cắt không trì hoãn tất cả các máy cắt
liên quan với điểm sự cố trong vòng 60 mi-li giây tiếp theo.
Trong một số trường hợp, thiết
bị bảo vệ rơ le trong lưới điện của đối tác có thể được phép gửi lệnh đi cắt
các máy cắt ở cấp điện áp cao hơn cấp điện áp đấu nối trong hệ thống điện quốc
gia, nhưng phải được sự thỏa thuận của cấp điều độ có quyền điều khiển đối với
các máy cắt này và phải được ghi trong thỏa thuận đấu nối.
7. Lưới điện từ cấp điện áp
110kV trở lên của đối tác phải được trang bị thiết bị tự động đóng lặp lại sau
sự cố phù hợp với yêu cầu của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và Trung
tâm Điều độ hệ thống điện miền liên quan.
8. Độ tin cậy tác động của hệ
thống rơ le bảo vệ của đối tác không được nhỏ hơn 99%.
Điều
18. Yêu cầu về Hệ thống thông tin
1. Trừ trường hợp có thoả
thuận khác, đối tác có trách nhiệm lắp đặt hệ thống thông tin trong phạm vi
quản lý của mình và kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của đơn vị quản
lý lưới điện và các Trung tâm điều độ hệ thống điện liên quan nhằm phục vụ
thông tin liên lạc và truyền dữ liệu. Để đảm bảo kết nối thành công, các thiết
bị của đối tác phải tương thích với hệ thống thông tin hiện có của đơn vị quản
lý lưới điện và các Trung tâm Điều độ hệ thống điện.
2. Đơn vị quản lý lưới điện,
Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và Trung tâm Điều độ miền liên quan có
trách nhiệm thông báo cho đối tác các yêu cầu về thông tin liên lạc và truyền
dữ liệu đồng thời phối hợp với đối tác trong quá trình thử nghiệm, nghiệm thu
và tích hợp hệ thống thông tin của đối tác vào hệ thống thông tin hiện có do
các đơn vị quản lý.
3. Yêu cầu về hệ thống thông
tin phải được mô tả rõ trong thỏa thuận đấu nối.
Điều
19. Thiết bị thu thập và truyền dữ liệu phục vụ SCADA
1. Đối tác có trách nhiệm lắp
đặt, thử nghiệm, nghiệm thu và kết nối thiết bị thu thập và truyền trực tiếp dữ
liệu từ các phần tử và các điểm nút trong lưới điện của mình với hệ thống
SCADA/EMS của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và/hoặc Trung tâm Điều
độ hệ thống điện miền liên quan.
Tuỳ từng trường hợp, đối tác
có thể lắp đặt thiết bị đầu cuối (RTU) hoặc sử dụng hệ thống điều khiển máy
tính làm thiết bị thu thập và truyền dữ liệu.
2. Thiết bị thu thập và truyền
trực tiếp dữ liệu của đối tác phải tương thích với các yêu cầu về thủ tục kết
nối với hệ thống SCADA/EMS và các quy cách kỹ thuật của modem tại các Trung tâm
Điều độ hệ thống điện liên quan.
Trường hợp hệ thống SCADA/EMS
có sự thay đổi sau thời điểm ký thoả thuận đấu nối, các Trung tâm Điều độ hệ
thống điện có trách nhiệm thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết để các thiết bị
của đối tác tương thích với các thay đổi của hệ thống SCADA/EMS.
3. Việc kết nối giữa thiết bị
thu thập và truyền dữ liệu của đối tác với hệ thống SCADA/EMS hiện có của Trung
tâm Điều độ hệ thống điện thực hiện theo nguyên tắc phối hợp trong đó mỗi bên
tự tiến hành các công việc cần thiết trên hệ thống của mình nhưng đối tác có
trách nhiệm đảm bảo sự tương thích của thiết bị với hệ thống SCADA/EMS hiện có.
4. Các nhà máy điện của đối
tác có công suất danh định từ 50MW trở lên phải được trang bị hệ thống điều
khiển máy tính phân tán (DCS) có hai (02) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và
độc lập với hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và
Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền nơi đặt nhà máy, trừ trường hợp có thỏa
thuận khác.
Các nhà máy điện của đối tác
có công suất danh định lớn hơn 10MW và nhỏ hơn 50MW đấu nối trực tiếp vào lưới
điện 110kV trở lên có thể lựa chọn phương án trang bị hệ thống điều khiển phân
tán DCS hoặc thiết bị đầu cuối RTU, có hai (02) cổng kết nối trực tiếp, đồng
thời và độc lập với hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc
gia và Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền nơi đặt nhà máy, trừ trường hợp có
thỏa thuận khác.
Đối với các nhà máy điện của
đối tác có công suất danh định nhỏ hơn 10MW đấu nối trực tiếp vào lưới điện
110kV trở lên, yêu cầu đấu nối với các hệ thống SCADA/EMS được thỏa thuận giữa
các bên tuỳ theo từng trường hợp cụ thể và phải được ghi rõ trong thỏa thuận
đấu nối.
5. Danh sách các dữ liệu
truyền về hệ thống SCADA/EMS phải được đối tác thoả thuận với các Trung tâm
Điều độ hệ thống điện và ghi rõ trong thỏa thuận đấu nối nhưng ít nhất phải bao
gồm các dữ liệu sau:
a) Các dữ liệu trạng thái:
- Tổ máy phát (vận hành/không
vận hành), (nếu có);
- Máy cắt của máy phát
(đóng/cắt/không xác định ), (nếu có);
- Máy cắt của trạm biến áp
hoặc sân phân phối (đóng/cắt/không xác định);
- Dao cách ly (đóng/mở);
- Vị trí nấc điều chỉnh điện
áp của máy biến áp.
b) Các Dữ liệu thông số vận
hành:
- Điện áp thanh cái (V);
- Công suất tác dụng và phản
kháng của các đường dây đến và đi (W/VAr);
- Công suất đang phát của tổ
máy (W/VAr), (nếu có);
- Tần số (Hz);
- Dòng điện (A).
c) Các dữ liệu của mạch đo
đếm:
- Điện năng phát của tổ máy
(Wh/VArh), (nếu có);
- Điện năng truyền tải trên
các lộ đường dây đến và đi (Wh/VArh).
d) Các dữ liệu điều khiển đầu
ra:
- Máy cắt trạm biến áp hoặc
sân phân phối (đóng/cắt);
- Máy cắt các xuất tuyến
(đóng/cắt);
- Dao cách ly truyền động bằng
động cơ (đóng/mở);
- Nấc điều chỉnh điện áp;
đ) Các tín hiệu báo động quan
trọng khác theo yêu cầu của các Trung tâm Điều độ hệ thống điện.
Các yêu cầu khác (nếu có) đối
với thiết bị thu thập và truyền trực tiếp dữ liệu phải được ghi trong hợp đồng
mua bán điện và/hoặc thỏa thuận đấu nối.
Điều
20. Khả năng huy động và điều khiển công suất tác dụng của tổ máy phát điện
1. Các tổ máy phát 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 0,90 ứng với chế độ nhận công suất
phản kháng tại cực của máy phát, phù hợp với đặc tính công suất phản kháng của
tổ máy.
2. Các tổ máy phát điện không
đồng bộ phải được trang bị các tụ bù ngang để đảm bảo hệ số công suất tại điểm
đấu nối nằm trong dải được quy định tại khoản 1 Điều này.
3. Các tổ máy phát điện phải
có khả năng tham gia vào việc điều khiển tần số và điều khiển điện áp trong hệ
thống điện thông qua việc điều khiển liên tục công suất tác dụng và công suất
phản kháng của máy phát.
4. Trong điều kiện bình
thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện trong phạm vi cho
phép theo quy định tại Điều 5 Chương II không được ảnh hưởng đến lượng công
suất tác dụng đang phát và khả năng phát toàn bộ công suất phản kháng của máy
phát điện nối trực tiếp với lưới điện.
5. Các tổ máy phát điện phải
có khả năng liên tục phát công suất tác dụng danh định trong dải tần số từ
49,5Hz đến 50,5Hz. Trong dải tần số 47 đến 49,5Hz, mức giảm công suất không
được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống, phù
hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy.
6. Các tổ máy phát điện phải
có khả năng duy trì vận hành và phát công suất khi tần số dao động trong khoảng
từ 47Hz đến 52Hz. Trường hợp đặc biệt, đơn vị điều độ hệ thống điện có thể cho
phép rơ le tần số hoặc rơ le tốc độ thay đổi tần số cắt tổ máy phát đang hoạt động
trong dải tần số này khi có lý do kỹ thuật xác đáng. Trong trường hợp tần số
vượt ra khỏi giới hạn 47-52Hz, nhà máy điện có quyền quyết định tiến hành khẩn
cấp các biện pháp cần thiết để đảm bảo an toàn cho trang thiết bị và các nhân
viên vận hành.
7. Tổ máy phát điện phải có
khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện như quy định
tại Điều 6 Quy định này.
8. Các tổ máy phát điện phải
có khả năng 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 lưới.
8. Các tổ máy phát điện và nhà
máy điện của đối tác phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:
a) Vượt tốc tới 10%;
b) Tải không cân bằng giữa 3
pha từ 5 - 10%;
c) Hệ số đáp ứng của kích từ
lớn hơn 0,5%;
d) Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ
hơn 5%.
Điều
21. Hệ thống kích từ tổ máy phát điện
1. Hệ thống kích từ của máy
phát phải đảm bảo cho máy phát có thể làm việc với dải hệ số công suất quy định
tại Điều 20 Quy định này.
2. Tổ máy phát điện của nhà
máy điện có tổng công suất từ 30MW trở lên phải được trang bị thiết bị tự động
điều chỉnh điện áp (AVR) hoạt động liên tục có khả năng giữ điện áp đầu cực
không đổi với độ sai lệch không quá ±1% điện áp định mức đối với các tổ máy có
công suất danh định nhỏ hơn 25MW và không quá ±0,5% điện áp định mức đối với
các tổ máy có công suất danh định từ 25MW trở lên trong toàn bộ dải làm việc
cho phép của máy phát.
3. Thiết bị tự động điều chỉnh
điện áp 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. Thiết bị tự động điều chỉnh
điện áp phải cho phép cài đặt các giới hạn về:
a) Dòng điện kích từ tối
thiểu;
b) Dòng điện rô to tối đa;
c) Dòng điện stato tối đa.
5. Khi điện áp đầu cực máy
phát điện nằm trong khoảng từ 80 - 120% điện áp định mức và tần số hệ thống nằm
trong dải từ 47 - 52Hz, hệ thống kích từ máy phát điện phải có khả năng nâng
được dòng điện và điện áp kích từ tới các giá trị như sau:
a) Máy phát thuỷ điện công
suất danh định nhỏ hơn 25MW: 1,5 lần định mức trong ít nhất 10 giây;
b) Máy phát thuỷ điện công
suất danh định từ 25MW trở lên: 1,8 lần định mức trong ít nhất 20 giây;
c) Máy phát nhiệt điện công
suất danh định nhỏ hơn 25MW: 1,8 lần định mức trong ít nhất 10 giây;
d) Máy phát nhiệt điện công
suất danh định từ 25MW trở lên: 2,0 lần định mức trong ít nhất 30 giây.
Tốc độ thay đổi điện áp kích
từ không được nhỏ hơn 2,0 đơn vị tương đối/giây so với điện áp kích từ định mức
khi máy phát mang tải định mức.
6. Trong một số trường hợp,
đơn vị quản lý lưới điện và Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia có thể yêu
cầu đối tác trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS) nhằm nâng cao ổn định
hệ thống điện.
7. Yêu cầu về thiết bị tự động
điều chỉnh kích từ và thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS) (nếu có) phải được
quy định trong thỏa thuận đấu nối.
Điều
22. Hệ thống điều tốc tổ máy phát điện
1. Tất cả các tổ máy phát điện
khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp trong hệ
thống điện quốc gia.
2. Tổ máy phát điện của nhà
máy điện có tổng công suất từ 30MW trở lên phải được trang bị bộ điều tốc tác
động nhanh để đáp ứng với sự thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận
hành bình thường. Bộ 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 Trung tâm
Điều độ hệ thống điện quốc gia, trừ trường hợp Trung tâm Điều độ hệ thống điện
quốc gia không có yêu cầu.
3. Bộ điều tốc của tổ máy phát
điện có công suất danh định lớn hơn 25MW phải có khả năng làm việc với các giá
trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5%.
4. 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:
104% đến 112% tốc độ định mức.
b) Đối với tua bin khí và thuỷ
điện: từ 104% đến 130% tốc độ định mức.
5. Trường hợp máy phát điện
tạm thời bị tách khỏi hệ thống nhưng vẫn tiếp tục cấp điện cho khách hàng thì
bộ điều tốc máy phát phải duy trì được sự ổn định tần số cho phần lưới đã tách
ra, trừ trường hợp trong thỏa thuận đấu nối có quy định khác.
Điều
23. Khởi động đen
Tại các vị trí quan trọng
trong hệ thống điện quốc gia, theo yêu cầu của Trung tâm Điều độ hệ thống điện
quốc gia, một số nhà máy điện phải có khả năng khởi động đen và nội dung này
phải được ghi rõ trong thỏa thuận đấu nối.
Điều
24. Yêu cầu bổ sung đối với hệ thống bảo vệ rơle tổ máy phát điện và nhà máy
điện
Ngoài các yêu cầu tại Điều 17
Quy định này, hệ thống bảo vệ rơ le nhà máy điện của đối tác phải đáp ứng các
yêu cầu sau:
1. Nhà máy điện phải được
trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác.
2. Tổ máy phát điện phải được
trang bị bảo vệ chống mất kích từ và bảo vệ chống trượt cực từ.
3. Các đường dây tải điện cấp
điện áp từ 110kV trở lên đấu nối nhà máy điện của đối tác vào hệ thống điện
quốc gia phải có 2 kênh thông tin liên lạc độc lập phục vụ cho việc truyền tín
hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không lớn hơn
20ms.
Điều
25. Nối đất trung tính máy biến áp đầu cực
Cuộn dây có điện áp cao hơn
của các máy biến áp từ 110kV trở lên của tổ máy phát điện phải đấu hình sao có
điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất trực tiếp. Việc nối đất và cấu hình
cuộn dây điện áp thấp của các máy biến áp nêu trên phải đảm bảo giá trị của hệ
số sự cố chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 12 Quy định này.
Điều
26. Yêu cầu đối với đối tác là Khách hàng sử dụng điện
1. Đối tác là các khách hàng
sử dụng điện phải cam kết tiêu thụ đúng lượng công suất và biểu đồ phụ tải đã
đăng ký và thoả thuận với đơn vị quản lý lưới điện.
2. Đặc tính của phụ tải và các
yêu cầu về chất lượng điện năng cung cấp tại điểm đấu nối phải được phía đối
tác thông báo rõ cho đơn vị quản lý lưới điện tại thời điểm nộp hồ sơ đề nghị
đấu nối.
3. Nếu phụ tải và lưới điện
của đối tác yêu cầu chất lượng điện năng đặc biệt, đối tác phải thoả thuận với
đơn vị quản lý lưới điện và phải được ghi rõ trong thoả thuận đấu nối.
4. Đối tác và đơn vị quản lý
lưới điện có thể thỏa thuận tiêu chuẩn chất lượng điện năng khác với quy định,
nhưng phải được ghi rõ trong hợp đồng mua bán điện và/hoặc thỏa thuận đấu nối.
Điều
27. Hệ số công suất của đối tác là khách hàng sử dụng điện
1. Trong trường hợp vận hành
bình thường, đối tác là khách hàng sử dụng điện phải duy trì hệ số công suất
(cosj ) nhận công suất phản kháng tại điểm đấu nối không nhỏ hơn 0,85.
2. Đối tác phải cung cấp cho
đơn vị quản lý lưới điện các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng
trong lưới điện của mình, bao gồm:
a) Công suất phản kháng danh
định và dải điều chỉnh (nếu có);
b) Nguyên lý và hoạt động của
hệ thống điều khiển;
c) Điểm đấu nối với lưới điện.
Điều
28. Độ dao động phụ tải của đối tác là khách hàng sử dụng điện
1. Tốc độ thay đổi công suất
tiêu thụ của đối tác là khách hàng sử dụng điện trong một (01) phút không được
lớn hơn 10% công suất tiêu thụ cực đại.
2. Trường hợp tốc độ thay đổi
công suất tiêu thụ của đối tác lớn hơn giá trị nêu trên mà không thể có các
giải pháp kỹ thuật khả thi để giảm xuống, đối tác phải thoả thuận với đơn vị
quản lý lưới điện và phải ghi rõ trong thoả thuận đấu nối.
Điều
29. Nối đất trung tính máy biến áp của đối tác
1. Cuộn dây có điện áp cao hơn
của các máy biến áp ba pha và một pha ở cấp điện áp 110kV trở lên nối với hệ
thống điện phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất trực
tiếp.
2. Việc nối đất và và cấu hình
cuộn dây điện áp thấp của các máy biến áp trên phải đảm bảo giá trị của hệ số
sự cố chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 12 Quy định này.
Điều
30. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số
1. Đối tác có trách nhiệm lắp
đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần
số trong hệ thống điện của mình theo yêu cầu của Trung tâm Điều độ hệ thống
điện quốc gia và Trung tâm Điều độ miền liên quan.
2. Hệ thống tự động sa thải
phụ tải theo tần số phải được thiết kế phù hợp với các yêu cầu sau:
a) Độ tin cậy tác động chung
không nhỏ hơn 96%;
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;
3. Trình tự sa thải và lượng
công suất sa thải theo tần số phải tuân thủ mức phân bổ của các Trung tâm điều
độ hệ thống điện và không được phép thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu
không có sự cho phép của Trung tâm điều độ có thẩm quyền.
4. Tuỳ theo điều kiện cụ thể,
điện áp đầu vào của rơ le tần số thấp có thể sử dụng 110/220V DC (một chiều)
cấp từ hệ thống ắc quy trong trạm hoặc 100/110V AC (xoay chiều), lấy trực tiếp
từ máy biến điện áp đặt tại thanh cái xuất tuyến cấp điện cho phụ tải.
5. Rơ le tần số thấp được dùng
trong hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số phải là loại rơ le số với
các đặc tính kỹ thuật tối thiểu như sau:
a) Dải tần số chỉnh định: từ
47 đến 52Hz, bước chỉnh 0,1Hz;
b) Thời gian chỉnh định: từ 0
đến 99s, bước chỉnh 0,01s;
c) Tốc độ thay đổi tần số: từ
0 đến 9,9Hz/s, bước chỉnh 0,1Hz/s;
d) Thời gian trễ: nhỏ hơn
0,1s;
đ) Khoá điện áp: lựa chọn từ
55 đến 90% điện áp danh định;
e) Các mức chỉnh định: 4 mức
theo tần số và 2 mức theo tốc độ thay đổi tần số;
g) Tiếp điểm đầu ra: ít nhất 3
tiếp điểm cho mỗi mức.
6. Trình tự phục hồi phụ tải
khi tần số tăng trở lại bình thường phải tuân thủ theo mệnh lệnh của Trung tâm
Điều độ hệ thống điện có thẩm quyền.
Điều
31. Thiết bị đo đếm
1. Tại điểm đấu nối hoặc tại
vị trí được thoả thuận phải lắp đặt các công tơ đo đếm các thông số sau:
a) Dòng điện (A);
b) Điện áp (V);
c) Công suất tác dụng (W);
d) Công suất phản kháng (VAr);
đ) Hệ số công suất;
e) Điện năng tác dụng, (Wh);
g) Điện năng phản kháng
(VArh).
2. Trách nhiệm đầu tư và lắp
đặt thiết bị đo đếm được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện và/hoặc
thỏa thuận đấu nối.
3. Công tơ đo đếm phải được
Kiểm định tại tổ chức kiểm định thiết bị đo lường có thẩm quyền. Hệ thống đo
đếm phải có biện pháp chống can thiệp trái phép.
4. Máy biến dòng điện và máy
biến điện áp dùng cho mạch đo đếm tại điểm đấu nối phải có cấp chính xác 0,2
đối với các nhà máy điện và các khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp
110kV trở lên, trừ khi có thỏa thuận khác.
5. Công tơ phải là loại 3 pha,
nhiều biểu giá, ghi hai (2) chiều, cấp chính xác 0,2 và phải ghép nối được với
hệ thống thu thập dữ liệu công tơ từ xa theo yêu cầu của đơn vị quản lý lưới
điện. Trong trường hợp sử dụng công tơ đo cả hai đại lượng tác dụng và phản
kháng, công tơ phải có khả năng ghi nhận riêng biệt giá trị và chiều của các
đại lượng tác dụng và phản kháng. Việc mất nguồn tự dùng của công tơ không được
phép làm mất giá trị đã đo.
Mục 3
ĐIỀU
KIỆN ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN CẤP ĐIỆN ÁP DƯỚI 110 kV
Điều
32. Giới hạn phạm vi áp dụng
1. Những nội dung trong mục
này quy định điều kiện kỹ thuật liên quan đến việc đấu nối lưới điện/nhà máy
điện/trang thiết bị điện của các đối tác có nhu cầu đấu nối mới vào lưới điện
phân phối trong hệ thống điện quốc gia hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại ở
cấp điện áp từ 1000V đến dưới 110kV.
2. Điều kiện, thủ tục đấu nối
ở cấp điện áp dưới 1000V tuân thủ các quy định của đơn vị quản lý lưới điện
phân phối.
Điều
33. Đặc tính vận hành lưới điện phân phối
1. Đối tác có trách nhiệm đảm
bảo các chỉ tiêu kỹ thuật vận hành về dao động điện áp, độ biến dạng do sóng
hài, mức nhấp nháy điện áp, mức độ mất đối xứng điện áp pha, dòng điện ngắn
mạch cực đại trong lưới điện của mình không vượt quá các giá trị quy định tại
Chương II Quy định này.
2. Trong trường hợp sự cố hoặc
khi thao tác đóng cắt mạch điện, điện áp trong lưới điện có thể tăng hay giảm
một cách quá độ tuỳ theo phương thức nối đất trung tính và điều này phải được
đối tác xem xét đến khi lựa chọn thiết bị.
Điều
34. Yêu cầu thiết kế và vận hành
1. Quá trình thiết kế, chế
tạo, thử nghiệm và lắp đặt các thiết bị, đường dây trên không, cáp ngầm của đối
tác phải tuân thủ các tiêu chuẩn, quy phạm, quy trình có liên quan, đồng thời
phù hợp với các quy định về an toàn của đơn vị quản lý lưới điện.
Khi được yêu cầu, đơn vị quản
lý lưới điện có trách nhiệm cung cấp cho đối tác các văn bản liên quan đến quy
định an toàn của mình.
2. Các thiết bị của đối tác
phải có khả năng vận hành trong dải tần số, điện áp và dòng ngắn mạch cực đại
cho phép tại điểm đấu nối như quy định trong Chương II Quy định này.
Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm cung cấp các thông số liên quan đến lưới điện của mình khi đối tác
yêu cầu.
3. Đối tác có trách nhiệm
thiết kế và xây dựng lưới điện của mình sao cho mức độ mang tải của thiết bị,
đường dây trên không, cáp ngầm không vượt quá giới hạn cho phép.
Điều
35. Dòng ngắn mạch định mức của thiết bị tại điểm đấu nối
1. Thiết bị của đối tác tại
điểm đấu nối phải có khả năng chịu đựng được dòng ngắn mạch không thấp hơn giá
trị dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép tương ứng với cấp điện áp trong lưới điện
của đơn vị quản lý lưới điện.
2. Đơn vị quản lý lưới điện và
đối tác có trách nhiệm trao đổi các thông tin về giá trị dự kiến của dòng điện
ngắn mạch, tỷ số X/R khi ngắn mạch 3 pha trong lưới điện của mỗi bên tại điểm
đấu nối.
Điều
36. Nối đất
1. Đối tác có trách nhiệm thực
hiện nối đất trung tính lưới điện của mình phù hợp với quy định trong Bảng 2.4,
Chương II Quy định này.
2. Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm cung cấp cho đối tác thông tin về phương thức nối đất trung tính
lưới điện của mình để đối tác xem xét lựa chọn thiết bị.
3. Trường hợp đối tác được cấp
điện từ nhiều phía, đối tác có trách nhiệm lắp đặt các thiết bị bảo vệ thích
hợp nhằm ngăn chặn và hạn chế dòng điện chạy qua điểm trung tính xuống đất.
Điều
37. Điều khiển điện áp
1. Việc đấu nối thiết bị và
lưới điện của đối tác vào lưới điện phân phối không được làm ảnh hưởng đến việc
điều khiển điện áp của đơn vị quản lý lưới điện.
2. Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm cung cấp thông tin về thực tế điều khiển điện áp của mình cho đối
tác khi được yêu cầu.
Điều
38. Thiết bị bảo vệ rơ le trong hệ thống điện của đối tác và tại điểm đấu nối
1. Đối tác có trách nhiệm lắp
đặt và chỉnh định các thiết bị bảo vệ rơ le trong hệ thống điện của mình phù
hợp với yêu cầu của đơn vị quản lý lưới điện nhằm cách ly sự cố một cách nhanh
nhất và không làm ảnh hưởng đến an toàn vận hành.
2. Trong quá trình xem xét đề
nghị đấu nối, đơn vị quản lý lưới điện và đối tác có trách nhiệm thoả thuận các
đặc tính của thiết bị bảo vệ rơ le tại điểm đấu nối về chủng loại, thời gian
tác động, tính chọn lọc, độ nhạy.
Trong quá trình vận hành, đơn
vị quản lý lưới điện có quyền xem xét và thỏa thuận lại với đối tác về các đặc
tính nêu trên khi cần thiết nhằm đảm bảo an toàn vận hành.
Thời gian loại trừ sự cố tối
đa của các thiết bị bảo vệ rơ le không được vượt quá các giá trị nêu trong Bảng
2.5 Quy định này và phải được thoả thuận với đơn vị quản lý lưới điện.
3. Đối tác phải trang bị thiết
bị bảo vệ dự phòng có khả năng khởi động đi cắt tất cả các máy cắt (hoặc thiết
bị có chức năng tương đương) cho trường hợp máy cắt (hoặc thiết bị có chức năng
tương đương) có liên hệ với điểm đấu nối không cắt được sự cố.
4. Đối tác không được sử dụng
thiết bị bảo vệ để hạn chế dòng ngắn mạch đi vào hệ thống điện quốc gia nếu như
sự hư hỏng của thiết bị bảo vệ đó có thể dẫn đến việc thiết bị của đơn vị quản
lý lưới điện phải chịu đựng dòng điện vượt quá dòng ngắn mạch định mức, trừ
trường hợp có thỏa thuận khác với đơn vị quản lý lưới điện.
5. Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm thông báo cho đối tác các thông tin chi tiết về hệ thống tự động
đóng lại hoặc các hệ thống kiểm soát trình tự thao tác (nếu có) trên lưới điện
thuộc quyền quản lý để đối tác xem xét trong quá trình thiết kế hệ thống bảo vệ
rơ le của mình.
6. Lưới điện của đối tác phải
có khả năng vận hành không toàn pha trong thời gian loại trừ sự cố do tác động
của hệ thống rơ le bảo vệ.
Điều
39. Mức cách điện của thiết bị tại điểm đấu nối
Thiết bị của đối tác tại điểm
đấu nối phải có khả năng chịu đựng và được thử nghiệm với các xung điện áp
trong bảng sau:
Bảng 4.1 Mức cách điện của
thiết bị tại điểm đấu nối
|
Cấp điện áp của thiết bị
|
Mức chịu đựng điện áp xoay
chiều (1 phút)
|
Mức chịu đựng điện áp xung
1.2/125 m S
|
|
6kV
|
15kV
|
60kV
|
|
10kV
|
25kV
|
75kV
|
|
22kV
|
50kV
|
125kV
|
|
35kV
|
70kV
|
170kV
|
Điều
40. Hệ số công suất
Đối tác mua điện để sản xuất,
kinh doanh, dịch vụ có công suất sử dụng cực đại từ 80kW hoặc máy biến áp có
dung lượng từ 100kVA trở lên có trách nhiệm đảm bảo hệ số công suất (cosφ)
trong chế độ nhận công suất phản kháng không nhỏ hơn 0,85 tại điểm đấu nối.
Trong trường hợp hệ số công suất nhỏ hơn 0,85, đối tác có trách nhiệm lắp đặt
thiết bị bù công suất phản kháng để nâng hệ số công suất hoặc thỏa thuận với
đơn vị quản lý lưới điện để mua thêm công suất phản kháng thông qua hợp đồng.
Điều
41. Thiết bị phục vụ giám sát và điều khiển từ xa
1. Phương thức giám sát và
điều khiển thiết bị phải được ghi rõ trong thỏa thuận đấu nối giữa đơn vị quản
lý lưới điện và đối tác.
2. Đối tác có trách nhiệm cung
cấp các điểm đo giá trị điện áp, dòng điện, tần số, công suất tác dụng, công
suất phản kháng, các điểm đo trạng thái thiết bị cần thiết trong lưới điện của
đối tác nhằm phục vụ giám sát từ xa tình trạng vận hành lưới điện. Khi có nhu
cầu, đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng
thiết bị thu thập và truyền đi các tín hiệu đo lường và trạng thái nêu trên, trừ
trường hợp có thỏa thuận khác.
3. Trong trường hợp hai bên
thỏa thuận rằng đơn vị quản lý lưới điện sẽ thực hiện điều khiển từ xa các
thiết bị của đối tác, đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm lắp đặt các thiết
bị phục vụ việc điều khiển xa, nhưng đối tác có trách nhiệm cung cấp các giao
diện điều khiển cần thiết.
Điều
42. Thiết bị sa thải phụ tải tự động
Đối tác có trách nhiệm lắp đặt
và chỉnh định các rơ le sa thải phụ tải theo tần số trong lưới điện thuộc quyền
quản lý theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện.
Điều
43. Các yêu cầu bổ sung đối với tổ máy phát điện của đối tác
1. Các tổ máy phát điện của
đối tác phải có khả năng phát liên tục công suất danh định khi tần số hệ thống
điện và điện áp tại điểm đấu nối dao động trong phạm vi cho phép tại Chương II
Quy định này.
2. Tuỳ thuộc kiểu máy phát, độ
lớn và vị trí đấu nối của tổ máy phát điện trong lưới điện phân phối, đơn vị
quản lý lưới điện có thể yêu cầu đối tác trang bị thiết bị tự động điều chỉnh
kích từ nhưng phải được xác nhận bằng văn bản.
2. Đối với các tổ máy phát
điện không chịu sự điều độ tập trung từ Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc
gia, đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm xác định cụ thể các yêu cầu về
thông số vận hành tại thanh cái nhà máy điện và phải ghi rõ trong thỏa thuận
đấu nối.
3. Chỉnh định của các thiêt bị
bảo vệ rơ le và tự động điều khiển liên quan đến điểm đấu nối phải được thỏa
thuận bằng văn bản với đơn vị quản lý lưới điện nhằm đảm bảo an toàn vận hành
hệ thống điện.
Đối tác không được tự ý thay
đổi trị số chỉnh định của các thiết bị bảo vệ rơ le và tự động điều khiển nêu
trên mà không thông báo và được sự chấp thuận của đơn vị quản lý lưới điện.
4. Các tổ máy phát điện và nhà
máy điện của đối tác phải có khả năng chịu đựng 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 mà không được phép tách lưới.
Điều
44. Vận hành tách đảo các tổ máy phát điện của đối tác
1. Trong trường hợp sự cố khi
một phần của hệ thống điện có các tổ máy phát của đối tác đấu nối vào bị tách
ra khỏi lưới, tuỳ theo điều kiện cụ thể, đơn vị quản lý lưới điện có quyền
quyết định việc các tổ máy phát điện của đối tác có được tiếp tục vận hành
trong phần lưới điện bị tách hay không.
Trường hợp không có thiết bị
để hoà đồng bộ phần lưới bị tách với hệ thống, đối tác có trách nhiệm tách các
tổ máy phát của mình ra khỏi lưới theo hướng dẫn của đơn vị quản lý lưới điện
và sự chỉ huy của đơn vị điều độ tương ứng để tạo điều kiện cho phần lưới bị
tách ra có thể kết nối trở lại với hệ thống.
2. Nếu các tổ máy phát điện
của đối tác có khả năng tiếp tục vận hành khi xảy ra sự cố làm tần số vượt ra
ngoài giới hạn cho phép, đối tác có trách nhiệm phối hợp chỉnh định các thiết
bị bảo vệ rơ le của tổ máy với chỉnh định của hệ thống rơ le sa thải phụ tải
theo tần số trong hệ thống điện.
Điều
45. Khả năng khởi động đen
Trong trường hợp nhà máy điện
của đối tác có khả năng khởi động đen, đối tác có trách nhiệm thông báo cho đơn
vị quản lý lưới điện.
Điều
46. Máy phát điện dự phòng
Máy phát điện dự phòng của đối
tác không được phép hòa đồng bộ vào hệ thống điện trừ trường hợp có sự thoả
thuận và cho phép của đơn vị quản lý lưới điện bằng văn bản.
Điều
47. Thiết bị bù công suất phản kháng
Đối tác có trách nhiệm phối
hợp với đơn vị quản lý lưới điện trong quá trình vận hành các thiết bị bù công
suất phản kháng trong hệ thống điện của mình.
Điều
48. Đo đếm
1. Tại điểm đấu nối hoặc tại
vị trí được thỏa thuận phải lắp đặt các thiết bị đo đếm các thông số sau:
a) Công suất tác dụng (W);
b) Công suất phản kháng (Var);
c) Điện năng tác dụng (Wh);
d) Điện năng phản kháng
(Varh).
2. Việc đầu tư và lắp đặt
thiết bị đo đếm được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện hoặc thỏa
thuận đấu nối.
3. Công tơ đo đếm phải được
kiểm định tại tổ chức kiểm định có thẩm quyền.
4. Hệ thống đo đếm phải có
biện pháp chống can thiệp trái phép.
5. Máy biến dòng điện và máy
biến điện áp dùng cho mạch đo đếm tại điểm đấu nối phải có cấp chính xác 0,5
trừ khi có thỏa thuận khác giữa đơn vị quản lý lưới điện và đối tác.
6. Công tơ phải là loại cho
phép ghi hai (02) chiều, nhiều biểu giá, cấp chính xác tối thiểu 0,5. Trong
trường hợp sử dụng công tơ đo cả hai đại lượng tác dụng và phản kháng, công tơ
phải có khả năng ghi nhận riêng biệt giá trị và chiều của các đại lượng tác
dụng và phản kháng.
Trường hợp sử dụng công tơ
điện tử, việc mất nguồn tự dùng của công tơ không được phép làm mất các giá trị
đã đo.
Đơn vị quản lý lưới điện và
đối tác có trách nhiệm thỏa thuận về chủng loại, cấp chính xác, các đặc tính kỹ
thuật chi tiết của công tơ.
Chương
V
QUY
TRÌNH VÀ THỦ TỤC THOẢ THUẬN ĐẤU NỐI
Điều
49. Trình tự thoả thuận đấu nối
1. Khi có nhu cầu đấu nối mới
hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại, đối tác cần chuẩn bị và gửi hồ sơ đề nghị
đấu nối bao gồm các thông tin liên quan cần thiết cho đơn vị quản lý lưới điện
theo mẫu tại Phụ lục, trong đó nêu rõ 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 và thời
gian dự kiến hoàn thành dự án của đối tác.
2. Sau khi nhận được hồ sơ đề
nghị đấu nối của đối tác, đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm tiến hành các
công việc sau đây:
a) Xem xét các yêu cầu liên
quan đến hoạt động của thiết bị dự kiến đấu nối;
b) Đánh giá ảnh hưởng của việc
đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của đối tác vào hệ thống điện,
kể cả khả năng mang tải của các đường dây và trạm hiện có và các chi phí đầu tư
phát sinh do việc đấu nối;
c) Chuẩn bị dự thảo thỏa thuận
đấu nối;
d) Gửi dự thảo thỏa thuận đấu
nối cho đối tác.
3. Trong quá trình xem xét hồ
sơ đề nghị đấu nối, đơn vị quản lý lưới điện có quyền yêu cầu đối tác:
a) Cung cấp thêm các thông tin
cần thiết để đánh giá rõ hơn về mặt kỹ thuật và chi phí liên quan đến đề nghị
đấu nối;
b) Thực hiện một số nghiên cứu
kỹ thuật bổ sung (nếu cần thiết) về mức độ ảnh hưởng của việc đấu nối tới các
chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của hệ thống điện.
4. Trường hợp các kết quả xem
xét chỉ ra rằng việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của đối
tác vào hệ thống điện ảnh hưởng xấu đến hoạt động của hệ thống điện quốc gia,
đơn vị quản lý lưới điện có quyền yêu cầu đối tác đề xuất và thực hiện các biện
pháp cần thiết để ngăn chặn các ảnh hưởng này và thông báo chính thức bằng văn
bản cho đối tác. Nếu đối tác cam kết sẵn sàng thực hiện các biện pháp khắc phục
cần thiết, hồ sơ đề nghị đấu nối kèm theo các biện pháp khắc phục của đối tác
sẽ tiếp tục được xem xét. Trong trường hợp ngược lại, đơn vị quản lý lưới điện
có quyền từ chối đề nghị đấu nối của đối tác.
5. Thỏa thuận đấu nối chỉ được
ký chính thức giữa đơn vị quản lý lưới điện và đối tác sau khi hai bên đã thống
nhất tất cả các vấn đề liên quan bằng văn bản.
Điều
50. Quy định về thời gian thực hiện
Thời gian thực hiện tối đa cho
các bước trong toàn bộ quá trình thỏa thuận đấu nối được quy định như sau:
Bảng 5.1 Thời gian thực hiện
trong quá trình thỏa thuận đấu nối
|
Các bước
|
Người thực hiện
|
Thời hạn thực hiện tối đa
|
|
Gửi hồ sơ đề nghị đấu nối
chính thức cho đơn vị quản lý lưới điện
|
Đối tác
|
|
|
Xem xét hồ sơ đề nghị đấu
nối và chuẩn bị dự thảo thỏa thuận đấu nối
|
Đơn vị quản lý lưới điện
|
+ 2 tháng
|
|
Nghiên cứu dự thảo thỏa
thuận đấu nối
|
Đối tác
|
+ 2 tuần
|
|
Ký thoả thuận đấu nối
|
Đối tác/Đơn vị quản lý lưới
điện
|
+ 1 tuần
|
Điều
51. Thực hiện đấu nối
Việc đấu nối lưới điện của đối
tác vào hệ thống điện chỉ được tiến hành khi đối tác và đơn vị quản lý lưới
điện đã ký thỏa thuận đấu nối và thực hiện đầy đủ các quy định về kiểm tra, thử
nghiệm, nghiệm thu tại Chương VI Quy định này.
Chương
VI
KIỂM
TRA, THỬ NGHIỆM, NGHIỆM THU
Điều
52. Quyền tiếp cận
Đơn vị quản lý lưới điện và
đối tác có quyền tiếp cận tất cả các thiết bị tại địa điểm đấu nối trong quá
trình xây dựng, lắp đặt, thay thế, tháo dỡ, vận hành, thử nghiệm, kiểm tra và
bảo dưỡng các thiết bị này.
Điều
53. Chuẩn bị đóng điện điểm đấu nối
1. Trước ngày dự kiến đóng
điện điểm đấu nối, đối tác phải cung cấp cho đơn vị quản lý lưới điện hai bộ
(02) các tài liệu sau (bằng tiếng Việt hoặc tiếng Anh và bản sao tài liệu
nguyên bản có xác nhận của đối tác):
a) Tài liệu thiết kế được phê
duyệt và những thay đổi (nếu có) so với thiết kế ban đầu, bao gồm thuyết minh
chung, sơ đồ nối điện chính, mặt bằng bố trí thiết bị điện, sơ đồ nguyên lý của
hệ thống bảo vệ và điều khiển, các sơ đồ có liên quan khác và thông số kỹ thuật
của thiết bị điện chính.
b) Tài liệu hướng dẫn vận hành
và quản lý thiết bị của nhà chế tạo.
c) Các văn bản chứng minh việc
xây dựng và lắp đặt nhà máy, đường dây và trạm là phù hợp với pháp luật và tiêu
chuẩn Việt Nam, hoặc Tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam công nhận.
d) Văn bản chứng minh các
trang thiết bị, nhà máy, đường dây và trạm đáp ứng các yêu cầu của Quy định
này.
đ) Các tài liệu, chứng chỉ
hoặc kết quả phân tích tính toán chứng minh các thiết bị điện và lưới điện của
đối tác không tác động xấu đến hệ thống điện quốc gia.
2. Thời gian cung cấp các tài
liệu được quy định như sau nếu không có thỏa thuận khác giữa đơn vị quản lý
lưới điện và đối tác:
a) Chậm nhất 02 tháng trước
ngày dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;
b) Chậm nhất 01 tháng trước
ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu.
3. Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm chuyển một (01) bộ tài liệu nói trên tới cấp điều độ hệ thống điện
có quyền điều khiển lưới điện/nhà máy điện của đối tác.
4. Chậm nhất 15 Ngày làm việc
kể từ khi nhận đủ tài liệu theo quy định tại khoản 1 Điều này, cấp điều độ hệ
thống điện có quyền điều khiển phải có trách nhiệm chuyển cho đơn vị trực tiếp
tiếp nhận quản lý vận hành điểm đấu nối (của đối tác hoặc của đơn vị quản lý
lưới điện) các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Phiếu chỉnh định hệ thống
bảo vệ rơle và điều khiển tự động;
c) Phương thức khởi động;
d) Các yêu cầu về thiết lập hệ
thống thông tin liên lạc với các cấp điều độ;
đ) Quy trình điều độ hệ thống
điện quốc gia hiện hành;
e) Quy trình thao tác và quy
trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia;
g) Danh sách các cán bộ liên
quan và nhân viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
5. Chậm nhất 10 ngày làm việc
trước ngày đóng điện điểm đấu nối, đối tác phải thoả thuận với đơn vị quản lý lưới
điện các vấn đề sau:
a) Lịch chạy thử và vận hành
các trang thiết bị điện;
b) Ranh giới phân định tài sản
và trách nhiệm mỗi bên về quản lý trang thiết bị tại điểm đấu nối;
a) Chi tiết về các quy định an
toàn theo ranh giới quản lý thiết bị;
b) Danh sách các nhân viên vận
hành của mỗi bên bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm kèm theo số
điện thoại và số fax liên lạc.
Điều
54. Kiểm tra điểm đấu nối
1. Đối tác có trách nhiệm chủ
động thoả thuận với đơn vị quản lý lưới điện ngày thực hiện kiểm tra điểm đấu
nối sau khi đã hoàn tất mọi công việc chuẩn bị liên quan đến điểm đấu nối và
phối hợp với đơn vị quản lý lưới điện trong việc kiểm tra điểm đấu nối.
2. Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm thoả thuận với đối tác về lịch trình kiểm tra điểm đấu nối và tiến
hành kiểm tra các tiêu chuẩn kỹ thuật, kiểm tra các biên bản thử nghiệm cần
thiết liên quan đến điểm đấu nối vào ngày kiểm tra điểm đấu nối.
3. Trường hợp đơn vị quản lý
lưới điện thông báo rằng điểm đấu nối hoặc trang thiết bị bất kỳ của đối tác
liên quan đến điểm đấu nối chưa đủ điều kiện đóng điện thì đối tác phải hoàn
tất các hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu cầu và thoả
thuận lại với đơn vị quản lý lưới điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
4. Trong quá trình kiểm tra,
đối tác có trách nhiệm chứng minh các thiết bị trong lưới điện của mình hoặc có
liên quan đến điểm đấu nối phải phù hợp các tiêu chuẩn kỹ thuật và thoả mãn các
quy trình, quy phạm hiện hành.
5. Đơn vị quản lý lưới điện
phải ký văn bản nghiệm thu trong trường hợp điểm đấu nối đã đáp ứng các yêu cầu
về an toàn và đã sẵn sàng về mọi mặt để đóng điện.
Điều
55. Đóng điện điểm đấu nối
1. Khi đã có văn bản nghiệm
thu và đối tác đã thực hiện đầy đủ các thủ tục pháp lý theo luật định, đối tác
có trách nhiệm gửi văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối tới đơn vị quản lý
lưới điện để thoả thuận thời điểm đóng điện điểm đấu nối.
2. Khi đã có văn bản nghiệm
thu và văn bản đăng ký đóng điện từ phía đối tác, đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm thoả thuận với đơn vị điều độ hệ thống điện liên quan và thông báo
cho đối tác thời gian cụ thể đóng điện cho điểm đấu nối.
3. Điểm đấu nối phải được đóng
điện vào ngày đã được thoả thuận với đối tác và đơn vị điều độ hệ thống điện.
Điều
56. Quá trình nghiệm thu chạy thử
1. Trong thời gian nghiệm thu
chạy thử, đối tác và đơn vị điều độ hệ thống điện phải cử nhân viên vận hành,
cán bộ có thẩm quyền trực 24/24 giờ và thông báo danh sách cán bộ trực kèm theo
số điện thoại, số fax để liên hệ với các cấp điều độ khi cần thiết.
2. Thời gian đóng điện nghiệm
thu chạy thử thực hiện theo các quy định của pháp luật và quy định của nhà chế
tạo.
3. Trong thời gian nghiệm thu
chạy thử, đối tác có trách nhiệm hợp tác chặt chẽ với đơn vị quản lý lưới điện
và đơn vị điều độ hệ thống điện trong việc giảm đến mức thấp nhất ảnh hưởng của
các thiết bị mới đưa vào nghiệm thu đến sự an toàn và chất lượng điện của hệ
thống điện và sự hoạt động bình thường của các thiết bị điện khác.
4. Kết thúc quá trình nghiệm
thu, chạy thử, đối tác phải xác nhận theo thực tế các đặc tính kỹ thuật của các
thiết bị, đường dây, trạm và máy phát. Trường hợp các thiết bị của phía đối tác
vi phạm các tiêu chuẩn kỹ thuật, quy trình, quy phạm vận hành và các đặc tính
kỹ thuật của nhà máy đã đăng ký trong hợp đồng mua bán điện và thỏa thuận đấu
nối, đơn vị quản lý lưới điện có quyền tạm dừng đấu nối nhà máy hay lưới điện
của đối tác và yêu cầu đối tác tiến hành các biện pháp khắc phục.
5. Lưới điện, nhà máy điện và
các thiết bị điện của đối tác sẽ được phép đóng điện đấu nối khi đã có văn bản
nghiệm thu và xác nhận trở lại các thiết bị điện và tổ máy phát trong lưới điện
đối tác đã đảm bảo hoàn toàn các tiêu chuẩn kỹ thuật, quy trình quy phạm hiện
hành và phù hợp với các điều khoản quy định trong hợp đồng mua bán điện và thỏa
thuận đấu nối.
Điều
57. Kiểm tra, giám sát trong quá trình vận hành
1. Trong quá trình vận hành,
đơn vị quản lý lưới điện có quyền yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ
sung các thiết bị trong lưới điện của đối tác đấu nối vào hệ thống điện quốc
gia nhằm mục đích:
a) Kiểm tra sự phù hợp của các
thiết bị trong lưới điện/nhà máy điện và điểm đấu nối của đối tác với các tiêu
chuẩn kỹ thuật, quy trình quy phạm đối với lưới điện và nhà máy điện tại Việt Nam;
b) Xác nhận các điều kiện làm
việc của các thiết bị điện trong lưới điện/nhà máy điện của đối tác phù hợp với
các điều khoản trong hợp đồng mua bán điện và thoả thuận đấu nối giữa đối tác
và đơn vị quản lý lưới điện;
c) Đánh giá ảnh hưởng của lưới
điện/nhà máy điện của đối tác đến sự vận hành an toàn của hệ thống điện quốc
gia;
d) Xác định các thông số kỹ
thuật của các tổ máy phát và lưới điện của đối tác phục vụ lập mô hình tính
toán phân tích hệ thống điện.
2. Chi phí thực hiện kiểm tra
và thử nghiệm bổ sung, nếu không được ghi rõ trong thoả thuận đấu nối hoặc hợp
đồng mua bán điện, được quy định như sau:
a) Trường hợp qua kiểm tra cho
thấy các thiết bị của đối tác không phù hợp với các tiêu chuẩn kỹ thuật, vi
phạm các quy trình quy phạm hiện hành, hoặc thông số do đối tác cung cấp khác
quá xa so với thực tế, đối tác phải chịu toàn bộ các chi phí kiểm tra và thử
nghiệm bổ sung;
b) Trường hợp qua kiểm tra
không phát hiện sự vi phạm nào, đơn vị quản lý lưới điện phải chịu các chi phí
kiểm tra và thử nghiệm bổ sung.
3. Trước khi kiểm tra và thử
nghiệm bổ sung lưới điện và thiết bị điện của đối tác, đơn vị quản lý lưới điện
phải thông báo trước ít nhất 15 ngày cho phía đối tác thời điểm và thời gian
kiểm tra, danh sách các cán bộ sẽ tham gia kiểm tra. Phía đối tác có trách
nhiệm đảm bảo và tạo mọi điều kiện thuận lợi để đơn vị quản lý lưới điện có thể
thực hiện công tác kiểm tra của mình.
4. Khi thực hiện kiểm tra, đối
tác phải cho phép đơn vị quản lý lưới điện lắp đặt các thiết bị giám sát và
kiểm tra trong lưới điện và thiết bị của đối tác trong suốt quá trình kiểm tra
nhưng không được làm ảnh hưởng đến hiệu suất làm việc và sự an toàn của lưới
điện và thiết bị.
5. Trong quá trình vận hành,
nếu đơn vị điều độ hệ thống điện xét thấy tại điểm đấu nối nảy sinh các vấn đề
kỹ thuật không đảm bảo an toàn cho hệ thống điện quốc gia thì đơn vị điều độ hệ
thống điện có quyền tách điểm đấu nối và giao trả lại cho phía đối tác. Trong
trường hợp này đối tác phải thực hiện lại nội dung quy định tại Điều 54 Quy
định này trước khi đề nghị đóng điện lại cho điểm đấu nối.
6. Đối với các tổ máy phát
điện, cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu thử nghiệm các tổ máy phát
và cả nhà máy vào bất cứ thời gian nào để kiểm chứng một hoặc tổ hợp các đặc
tính vận hành mà nhà máy điện đã đăng ký, nhưng không được thử nghiệm một tổ
máy quá 3 lần trong một 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 giống như đối tác đã
công bố;
b) Khi đơn vị điều độ hệ thống
điện và nhà máy điện không thống nhất ý kiến về đặc tính vận hành của máy phát;
c) Thử nghiệm, kiểm tra theo
yêu cầu của đối tác;
d) Thí nghiệm về chuyển đổi
nhiên liệu.
7. Đối tác có quyền tiến hành
kiểm tra và thử nghiệm các máy phát điện của mình với mục đích xác định lại các
đặc tính vận hành của máy phát sau mỗi lần sửa chữa, thay thế, cải tiến hoặc
lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các thử nghiệm phải được thoả thuận với cấp
điều độ có quyền điều khiển và thông báo với cấp điều độ có quyền kiểm tra.
Điều
58. Trao đổi thông tin trong quá trình vận hành
1. Đơn vị điều độ hệ thống
điện và đơn vị quản lý lưới điện phải thông báo một cách nhanh nhất cho mọi đối
tác đấu nối vào hệ thống điện về những thao tác hoặc sự cố trên các phần tử
trong hệ thống điện có thể ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của đối tác.
2. Đối tác phải thông báo ngay
cho đơn vị quản lý lưới điện và đơn vị điều độ hệ thống điện liên quan về bất
kỳ một thao tác hay sự cố nào có ảnh hưởng đến độ an toàn ổn định trong vận
hành lưới điện khu vực. Khi đuợc yêu cầu, đối tác có trách nhiệm cung cấp đầy
đủ thông tin cho đơn vị quản lý lưới điện và đơn vị điều độ hệ thống điện để
phân tích nguyên nhân sự cố.
Điều
59. Lưu trữ và cung cấp số liệu
1. Đối tác 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 trong lưới điện của mình và điểm đấu nối trong thời gian
5 năm. Trong trường hợp đơn vị quản lý lưới điện có yêu cầu, đối tác phải cung
cấp các thông tin cần thiết liên quan đến sự cố xảy ra trên lưới điện và thiết
bị điện của mình.
2. Trường hợp đối tác dự định
thay thế, nâng cấp các thiết bị đấu nối, lắp đặt các thiết bị điện mới có khả
năng ảnh hưởng đến hiệu suất và chế độ làm việc của lưới điện, đối tác phải
thông báo và thỏa thuận với đơn vị quản lý lưới điện về các thay đổi này và nội
dung thay đổi phải được cập nhật trong thỏa thuận đấu nối.
3. Trường hợp đề xuất của đối
tác không được đơn vị quản lý lưới điện thỏa thuận, đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm thông báo cho đối tác các yêu cầu kỹ thuật cần thiết đối với các
thiết bị mới dự kiến thay đổi.
Chương
VII
TÁCH
ĐẤU NỐI VÀ KHÔI PHỤC ĐẤU NỐI
Điều
60. Các trường hợp tách đấu nối
Tách đấu nối bao gồm các
trường hợp sau đây:
1. Tách đấu nối tự nguyện;
2. Tách đấu nối bắt buộc.
Điều
61. Tách đấu nối tự nguyện
1. Các trường hợp tách đấu nối
vĩnh viễn thiết bị của đối tác ra khỏi hệ thống điện quốc gia và trách nhiệm
của các bên liên quan phải được quy định rõ trong hợp đồng mua bán điện và/hoặc
thoả thuận đấu nối.
2. Phù hợp với các điều khoản
nêu trong hợp đồng mua bán điện và/hoặc thỏa thuận đấu nối, đối tác có quyền
yêu cầu tách đấu nối vĩnh viễn các thiết bị của mình ra khỏi hệ thống điện quốc
gia với điều kiện đối tác chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối đồng thời
thông báo trước cho đơn vị quản lý lưới điện và các đơn vị điều độ liên quan.
3. Đối tác là đơn vị phát điện
phải thông báo cho đơn vị quản lý lưới điện và các cấp điều độ liên quan ít
nhất 6 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn.
4. Đối tác là khách hàng sử
dụng điện có thể yêu cầu tách tạm thời thiết bị của mình ra khỏi lưới trong
trường hợp có thỏa thuận với đơn vị quản lý lưới điện và các cấp điều độ liên
quan về áp dụng điều khiển phụ tải.
Điều
62. Tách đấu nối bắt buộc
Đơn vị quản lý lưới điện hoặc
đơn vị điều độ có thẩm quyền có quyền yêu cầu tách các thiết bị của đối tác ra
khỏi hệ thống điện quốc gia trong các trường hợp sau:
1. Khi có yêu cầu tách đấu nối
của các cơ quan chức năng có thẩm quyền;
2. Trong Trường hợp khẩn cấp
nhằm đảm bảo sự hoạt động an toàn, tin cậy của hệ thống điện quốc gia và/hoặc
sự an toàn của người và thiết bị;
3. Theo các điều khoản của
Luật Điện lực hoặc các Văn bản quy phạm pháp luật khác;
4. Theo các điều khoản được
quy định trong hợp đồng mua bán điện và thoả thuận đấu nối;
5. Khi đối tác vi phạm nghiêm
trọng các điều khoản của hợp đồng mua bán điện và/hoặc thỏa thuận đấu nối.
6. Khi có sự cố gây tách lưới
tổ máy phát điện của đối tác hoặc rơ le sa thải phụ tải theo tần số tác động.
Điều
63. Khôi phục đấu nối
Đơn vị quản lý lưới điện có
trách nhiệm xem xét quyết định việc khôi phục đấu nối thiết bị của đối tác với
hệ thống điện quốc gia khi xét thấy các nguyên nhân dẫn đến tách đấu nối đã
được loại trừ và hậu quả (nếu có) đã được khắc phục.
Chương
VIII
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều
64. Trách nhiệm hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Quy định
Các cơ quan thực hiện Chức
năng quản lý nhà nước về Hoạt động điện lực và sử dụng điện thuộc Bộ Công
nghiệp và các địa phương có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn, kiểm tra việc thực
hiện Quy định này.
Điều
65. Trách nhiệm thi hành
Tập đoàn Điện lực Việt Nam,
các đơn vị quản lý lưới điện truyền tải và phân phối, Trung tâm Điều độ hệ
thống điện quốc gia, các Trung tâm Điều độ miền, các đơn vị điều độ phân phối,
các đối tác là tổ chức, cá nhân có nhu cầu đấu nối trang thiết bị, lưới điện và
nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia hoặc có nhu cầu thay đổi điểm đấu nối
hiện tại có trách nhiệm thực hiện Quy định này./.