|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA XÃ
HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 04/VBHN-BCT
|
Hà Nội,
ngày 06 tháng 01 năm 2023
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
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 18 tháng 01 năm 2016, 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 phân phối.[1]
Thông tư này
quy định về:
1. Các yêu cầu
trong vận hành hệ thống điện phân phối.
2. Dự báo nhu
cầu phụ tải điện.
3. Kế hoạch đầu
tư phát triển lưới điện phân phối.
4. Điều kiện,
yêu cầu kỹ thuật và thủ tục đấu nối vào lưới điện phân phối.
5. Vận hành hệ
thống điện phân phối.
Thông tư này
áp dụng đối với các đối tượng sau:
1. Đơn vị
phân phối điện.
2. Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện.
3. Đơn vị điều
độ hệ thống điện quốc gia.
4. Đơn vị
truyền tải điện.
5. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối.
6. Tập đoàn
Điện lực Việt Nam.
7. Tổ chức,
cá nhân khác có liên quan.
Trong Thông
tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. 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.
2. 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.
3. 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.
3a. [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 trong thiết kế kỹ thuật đã được phê
duyệt, phù hợp với công suất điện một chiều của nhà máy điện mặt trời theo quy
hoạch.
4. Dao động
điện áp là sự biến đổi biên độ điện áp so với điện áp danh định
trong thời gian dài hơn 01 phút.
5. Điểm đấu
nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử
dụng lưới điện phân phối hoặc Đơn vị phân phối điện khác vào lưới điện phân phối.
6. Đơn vị 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, bao gồm các cấp điều
độ:
a) Cấp
điều độ quốc gia;
b)
Cấp điều độ miền.
7. Đơn vị
phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào
lưới điện phân phối, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát
điện.
8. 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 Tổng công ty Điện lực (sau đây viết
tắt là Công ty Điện lực tỉnh).
9. Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt
động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị
phân phối điện để bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.
10. Đơn vị
truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải
quốc gia.
11. 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 01 (một) pha hoặc ngắn mạch 02 (hai)
pha chạm đất).
12. Hệ thống
điện phân phối là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các
nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối.
13. Hệ thống
đo đếm là hệ thống bao gồm các thiết bị đo đếm và mạch điện được tích hợp để
đo đếm và xác định lượng điện năng truyền tải qua một vị trí đo đếm.
14. Hệ thống
SCADA (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.
15. Khách
hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện từ lưới điện phân phối để sử
dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
16. Khách
hàng sử dụng lưới điện phân phối là tổ chức, cá nhân có trang thiết
bị điện, lưới điện đấu nối vào lưới điện phân phối để sử dụng dịch vụ phân phối
điện, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện;
c) Khách hàng
sử dụng điện.
17. Khách
hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối là Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối, bao gồm:
a) Đơn vị
phát điện sở hữu nhà máy điện có quy mô công suất từ 03 MW trở lên;
b) Khách hàng
sử dụng điện có sản lượng bình quân từ 1.000.000 kWh/tháng trở lên.
18. Khách
hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng là khách hàng có trạm
biến áp, lưới điện riêng đấu nối vào lưới điện phân phối ở cấp điện áp trung áp
và 110 kV.
19. Lệnh điều
độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
20. Lưới
điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện
có cấp điện áp đến 110 kV.
21. Lưới
điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm
điện có cấp điện áp trên 110 kV.
22. 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, ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
23. Rã lưới
là sự cố mất liên kết giữa các nhà máy điện, trạm điện dẫn đến mất điện một
phần hay toàn bộ hệ thống điện miền hoặc hệ thống điện quốc gia.
24. Sa thải
phụ tải là quá trình cắt phụ tải ra khỏi lưới điện khi có sự cố trong hệ thống
điện hoặc khi có quá tải cục bộ ngắn hạn nhằm đảm bảo vận hành an toàn hệ thống
điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động sa thải phụ tải hoặc lệnh điều
độ.
25. Sóng
hài là sóng điện áp và dòng điện hình sin có tần số là bội số của tần số cơ
bản.
26. Thiết
bị đầu cuối RTU/Gateway là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục
vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm điều khiển của hệ thống SCADA.
27. Tách đấu
nối là việc tách lưới điện hoặc thiết bị điện của Khách hàng sử dụng
lưới điện phân phối ra khỏi lưới điện phân phối tại điểm đấu nối.
28. Thỏa
thuận đấu nối là văn bản thỏa thuận giữa Đơn vị phân phối điện và Khách
hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng để đấu nối các trang thiết
bị điện của khách hàng vào lưới điện phân phối.
29. Tiêu
chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế
ban hành.
30. Trạm
điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
31. Trung
tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ
thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện,
nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
Tần số danh định
trong hệ thống điện quốc gia là 50 Hz. Trong điều kiện bình thường, tần số hệ
thống điện được dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz so với tần số danh định. Trường hợp hệ
thống điện chưa ổn định, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi ± 0,5 Hz so với tần số
danh định.
1. Các cấp điện
áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm 110 kV, 35 kV, 22 kV, 15 kV,
10 kV, 06 kV và 0,38 kV.
2. Độ lệch điện
áp vận hành cho phép trên lưới điện phân phối trong chế độ vận hành bình thường:
a) Độ lệch điện áp vận
hành cho
phép tại
thanh cái
trên
lưới điện phân
phối của Đơn vị phân phối điện so với điện áp danh định là + 10% và - 05%;
b) Độ lệch điện
áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối so với điện áp danh định như sau:
- Tại điểm đấu
nối với Khách hàng sử dụng điện là ± 05%;
- Tại điểm đấu
nối với nhà máy điện là + 10% và - 05%;
- Trường hợp
nhà máy điện và khách sử dụng điện đấu nối vào cùng một thanh cái, đường dây
trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện
quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ
thuật vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp cho khách hàng
sử dụng điện theo quy định.
3. Đối với lưới
điện chưa ổn định sau sự cố, cho phép độ lệch điện áp tại điểm đấu nối với
Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng + 5% và -
10% so với điện áp danh định.
4. Trong chế
độ sự cố hệ thống điện hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trên
lưới điện phân phối trong khoảng ± 10% so với điện áp danh định.
5. 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.
6. Dao động điện
áp tại điểm đấu nối trên lưới điện phân phối do phụ tải của khách hàng sử dụng
điện dao động hoặc do thao tác thiết bị đóng cắt trong nội bộ nhà máy điện gây
ra không được vượt quá 2,5% điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị
điện áp vận hành cho phép được quy định tại Khoản 2 Điều này.
7. Trường hợp
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện áp cao hơn so
với quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể
thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện. Đơn
vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm lấy ý kiến
của Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thỏa thuận thống nhất với khách
hàng.
1. Trong chế độ
làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không vượt quá 03 % điện áp
danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc 05 % điện áp
danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.
2. Cho phép thành phần thứ
tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện phân phối 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 là ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần
không được vượt quá giới hạn quy định.
1. 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) Độ biến dạng
sóng hài điện áp tối đa cho phép trên lưới điện phân phối quy định trong Bảng
1a như sau:
Bảng 1a
Độ biến dạng
sóng hài điện áp tối đa cho phép
|
Cấp điện áp
|
Tổng biến dạng sóng hài (THD)
|
Biến dạng riêng lẻ
|
|
110
kV
|
3,0%
|
1,5%
|
|
Trung
áp
|
5%
|
3,0%
|
|
Hạ
áp
|
8%
|
5%
|
2. 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 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 giá
trị 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 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) Nhà máy điện
đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài
dòng điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 1b như sau:
Bảng 1b
Độ biến dạng
sóng hài dòng điện tối đa cho phép đối với nhà máy điện
|
Cấp điện áp
|
Tổng biến dạng
|
Biến dạng riêng lẻ
|
|
110
kV
|
3%
|
2%
|
|
Trung
áp, hạ áp
|
5%
|
4%
|
c) Phụ tải điện
đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài
dòng điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 1c như sau:
Bảng 1c
Biến dạng
sóng hài dòng điện tối đa cho phép đối với phụ tải điện
|
Cấp điện áp
|
Tổng biến dạng
|
Biến dạng riêng lẻ
|
|
110
kV
|
4%
|
3,5%
|
|
Trung
áp
|
8%
|
7%
|
|
Hạ
áp
|
12%
nếu phụ tải ≥50 kW
20%
nếu phụ tải <50 kW
20%
nếu <50 kW
|
10%
nếu phụ tải ≥50 kW
15%
nếu phụ tải <50 kW
|
3. Cho phép đỉnh
nhọn bất thường của sóng hài trên lưới điện phân phối vượt quá tổng biến dạng
sóng hài quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các
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. Trong điều
kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không được
vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:
Bảng 2
Mức nhấp nháy
điện áp
|
Cấp điện
áp
|
Mức nhấp
nháy cho phép
|
|
110 kV
|
Pst95%
= 0,80
Plt95%
= 0,60
|
|
Trung áp
|
Pst95%
= 1,00
Plt95%
= 0,80
|
|
Hạ áp
|
Pst95%
= 1,00
Plt95%
= 0,80
|
2. 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.
1. Dòng điện ngắn mạch
lớn nhất cho phép trên lưới điện phân phối và thời gian tối đa loại trừ sự cố của
bảo vệ chính được quy định trong Bảng 3 như sau:
Bảng 3
Dòng điện ngắn
mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố
|
Điện áp
|
Dòng điện
ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)
|
Thời gian tối
đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính
(ms)
|
|
|
|
110 kV
|
31,5
|
150
|
|
|
Trung áp
|
25
|
500
|
|
2. Thiết bị
đóng cắt trên lưới điện phân phối 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 01 giây trở lên.
3. Đối với đường
dây trung áp có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt
trên lưới điện, cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị
trí đóng cắt lớn hơn giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải nhỏ hơn
01 giây và phải đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.
4. Các công
trình điện đấu nối vào hệ thống điện phân phối 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 3, 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 3.
5. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại
điểm đấu nối để Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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 khi dự kiến đưa thiết bị vào vận hành.
1. Chế độ nối
đất trung tính trong hệ thống điện phân phối được quy định trong Bảng 4 như
sau:
Bảng 4. Chế độ nối đất
|
Cấp
điện áp
|
Điểm
trung tính
|
|
110
kV
|
Nối
đất trực tiếp.
|
|
35
kV
|
Trung
tính cách ly hoặc nối đất qua trở kháng.
|
|
15
kV, 22 kV
|
Nối
đất trực tiếp (03 pha 03 dây) hoặc nối đất lặp lại (03 pha 04 dây).
|
|
06
kV, 10 kV
|
Trung
tính cách ly.
|
|
Dưới
1000 V
|
Nối
đất trực tiếp (nối đất trung tính, nối đất lặp lại, nối đất trung tính kết hợp).
|
2. Trường hợp
chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối thực hiện khác với quy
định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị điều
độ hệ thống điện quốc gia.
Hệ số sự cố
chạm đất của lưới điện phân phối không được vượt quá 1,4 đối với lưới điện có
trung tính nối đất trực tiếp và 1,7 đối với lưới điện có trung tính cách ly hoặc
lưới điện có trung tính nối đất qua trở kháng.
1. Các chỉ số
về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:
a) Chỉ số về
thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average
Interruption Duration Index - SAIDI);
b) Chỉ số về
số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption
Frequency Index - SAIFI);
c) Chỉ số về
số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average
Interruption Frequency Index - MAIFI).
2. Các chỉ số về
độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:
a) SAIDI được
tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của Khách hàng sử dụng
điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện chia
cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện
của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- Ti: Thời
gian mất điện lần thứ i trong tháng t
(chỉ xét các lần mất điện có thời gian kéo dài trên 05 phút);
- Ki: Tổng
số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của
Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- n: Tổng số lần mất
điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị
phân phối điện;
- Kt: Tổng
số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của
Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- SAIDIt (phút):
Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- SAIDIy (phút):
Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
b) SAIFI được
tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút chia cho tổng
số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn
vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- n: Tổng số lần mất
điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị
phân phối điện;
- Ki: Tổng
số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của
Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- Kt: Tổng
số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của
Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- SAIFIt:
Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- SAIFIy:
Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
c) MAIFI được
tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện
kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
- n: Tổng số lần
mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân
phối điện;
- Ki: Tổng
số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của
Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong
tháng t;
- Kt: Tổng
số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của
Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- MAIFIt:
Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong
tháng t;
- MAIFIy:
Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong
năm y.
1. Độ tin cậy
cung cấp điện được thống kê và đánh giá qua hai bộ chỉ số bao gồm “Độ tin cậy
cung cấp điện toàn phần” và “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối”.
Mỗi bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện bao gồm 03 chỉ số SAIDI, SAIFI và MAIFI
được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.
2. Bộ chỉ số
“Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” được sử dụng để đánh giá chất lượng cung cấp
điện cho khách hàng mua điện của Đơn vị phân phối điện và được tính toán theo
quy định tại Điều 12 Thông tư này khi không xét các trường hợp
ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:
a) Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện;
b) Thiết bị của
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật, an
toàn điện để được khôi phục cung cấp điện;
c) Do sự cố
thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối;
d) Do các sự
kiện bất khả kháng, ngoài khả năng kiểm soát của Đơn vị phân phối điện hoặc do
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối điện vi phạm quy định của pháp luật theo
Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương
ban hành.
3. Bộ chỉ số
“Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” là một trong các chỉ tiêu được
sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện được tính toán
theo quy định tại Điều 12 Thông tư này khi không xét các trường
hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:
a) Các trường
hợp được quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Do mất điện
từ hệ thống điện truyền tải;
c) Sa thải phụ
tải theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Cắt điện
khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với con người và thiết
bị trong quá trình vận hành hệ thống điện.
Tổn thất điện
năng của lưới điện phân phối bao gồm:
1. Tổn thất
điện năng kỹ thuật là tổn thất điện năng gây ra do bản chất vật lý của đường
dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối.
2. Tổn thất
điện năng phi kỹ thuật là tổn thất điện năng do ảnh hưởng của các yếu tố trong
quá trình quản lý kinh doanh điện mà không phải do bản chất vật lý của đường
dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối gây ra.
1. Trước ngày
15 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng kế hoạch
về độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng cho năm tiếp theo của các Đơn
vị phân phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.
2. Trước ngày
15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cung
cấp điện và tổn
thất điện năng của
từng Đơn vị phân phối điện làm cơ sở tính toán chi phí phân phối điện cho Đơn vị
phân phối điện.
1. Thời gian xem xét, ký
thỏa thuận đấu nối và thực hiện đấu nối mới hoặc thời gian điều chỉnh đấu nối
cho khách hàng.
2. Thời gian
thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện.
3. Chất lượng
trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản được đánh giá trên các
tiêu chí:
a) Mức độ rõ
ràng trong việc trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản thể hiện
thông qua văn bản trả lời phải bao gồm các nội dung sau:
- Trả lời khiếu
nại được chấp nhận hay không;
- Giải thích rõ
ràng phương án giải quyết trong trường hợp khiếu nại được chấp nhận;
- Trong trường
hợp không chấp nhận khiếu nại, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bản
lẻ điện phải nêu rõ lý do và hướng dẫn khách hàng theo từng trường hợp cụ thể;
- Cung cấp đầy
đủ các thông tin cần thiết khác giúp khách hàng đánh giá được phương án giải
quyết.
b) Tỷ lệ số
văn bản trả lời khiếu nại của khách hàng trong thời gian quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 17 Thông tư này.
4. Chất lượng
tiếp nhận khiếu nại của khách hàng qua điện thoại được đánh giá trên tiêu chí tỷ
lệ số cuộc gọi của khách hàng được tiếp nhận trong thời gian quy định tại Điểm d Khoản 2 Điều 17 Thông tư này.
1. Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải tổ chức, duy trì và cập nhật
hệ thống thông tin để ghi nhận tất cả kiến nghị, khiếu nại từ khách hàng bằng
văn bản hoặc qua điện thoại.
2. Yêu cầu chất
lượng dịch vụ khách hàng được quy định như sau:
a) Thời gian
xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối hoàn
chỉnh, hợp lệ theo quy định tại Điều 45 Thông tư này;
b) Thời gian
thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng,
giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;
c) Chất lượng
trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản: Có trên 95% văn bản
trả lời khiếu nại bằng văn bản có nội dung trả lời rõ ràng và tuân thủ các quy
định của pháp luật trong thời hạn 05 ngày làm việc;
d) Chất lượng
tiếp nhận khiếu nại của khách hàng qua điện thoại: Có trên 80% các cuộc điện
thoại của khách hàng được tiếp nhận trong thời gian 30 giây.
Điều
17a. Công bố thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất
lượng dịch vụ khách hàng [8]
1. Trước ngày
10 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố trên Trang thông
tin điện tử của đơn vị các thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện
năng và chất lượng dịch vụ khách hàng của tháng trước liền kề.
2. Trước ngày
31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố trên Trang
thông tin điện tử của đơn vị các thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất
điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng của năm trước liền kề.
1. Dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được
cung cấp điện từ hệ thống điện phân phối, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện
riêng. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối là cơ sở để lập kế
hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm, kế hoạch vận hành hệ thống
điện phân phối, kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia và kế hoạch vận hành
thị trường điện.
2. Dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện
năm, tháng và tuần.
3. Trách nhiệm
dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối
a) Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm
cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của
mình, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị
và nhu cầu phụ tải điện tại từng điểm đấu nối;
b) Công ty Điện
lực tỉnh có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện phân phối
trong phạm vi quản lý bao gồm cả dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối
với lưới điện truyền tải;
c) Tổng công
ty Điện lực có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện phân
phối trong phạm vi quản lý bao gồm cả dự báo nhu cầu phụ tải điện tại tất cả
các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải trên cơ sở kết quả dự báo nhu cầu phụ
tải điện của các Công ty Điện lực tỉnh trực thuộc và Khách hàng lớn sử dụng lưới
điện phân phối.
4. Tổng công
ty Điện lực có trách nhiệm thực hiện nghiên cứu phụ tải phục vụ dự báo nhu cầu
phụ tải điện và tính toán giá bán lẻ điện theo Quy định nội dung, phương pháp,
trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành.
5. Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình Dự báo phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia.
1. Các thông
tin, dữ liệu sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Các số liệu
dự báo nhu cầu phụ tải điện trong Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố
trực thuộc Trung ương đã được duyệt;
b) Yếu tố giá
điện, tốc độ tăng dân số, xu hướng phát triển kinh tế trên địa bàn của Đơn vị
phân phối điện và các yếu tố kinh tế - xã hội khác có liên quan;
c) Diễn biến
nhu cầu phụ tải điện trong 05 năm trước gần nhất;
d) Dự báo
tăng trưởng nhu cầu điện của các phụ tải điện hiện có trong các năm tới;
đ) Nhu cầu điện
của các phụ tải mới, các dự án, các khu - cụm công nghiệp đã có kế hoạch đầu tư
xây dựng và tiến độ đưa vào vận hành;
e) Các chương
trình tiết kiệm năng lượng, quản lý nhu cầu phụ tải và các giải pháp giảm tổn
thất điện năng;
g) Công suất
và sản lượng điện mua, bán tại mỗi điểm đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân
phối điện khác;
h) Công suất
và sản lượng điện xuất, nhập khẩu (nếu có);
i) Các yếu tố, sự
kiện xã hội ảnh hưởng tới nhu cầu phụ tải điện.
2. Kết quả dự
báo nhu cầu phụ tải điện năm
a) Cho năm đầu
tiên
- Số liệu dự
báo điện năng, công suất cực đại hàng tháng của toàn Đơn vị phân phối điện và tại
từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ ngày
điển hình hàng tháng của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với
lưới điện truyền tải.
b) Cho 04 năm
tiếp theo
- Số liệu dự
báo điện năng, công suất cực đại hàng năm của toàn Đơn vị phân phối điện và tại
từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ ngày
điển hình hàng năm của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với
lưới điện truyền tải.
3. Trách nhiệm
cung cấp thông tin phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện
a) Khách hàng
sử dụng điện có sản lượng bình quân từ 1.000.000 kWh/tháng trở lên có trách nhiệm
cung cấp các thông tin sau:
- Biểu đồ phụ tải
điện ngày điển hình hiện trạng;
- Dự kiến công
suất cực đại và sản lượng điện đăng ký sử dụng hàng tháng trong năm tới; dự kiến
công suất cực đại và sản lượng điện đăng ký sử dụng hàng năm trong 04 năm tiếp
theo;
- Các thông số
bổ sung về lưới điện, máy cắt và sơ đồ bố trí bảo vệ cho các thiết bị trực tiếp
đấu nối hoặc có ảnh hưởng tới lưới điện phân phối.
b) Khách
hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối sở hữu tổ máy phát điện có trách nhiệm
cung cấp các thông tin sau:
- Dự báo sản lượng,
công suất hàng tháng có thể phát lên lưới điện phân phối;
- Thông số kỹ
thuật của các tổ máy phát điện mới và tiến độ đưa vào vận hành trong 05 năm tiếp
theo.
c) Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
- Tổng số khách
hàng, điện năng thống kê theo năm thành phần của 05 năm trước gần nhất;
- Dự báo nhu cầu
công suất và điện năng của năm thành phần khách hàng trong 05 năm tiếp theo;
- Biểu đồ phụ tải
ngày điển hình hàng tháng tại điểm đấu nối cho năm tới;
- Các thông số
bổ sung về lưới điện, máy cắt và sơ đồ bố trí bảo vệ cho các thiết bị điện trực
tiếp đấu nối hoặc có ảnh hưởng tới lưới điện phân phối.
d) Đơn vị
phân phối điện đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân phối điện khác phải cung cấp
các thông tin về công suất cực đại và sản lượng giao nhận dự kiến tại điểm đấu
nối trong từng tháng của năm tới; công suất cực đại và sản lượng giao nhận dự
kiến tại điểm đấu nối trong từng năm trong giai đoạn 04 năm tiếp theo.
4. Trình tự
thực hiện
a) Trước ngày
01 tháng 7 hàng năm, các đối tượng được quy định tại Khoản 3 Điều này phải cung
cấp thông tin cho Đơn vị phân phối điện để lập dự báo nhu cầu phụ tải điện cho
năm tới và 04 năm tiếp theo;
b) Trước ngày
01 tháng 8 hàng năm, Tổng công ty Điện lực phải hoàn thành kết quả dự báo nhu cầu
phụ tải điện hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này để cung cấp cho Đơn vị
điều độ hệ thống điện quốc gia.
1. Các thông
tin, dữ liệu sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;
b) Các số liệu thống kê về điện năng tiêu thụ,
công suất cao điểm ngày và cao điểm tối trong tháng tương ứng của năm trước đó;
c) Các thông tin cần thiết khác.
2. Kết quả dự
báo nhu cầu phụ tải điện tháng
a) Công suất cực đại, điện năng tiêu thụ hàng
tuần của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền
tải;
b) Công suất cực đại, điện năng giao nhận
hàng tuần tại các điểm mua bán điện với nước ngoài thông qua lưới điện của Đơn
vị phân phối điện;
c) Công suất cực đại, điện năng giao nhận
hàng tuần của các Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối;
d) Biểu đồ điển hình của ngày làm việc, ngày
nghỉ, ngày lễ hàng tuần của toàn Đơn vị phân phối điện.
3. Khách hàng
lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện
về dự báo điện năng tiêu thụ, công suất cực đại trong tháng tới tại các điểm đấu
nối trong các trường hợp sau:
a) Công suất điện tiêu thụ chênh lệch
trên 02 MW so với số liệu của tháng tương ứng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện
năm;
b) Công suất phát của Đơn vị phát điện
chênh lệch trên 01 MW so với công suất phát dự kiến của tháng tương ứng trong dự
báo nhu cầu phụ tải điện năm.
4. Trình tự
thực hiện
a) Trước ngày 15 hàng tháng, Khách hàng lớn sử
dụng lưới điện phân phối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin
theo quy định tại Khoản 3 Điều này phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới;
b) Trước ngày 20 hàng tháng, Tổng công ty
Điện lực
phải hoàn thành dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới và thông báo cho Đơn vị điều
độ hệ thống điện quốc gia.
1. Kết quả dự
báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm các thông số sau:
a) Công suất cực đại, điện năng tiêu thụ
theo từng ngày của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới
điện truyền tải;
b) Công suất cực đại, điện năng giao nhận
theo từng ngày tại các điểm mua bán điện với nước ngoài thông qua lưới điện của
Đơn vị phân phối điện;
c) Biểu đồ phụ tải từng ngày trong tuần của
toàn Đơn vị phân phối điện.
2. Trước
10h00 thứ Ba hàng tuần, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm hoàn thành và cung
cấp cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia dự báo nhu cầu phụ tải 02 tuần tới
để lập phương thức vận hành cho 02 tuần tới.
Điều
26. Điểm đấu nối
1. Điểm đấu nối
trong hệ thống điện phân phối bao gồm:
a) Điểm nối
trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối vào lưới điện phân phối của Đơn vị phân phối điện;
b) Điểm nối
trang thiết bị, lưới điện giữa hai Đơn vị phân phối điện;
c) Điểm nối
trang thiết bị, lưới điện của Khách hàng sử dụng điện vào lưới điện phân phối của
Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
2. 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.
Điều
27. Ranh giới phân định tài sản và quản lý vận hành
1. Ranh giới
phân định tài sản giữa Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối là điểm đấu nối.
2. Tài sản của
mỗi bên tại ranh giới phân định tài sản 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 và quản lý,
vận hành theo các tiêu chuẩn và quy định của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa
thuận khác.
Điều
28. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực
1. Phương án
đấu nối các trạm điện, lưới điện và nhà máy điện mới vào lưới điện phân phối phải
phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền
phê duyệt.
2. [10]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 phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán
lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối biết
để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo quy định.
Điều
29. Trách nhiệm tuân thủ các yêu cầu về đấu nối và phối hợp thực hiện đấu nối
1. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tuân thủ
các yêu cầu về đấu nối thiết bị điện thuộc sở hữu của mình theo đúng quy định tại
Thông tư này.
2. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm phối hợp thực hiện phương án đấu nối khi khách
hàng có hồ sơ đề nghị đấu nối hợp lệ. Việc đấu nối và điều chỉnh đấu nối phải đảm
bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối quy định tại Mục 2 Chương này.
3. Trường hợp
các thiết bị tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không
đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu vận hành lưới điện phân phối, Đơn
vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo và phối hợp với khách hàng đưa ra biện
pháp khắc phục. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải chịu mọi chi phí thực
hiện các biện pháp khắc phục.
4. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm ban hành quy trình nội bộ thực hiện các nội dung
công tác của đơn vị, phối hợp với khách hàng để nhằm rút ngắn thời gian thực hiện
thỏa thuận đấu nối, thực hiện đấu nối cho khách hàng.
Điều
30. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
1. Sơ đồ đấu
nối điện chính phải bao gồm tất cả thiết bị điện trung và cao áp tại vị trí đấu
nối, phải thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối với lưới điện phân phối. Các trang thiết bị điện phải được mô tả bằng
các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được đặt tên, đánh số theo 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 khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối
đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện cho 10 năm tiếp theo.
3. Máy cắt thực
hiện thao tác tại điểm đấu nối giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối phải
được trang bị hệ thống kiểm tra đồng bộ.
Điều
31. Yêu cầu về cân bằng pha
Trong chế độ
làm việc bình thường, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải đảm bảo thiết
bị của mình không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu
nối quá 3 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc quá 5 % điện áp
danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.
Điều
32. Yêu cầu về biến dạng sóng hài[11]
Biến dạng
sóng hài cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối phải đảm bảo các yêu
cầu quy định tại Điều 7 Thông tư này.
Điều
33. Yêu cầu về nhấp nháy điện áp
Mức nhấp nháy
điện áp tối đa cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối phải theo quy
định tại 0 Thông tư này.
Điều
34. Yêu cầu về chế độ nối đất
1. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối phải áp dụng các chế độ nối đất trung tính trong lưới
điện của mình theo quy định tại 0 Thông tư này, trừ trường hợp có thỏa thuận
khác và được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trường hợp
khách hàng được cung cấp điện từ nhiều phía, khách hàng 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
35. Yêu cầu về hệ số công suất
Khách hàng sử
dụng điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có trạm biến áp riêng hoặc không có
trạm biến áp riêng nhưng có công suất sử dụng cực đại từ 40 kW trở lên có trách
nhiệm duy trì hệ số công suất (cosj) tại điểm đặt thiết bị đo đếm điện năng theo hợp đồng
mua bán điện không nhỏ hơn 0,9.
Điều
36. Yêu cầu về hệ thống bảo vệ
1. Hệ thống
rơ le bảo vệ của các trạm điện, đường dây cấp điện áp 110 kV và tổ máy phát điện
của nhà máy điện đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải tuân thủ 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.
2. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng có
trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh định, thử nghiệm và vận hành hệ thống bảo
vệ trên lưới điện trong phạm vi quản lý để đáp ứng các tiêu chuẩn và yêu cầu về
thời gian tác động, độ nhạy và tính chọn lọc khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận
hành hệ thống điện phân phối an toàn, tin cậy.
3. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng phải
thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ trong Thỏa thuận đấu nối. Việc phối hợp
trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơ le tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận
giữa Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Cấp điều
độ có quyền điều khiển trong quá trình thỏa thuận đấu nối.
4. Đơn vị
phân phối điện phải cung cấp cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm
điện riêng các thông số của hệ thống rơ le bảo vệ trên lưới điện phân phối liên
quan trực tiếp đến hệ thống bảo vệ của khách hàng tại điểm đấu nối trong quá trình
thỏa thuận đấu nối. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán, kiểm
tra và ban hành phiếu
chỉnh định rơ le bảo vệ hoặc thông qua các trị số chỉnh định
trên
lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Quy trình điều độ hệ thống điện
quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
5. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng không được tự ý lắp đặt thiết bị
để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại thanh cái đấu nối với lưới điện phân phối,
trừ trường hợp có thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều
khiển.
6. Ngoài các
yêu cầu được quy định tại các Khoản 1, 2, 3, 4 và 5 Điều này, hệ thống bảo vệ của
nhà máy điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối
vào cấp điện áp 110 kV phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Các đường
dây điện cấp điện áp 110 kV đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia phải
có 02 (hai) kênh thông tin liên lạc 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;
b) Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối vào cấp điện áp 110 kV
có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ le tần số thấp phục vụ tự động sa thải phụ tải
theo tính toán của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều
37. Yêu cầu về hệ thống thông tin
1. [12] Nhà máy điện
đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên hoặc trạm biến áp
110 kV phải được trang bị hệ thống thông tin và kết nối hệ thống này tương
thích với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ thông
tin liên lạc và truyền dữ liệu trong vận hành hệ thống điện. Các phương tiện
thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm kênh trực thông, điện
thoại, DIM và mạng máy tính.
2. Các yêu cầu
về hệ thống thông tin không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này được
các đơn vị thỏa thuận thống nhất và phải ghi rõ trong Thoả thuận đấu nối.
3. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm đầu tư,
quản lý, vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo
thông tin liên tục, tin cậy về Cấp điều độ có quyền điều khiển để phục vụ vận
hành hệ thống điện phân phối.
4. Cấp điều độ
có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp cung cấp
cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối các yêu cầu về dữ liệu thông tin, giao
diện thông tin cần thiết và phối hợp với khách hàng trong việc thử nghiệm, kiểm
tra và kết nối hệ thống thông tin, dữ liệu của khách hàng với hệ thống thông
tin, dữ liệu hiện có trong phạm vi quản lý phục vụ vận hành hệ thống điện phân
phối.
Điều
38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
1. [13] Nhà máy điện
đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên (không phân biệt
cấp điện áp đấu nối) và các trạm biến áp 110 kV 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. 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 phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.
2. [14] Nhà máy điện
đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên đã kết nối đến
Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được 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. Các trạm biến áp 110 kV được điều
khiển và thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc
RTU thiết lập hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển và
từ Trung tâm điều khiển sẽ chia sẻ thông tin đến Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Các yêu cầu
về kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển không thuộc
trường hợp quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này phải được các đơn vị thỏa
thuận thống nhất và ghi rõ trong Thoả thuận đấu nối. Trong trường hợp này, Đơn
vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để
thống nhất yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA trong Thỏa thuận đấu nối.
4. Thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway của Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối 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.
5. Chủ sở hữu
nhà máy điện, trạm điện 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 của
đơn vị cung cấp dịch vụ để đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu liên tục, tin cậy về
hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Cấp điều độ
có quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp các dữ liệu theo danh sách dữ liệu
đã thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
vào hệ thống SCADA của mình. Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối có trách nhiệm cấu hình, thiết lập cơ sở dữ liệu trên hệ thống của
mình để đảm bảo sự tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều
khiển và phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình thực hiện.
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 phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Cấp điều độ
có quyền điều khiển, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối có trách nhiệm phối hợp thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết để các thiết bị
của khách hàng và Đơn vị phân phối điện tương thích với các thay đổi của hệ thống
SCADA. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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. 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.
9. Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy định yêu cầu kỹ thuật
và quản lý vận hành hệ thống SCADA.
Điều
39. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện
đấu nối vào lưới điện phân phối
1. Yêu cầu đối
với 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 tuân theo các yêu cầu kỹ thuật tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Yêu cầu đối
với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện (bao gồm cả
các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn)
có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống
a) Có khả
năng phát công suất tác dụng định mức liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51
Hz. Trong dải tần số từ 47,5 Hz đến 49 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 tương ứng với các dải tần số của hệ thống theo
quy định tại Bảng 5 như sau:
Bảng 5. 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
|
|
47,5 HZ đến 48,0 Hz
|
10 phút
|
|
48 Hz đến 49 Hz
|
30 phút
|
|
49 Hz đến 51 Hz
|
Phát liên tục
|
|
51Hz đến 51,5 Hz
|
30 phút
|
|
51,5 Hz đến 52 Hz
|
01 phút
|
b) Tổ máy
phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng phát và nhận liên tục
công suất phản kháng với hệ số công suất 0,9 (ứng với chế độ phát công suất phản
kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) ứng với công suất định
mức và giữ được độ lệch điện áp trong dải quy định tại 0 Thông tư này;
c) Tổ máy
phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng chịu được mức mất đối
xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại 0 Thông tư này và chịu được
thành phần dòng điện thứ tự không và thứ tự nghịch không nhỏ hơn 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;
d) Trong trường
hợp điểm đấu nối được trang bị thiết bị tự động đóng lại, hệ thống rơ le bảo vệ
của nhà máy điện phải đảm bảo phối hợp được với thiết bị tự động đóng lại của
Đơn vị phân phối điện và phải được thiết kế để đảm bảo tách được tổ máy phát điện
ra khỏi lưới điện phân phối ngay sau khi máy cắt, thiết bị tự động đóng lại hoặc
dao phân đoạn của lưới điện phân phối mở ra lần đầu tiên và duy trì cách ly tổ
máy phát điện khỏi lưới điện phân phối cho tới khi lưới điện phân phối được
khôi phục hoàn toàn;
đ) Các nhà
máy điện có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện cấp
điện áp 110 kV phải trang bị bộ điều tốc có khả năng làm việc với các giá trị hệ
số tĩnh của đặc tính điều chỉnh trong dải từ 03 % đến 05 % và dải chết của bộ điều
tốc trong phạm vi ± 0,05 Hz.
e) [15] 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.
Điều
40. Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có công suất lớn
hơn 1MW đấu nối vào lưới điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên [16]
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 5b như sau:
Bảng 5b.
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 6, Điều 7 và Điều 8 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 Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ điều khiển từ
xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
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 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.
Điều
40a. Yêu cầu đối với nguồn điện mặt trời, điện gió đấu nối vào lưới điện trung
áp có công suất từ 01 MW trở xuống [17]
1. Tại mọi thời
điểm đang nối lưới, nguồn điện mặt trời, điện gió 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 5c như sau:
Bảng 5c.
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
|
|
Từ 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
|
2. Khi tần số
hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nguồn điện mặt trời, điện gió phải giảm
công suất tác dụng xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- ΔP: Mức giảm
công suất phát tác dụng (MW);
- Pm:
Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất
(MW);
- fn:
Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).
3. Nguồn điện
mặt trời, điện gió phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong
các dải điện áp tại điểm đấu nối theo quy định tại Bảng 5d như sau:
Bảng 5d.
Thời gian tối
thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải điện áp tại điểm đấu nối
|
Điện áp tại
điểm đấu nối
|
Thời gian
duy trì tối thiểu
|
|
Nhỏ hơn 50%
điện áp danh định
|
Không yêu
cầu
|
|
Từ 50% đến
dưới 85% điện áp danh định
|
02 giây
|
|
Từ 85% đến
110% điện áp danh định
|
Vận hành
liên tục
|
|
Trên 110% đến
120% điện áp danh định
|
02 giây
|
|
Lớn hơn
120% điện áp danh định
|
Không yêu cầu
|
4. Nguồn điện
mặt trời, điện gió không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiều vào lưới
điện phân phối vượt quá giá trị 0,5% dòng định mức tại điểm đấu nối.
5. Nguồn điện
mặt trời, điện gió phải tuân theo các quy định về điện áp, cân bằng pha, sóng
hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định tại Điều 5,
Điều 6, Điều 7, Điều 8
và Điều 10 Thông tư này.
6. Nguồn điện
mặt trời, điện gió phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Tự ngắt kết
nối với lưới điện phân phối khi xảy ra sự cố nội bộ nguồn điện mặt trời, điện
gió;
b) Tự ngắt kết
nối khi xảy ra sự cố mất điện từ lưới điện phân phối và không phát điện lên lưới
khi lưới điện phân phối đang mất điện;
c) Không tự động
kết nối lại lưới điện khi chưa đảm bảo các điều kiện sau:
- Tần số của
lưới điện duy trì trong dải từ 48Hz đến 51Hz trong thời gian tối thiểu 60 giây;
- Điện áp tất
cả các pha tại điểm đấu nối duy trì trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức
trong thời gian tối thiểu 60 giây;
d) Khách hàng
có đề nghị đấu nối phải thỏa thuận, thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với
Đơn vị phân phối điện nhưng tối thiểu bao gồm các bảo vệ quy định tại các điểm
a, điểm b và điểm c khoản này, bảo vệ quá áp, thấp áp và bảo vệ theo tần số.
7. Ngoài các
yêu cầu quy định tại khoản 1 đến khoản 6 Điều này, nguồn điện mặt trời,
gió có công suất từ 100 kW đến 1 MW đấu nối vào lưới điện trung áp phải đảm bảo
các yêu cầu kỹ thuật sau:
a) Phải đảm bảo chế độ điều khiển công suất phản kháng được kích hoạt
theo chế độ điều khiển theo hệ số công suất với giá trị hệ số công suất
(cosphi) được cài đặt theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, trừ trường
hợp có thỏa thuận khác với Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Phải có khả năng thiết lập chế độ ưu tiên phát công suất tác dụng hoặc
công suất phản kháng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển khi điện
áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải yêu cầu vận hành liên tục quy định tại khoản
3 Điều này.
8. Chủ đầu tư
nguồn điện mặt trời, điện gió đấu nối vào lưới điện trung áp có công suất từ 100
kW đến 1 MW có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phân phối điện về
trang thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển
của Cấp điều độ phân phối.
Hệ thống điện
mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp khi đáp ứng các yêu cầu sau:
1. Công suất
đấu nối
a) Tổng công
suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến
áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó;
b) Hệ thống
điện mặt trời có công suất dưới 20 kWp trở xuống được đấu nối vào lưới
điện 01 pha hoặc 03 pha theo thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện;
c) Hệ thống
điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở lên phải đấu nối vào lưới điện 03 pha.
2. Tại mọi thời
điểm đang nối lưới, hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ
áp 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 5a như sau:
Bảng 5a
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
|
|
48 Hz đến
49 Hz
|
30 phút
|
|
49 Hz đến
51 Hz
|
Phát liên tục
|
|
51Hz đến
51,5 Hz
|
30 phút
|
3. Khi tần số
hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, hệ thống điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở
lên phải giảm công suất tác dụng xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- ΔP: Mức giảm
công suất phát tác dụng (MW);
- Pm:
Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất
(MW);
- fn:
Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).
4. Hệ thống
điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong các dải
điện áp tại điểm đấu nối theo quy định tại Bảng 5b như sau:
Bảng 5b
Thời gian tối thiểu
duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải điện áp tại điểm đấu nối
|
Điện áp tại
điểm đấu nối
|
Thời gian
duy trì tối thiểu
|
|
Nhỏ hơn 50%
điện áp danh định
|
Không yêu
cầu
|
|
50% đến 85%
điện áp danh định
|
2 giây
|
|
85% đến
110% điện áp danh định
|
Vận hành
liên tục
|
|
110% đến
120% điện áp danh định
|
2 giây
|
|
Lớn hơn
120% điện áp danh định
|
Không yêu cầu
|
5. Hệ thống
điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp không được phát công suất phản kháng
vào lưới điện và hoạt động ở chế độ tiêu thụ công suất suất phản kháng với hệ số công suất
(cosj) lớn hơn
0,98.
6. Hệ thống
điện mặt trời không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiều vào lưới điện
phân phối vượt quá giá trị 0,5% dòng định mức tại điểm đấu nối.
7. Hệ thống
điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp phải tuân theo các quy định về điện
áp, cân bằng pha, sóng hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7,
Điều 8 và Điều 10 Thông tư này.
8. Hệ thống
điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Tự ngắt kết
nối với lưới điện phân phối khi xảy ra sự cố nội bộ hệ thống điện mặt trời;
b) Tự ngắt kết
nối khi xảy ra sự cố mất điện từ lưới điện phân phối và không phát điện lên lưới
khi lưới điện phân phối đang mất điện;
c) Không tự động
kết nối lại lưới điện khi chưa đảm bảo các điều kiện sau:
- Tần số của
lưới điện duy trì trong dải từ 48Hz đến 51Hz trong thời gian tối thiểu 60 giây;
- Điện áp tất
cả các pha tại điểm đấu nối duy trì trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức
trong thời gian tối thiểu 60 giây.
d) Đối với hệ
thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 pha, khách hàng có đề nghị đấu
nối phải thỏa thuận, thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân
phối điện nhưng tối thiểu bao gồm các bảo vệ quy định tại các Điểm a, Điểm b, Điểm
c Khoản này, bảo vệ quá áp, thấp áp và bảo vệ theo tần số.
1.
Yêu cầu kỹ thuật chung
a)
Hệ thống giám sát, điều khiển và hệ thống thông tin viễn thông 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 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 lưới điện quốc gia.
d) [19] 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.
[20] 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, 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 và trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển 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. Trường hợp
đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha, khi có nhu cầu đấu nối mới vào lưới điện
phân phối hoặc thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
phải gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu quy định tại Phụ lục 2A ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Trường hợp
đấu nối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV, khi có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay
đổi đấu nối hiện có, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi cho Đơn vị
phân phối điện các tài liệu sau:
a) Thông tin
đăng ký đấu nối tương ứng với nhu cầu đấu nối quy định tại các Phụ lục 2B, 2C, 2D ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Sơ đồ
nguyên lý các thiết bị điện chính sau điểm đấu nối;
c) 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, thời gian dự kiến hoàn thành dự án, số liệu kỹ thuật của dự
án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện tại.
3. [21] Trường hợp tại thời điểm
làm hồ sơ đề nghị đấu nối vào cấp điện áp trung áp và 110 kV mà chưa có đầy đủ
các thông tin, tài liệu quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối có trách nhiệm thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện về việc cung
cấp thông tin, tài liệu và ghi rõ trong thỏa thuận đấu nối.
1. Khi nhận
được hồ sơ đề nghị đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra và
thông báo bằng văn bản về tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ.
2. Sau khi nhận
được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm
thực hiện các công việc sau đây:
a) Xem xét các yêu cầu liên quan đến thiết bị
điện dự kiến tại điểm đấu nối;
b) Chủ trì đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối
trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng đề nghị đấu nối đối với
lưới điện phân phối về khả năng mang tải của các đường dây, trạm biến áp hiện
có; sự ảnh hưởng đến dòng ngắn mạch, ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của lưới
điện phân phối sau khi thực hiện đấu nối; công tác phối hợp các hệ thống bảo vệ;
c) [23] Lấy ý kiến của
Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan đến đấu nối về ảnh
hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, lưới điện khu vực, yêu cầu kết nối
với hệ thống thông tin và hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển,
các yêu cầu về rơ le bảo vệ, tự động hóa và các nội dung liên quan đến yêu cầu
kỹ thuật với thiết bị tại điểm đấu nối;
d) Lập và thỏa thuận sơ đồ một sợi có các
thông số kỹ thuật các thiết bị và sơ đồ mặt bằng điểm đấu nối lưới điện của
khách hàng vào lưới điện phân phối làm sơ đồ chính thức sử dụng trong Thỏa thuận
đấu nối;
đ) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo các nội
dung được quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông
tư này và gửi cho khách hàng đề nghị đấu nối.
3. Khách hàng
đề nghị đấu nối có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin
cần thiết phục vụ cho việc xem xét, thỏa thuận thực hiện phương án đấu nối và
ký Thỏa thuận đấu nối với Đơn vị phân phối điện.
4. Thoả thuận
đấu nối được lập thành 05 bản, mỗi bên giữ 02 bản và 01 bản gửi tới Cấp điều độ
có quyền điều khiển.
5. Trường hợp
không thỏa thuận được phương án đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm
thông báo bằng văn bản cho khách hàng và báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý
do không thống nhất phương án đấu nối.
1. Thời hạn
xem xét và ký Thoả thuận đấu nối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có
đề nghị đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và khách hàng sở hữu tổ máy phát điện có đề
nghị đấu nối vào lưới điện trung áp được quy định tại Bảng 6 như sau:
Bảng 6. 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
|
|
Khách hàng
đề nghị đấu nối
|
|
Xem xét hồ
sơ đề nghị đấu nối
|
Không quá 15
ngày làm việc
|
Đơn vị phân
phối điện, cấp điều độ có quyền điều khiển
|
|
Chuẩn bị dự
thảo Thỏa thuận đấu nối
|
Không quá 03
ngày làm việc
|
Đơn vị phân
phối điện
|
|
Thực hiện
đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối
|
Không quá 07
ngày làm việc
|
Đơn vị phân
phối điện và khách hàng đề nghị đấu nối
|
2. [24]Đối với khách
hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời
hạn 02 ngày làm việc kể từ khi nhận đầy đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị
phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm khảo sát hiện
trường, thỏa thuận và ký Thỏa thuận đấu nối với khách hàng sử dụng điện có trạm
điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp.
1. Đơn vị
phân phối điện có quyền tiếp cận các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách
hàng tại điểm đấu nối trong quá trình xây dựng, lắp đặt, thay thế, tháo dỡ, kiểm
tra, thử nghiệm, bảo dưỡng và vận hành các thiết bị này.
2. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có quyền tiếp cận các thiết bị thuộc phạm vi quản
lý của Đơn vị phân phối điện tại điểm đấu nối trong quá trình xây dựng, lắp đặt,
thay thế, tháo dỡ, kiểm tra, thử nghiệm, bảo dưỡng và vận hành các thiết bị này.
3. Đơn vị
phân phối điện, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tạo điều
kiện để các bên thực hiện các quyền quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
1. Trước ngày
dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp cho
Đơn vị phân phối điện 01 (một) bộ hồ sơ và Cấp điều độ có quyền điều khiển 01
(một) bộ 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 đề nghị đấu nối và bản sao các tài
liệu pháp lý được chứng thực), 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 phân phối tuân thủ các TCVN hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam công nhận
và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định Mục
2 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 và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt,
biến dòng, biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt
liên động theo trạng thái máy cắt;
-
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;
- Tài liệu kỹ
thuật của hệ thống kích từ, điều tốc của tổ máy phát điện;
- Tài liệu hướng
dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh
định rơ le, 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) Dự kiến lịch chạy thử, đóng điện
và vận hành.
2. Trừ trường
hợp có thỏa thuận khác, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy
đủ các tài liệu quy định tại Khoản 1 Điều này trong thời hạn sau:
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 biến áp vào vận hành thử lần đầu (trừ biên bản nghiệm thu toàn
phần đường dây và trạm biến áp).
3. Chậm nhất 20
ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu đối với hồ sơ đóng điện tổ máy phát điện
hoặc chậm nhất 15 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu đối với hồ sơ đóng
điện đường dây, trạm điện, Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm gửi cho khách hàng đề nghị đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu đối với chỉnh định rơ le bảo vệ
của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le và
các trị số chỉnh định liên quan đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của khách
hàng đề nghị đấu nối được Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành hoặc thông
qua;
c) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết
bị;
d) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều
độ;
đ) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông
tin liên lạc phục vụ điều độ;
e) Các yêu cầu về thu thập và truyền dữ liệu
hệ thống SCADA (nếu có);
g) Phương thức điều khiển tự động (nếu có);
h) Phương thức đóng điện dự kiến;
i) Danh mục các quy trình liên quan đến vận
hành, điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện phân phối và quy trình phối
hợp vận hành;
k) Danh sách các cán bộ liên quan và Nhân
viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 10
ngày làm việc trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu
nối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển
các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử (đối với các nhà máy điện)
và đóng điện vận hành các trang thiết bị điện;
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 an toàn vận hành
thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các Nhân viên vận hành của khách
hàng bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm kèm theo số điện thoại
và số fax liên lạc.
1. Trước ngày
dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp cho
Đơn vị phân phối điện 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm
đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của khách hàng đề nghị đấu nối và bản
sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:
a) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được phê duyệt
và sửa đổi, bổ sung (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 biên bản nghiệm thu từng phần và toàn
phần các thiết bị đấu nối của đường dây và trạm biến áp vào lưới điện phân phối
tuân thủ các TCVN hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam công nhận và đáp ứng
các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định tại Mục 2 Chương
này;
d) Dự kiến lịch đóng điện chạy thử và vận
hành.
2. Sau khi nhận
đủ tài liệu, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm chuyển cho khách hàng đề nghị
đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu đối với chỉnh định rơ le bảo vệ
của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le và
các trị số chỉnh định liên quan đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của khách
hàng đề nghị đấu nối được Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành hoặc thông
qua;
c) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết
bị;
d) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều
độ;
đ) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông
tin liên lạc phục vụ điều độ;
e) Các yêu cầu về thu thập và truyền dữ liệu
hệ thống SCADA (nếu có);
g) Phương thức điều khiển tự động (nếu có);
h) Phương thức đóng điện dự kiến;
i) Danh mục các quy trình liên quan đến vận
hành, điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện phân phối và quy trình phối
hợp vận hành;
k) Danh sách các cán bộ liên quan và nhân
viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
3. Trước ngày
dự kiến đóng điện lần đầu và chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp
cho Đơn vị phân phối điện các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử và đóng điện vận hành các
trang thiết bị điện;
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 an toàn vận hành
thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các nhân viên vận hành của khách
hàng bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm kèm theo số điện thoại
và số fax liên lạc.
1. Khách hàng
đề nghị đấu nối có trách nhiệm thoả thuận với Đơn vị phân phối điện ngày thực
hiện kiểm tra thực tế tại điểm đấu nối.
2. Trường hợp
Đơn vị phân phối điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan tại điểm
đấu nối của khách hàng chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách hàng đề nghị đấu nối
phải hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu cầu và thoả thuận
lại với Đơn vị phân phối điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
3. [28] Đơn vị phân phối 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.
4. Đơn vị
phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển (nếu có) phải ký với khách
hàng đề nghị đấu nối 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, khách hàng đề nghị đấu nối
có trách nhiệm gửi Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển văn
bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) [30] Các tài liệu
pháp lý và kỹ thuật:
- 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 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, đã chốt chỉ số 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 điều độ, vận hành:
- 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 bảo
vệ rơ le đã được chỉnh định đúng theo các yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều
khiển;
- Nhân viên vận
hành đã được đào tạo, kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành và công nhận chức danh
theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
- Phương tiện
thông tin điều độ (Kênh trực thông, điện thoại, fax) hoạt động tốt;
- Hoàn thiện kết
nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống thông tin của Cấp điều
độ có quyền điều khiển (nếu có).
2. Trong thời
hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ
có quyền điều khiển có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Đơn vị phân phối điện
thông báo cho khách hàng đề nghị đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm
đấu nối.
3. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thực hiện
đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển
thông báo.
4. [31] Đối với khách
hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện trung áp cho phép đóng điện điểm đấu nối
ngay sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định
tuân thủ đúng các yêu cầu tại Thỏa thuận đấu nối, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu về
pháp lý, kỹ thuật, điều độ, vận hành quy định tại khoản 1 Điều này và an toàn điện.
1. Đối với
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và Đơn vị
phát điện có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp:
a) Trong thời
gian thử nghiệm để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối, khách hàng đề
nghị đấu nối phải cử nhân viên vận hành trực và thông báo danh sách nhân viên
trực kèm theo số điện thoại, số fax liên lạc cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều
độ có quyền điều khiển để phối hợp vận hành khi cần thiết;
b) Trong thời
gian nghiệm thu chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm phối hợp với
Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo các thông số
vận hành đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối trong giới hạn cho phép
quy định tại Mục 2 Chương này;
c) Kết thúc
quá trình nghiệm thu chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối phải xác nhận thông số
vận hành thực tế tại điểm đấu nối của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến
áp và tổ máy phát điện. Trường hợp các thông số vận hành tại điểm đấu nối không
đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Mục 2 Chương này
do lưới điện hoặc thiết bị điện của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện có
quyền tách nhà máy điện hoặc lưới điện của khách hàng ra khỏi hệ thống điện
phân phối và yêu cầu khách hàng tiến hành các biện pháp khắc phục;
d) [32] 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
thử nghiệm, chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu
quy định tại Thông tư này, các quy định về quy hoạch, đất đai, xây dựng, phòng
cháy chữa cháy, môi trường và các quy định pháp luật có liên quan.
2. [33] Đối với Khách
hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời
hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận đầy đủ hồ sơ đóng điện điểm đấu nối hợp lệ
của Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp
theo quy định tại Điều 48 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện
có trách nhiệm phối hợp với khách hàng hoàn thành đóng điện chạy thử, nghiệm
thu và đóng điện vận hành chính thức cho khách hàng có đề nghị đấu nối.
1. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm vận hành thiết bị đảm bảo các yêu cầu
kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối trong giới hạn quy định
tại Thông tư này. Trường hợp thông số vận hành thiết bị điện của khách hàng
không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối,
Đơn vị phân phối điện có quyền yêu cầu khách hàng tiến hành kiểm tra, thí nghiệm
lại các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng để xác định nguyên nhân
và thực hiện các biện pháp khắc phục.
2. [34] Trường hợp
hai bên không thống nhất về kết quả kiểm tra và nguyên nhân gây ra vi phạm, hai
bên phải thỏa thuận về phạm vi kiểm tra để khách hàng thuê Đơn vị thí nghiệm độc
lập tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại. Trường hợp kết quả kiểm tra của Đơn vị
thí nghiệm độc lập cho thấy các vi phạm gây ra do thiết bị của khách hàng mà
khách hàng không chấp nhận các giải pháp khắc phục hoặc không hoàn thành việc
khắc phục theo thời gian đã cam kết với Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối
điện có quyền tách đấu nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lưới điện phân
phối. Thời gian khắc phục do hai bên thỏa thuận, trường hợp hai bên không thống
nhất được thời gian khắc phục, các bên giải quyết tranh chấp theo Quy định về
kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện, giải quyết tranh chấp hợp đồng mua
bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối phải chịu chi phí thực hiện kiểm tra và thí nghiệm
bổ sung trong trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy thiết bị của khách hàng vi
phạm các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối. Đơn vị
phân phối điện phải chịu chi phí thực hiện kiểm tra và thí nghiệm bổ sung trong
trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy thiết bị của khách hàng không vi phạm các yêu
cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối.
4. Trước khi
kiểm tra thiết bị đấu nối để xác định các vi phạm yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu
nối, Đơn vị phân phối điện phải thông báo trước cho Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối và Cấp điều độ có quyền điều khiển thời gian kiểm tra, danh sách người
kiểm tra. Trường hợp kiểm tra có thể gây mất điện của khách hàng, Đơn vị phân
phối điện phải thông báo trước ít nhất 05 ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối và Cấp điều độ có quyền điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối có trạm điện riêng có trách nhiệm phối hợp và tạo mọi điều kiện cần thiết
để thực hiện công tác kiểm tra.
5. Trong quá
trình kiểm tra, Đơn vị phân phối điện được phép lắp đặt các thiết bị đo đếm điện
và kiểm tra tại thiết bị đấu nối nhưng không được làm ảnh hưởng đến an toàn vận
hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối.
6. [35] Trong quá
trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện nguy cơ không đảm bảo vận hành an
toàn cho hệ thống điện do các thiết bị thuộc sở hữu của khách hàng gây ra, Đơn
vị phân phối điện phải thông báo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển,
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng để khắc phục, loại trừ
nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Trường hợp nguyên
nhân kỹ thuật không khắc phục được hoặc có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử
dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xấu đến lưới điện phân phối, Đơn vị phân
phối điện có quyền yêu cầu khách hàng tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại các
thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng theo quy định tại Khoản 1 và Khoản
2 Điều này.
1. Trường hợp
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng dự định thay thế,
nâng cấp các thiết bị đấu nối, lắp đặt thêm các thiết bị điện mới có khả năng ảnh
hưởng đến cung cấp điện an toàn, tin cậy và liên tục của lưới điện phân phối, khách
hàng phải thông báo, thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện về các thay đổi này
và nội dung thay đổi phải được bổ sung trong Thỏa thuận đấu nối.
2. Trường hợp
không chấp thuận đề xuất của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện
riêng thì Đơn vị phân phối điện phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng các
yêu cầu bổ sung cần thiết khác đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
3. Toàn bộ
thiết bị thay thế tại điểm đấu nối phải được kiểm tra, thử nghiệm và nghiệm thu
theo quy định từ Điều 47 đến Điều 51 Thông tư này.
1. Trường hợp
sử dụng điện phục vụ mục đích sinh hoạt
Trong thời hạn
07 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối
điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm ký hợp đồng và cung cấp
điện cho khách hàng sử dụng điện.
2. Trường hợp
sử dụng điện ngoài mục đích sinh hoạt
a) Trong thời
hạn 03 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân
phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm kiểm tra, khảo
sát và lập phương án cấp điện cho khách hàng đề nghị cung cấp điện;
b) Trong thời
hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện khảo sát và lập phương án cấp điện,
Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm ký hợp
đồng và cung cấp điện cho khách hàng.
3. Trường hợp
không cung cấp được điện cho khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng, trong đó phải ghi
rõ lý do và có xác nhận của Sở Công Thương địa phương.
1. Trước ngày
dự kiến đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp
cho Cấp điều độ có quyền điều khiển 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ kiểm tra điều kiện
đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn vị phân phối
điện và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:
a) Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi
phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện;
b) Sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo
vệ và điều khiển, thể hiện rõ các máy cắt, biến dòng, biến điện áp, chống sét,
dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
c) Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có);
d) Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ
và tự động, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơle;
đ) Tài liệu,
thông số kỹ thuật của các thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu
nối;
e) Dự kiến lịch chạy thử, đóng điện và vận
hành.
2. Chậm nhất 01
tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu, Đơn
vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu quy định tại Khoản
1 Điều này, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
3. Chậm nhất 15
ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có
trách nhiệm gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều
độ;
c) Ban hành phiếu chỉnh định rơ le hoặc thông
qua các trị số chỉnh định rơ le theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia
do Bộ Công Thương ban hành;
d) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết
bị;
đ) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông
tin liên lạc phục vụ điều độ;
e) Các yêu cầu về kết nối và vận hành đối với
hệ thống SCADA;
g) Phương thức đóng điện dự kiến;
h) Danh sách các cán bộ liên quan và các Nhân
viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 07
ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện phải thỏa
thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển lịch chạy thử và vận hành
các trang thiết bị điện.
1. Đơn vị
phân phối 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) [38] 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, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng.
b) Các tài liệu
xác nhận công trình đủ điều kiện về điều độ, vận hành
- Thiết bị nhất
thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ điều khiển ban
hành;
- Hệ thống bảo
vệ rơle và tự động đã được chỉnh định đúng theo các phiếu chỉnh định rơle bảo vệ
do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành hoặc thông qua;
- Nhân viên vận
hành đã được đào tạo, kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành và công nhận chức danh
theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
- Phương tiện
thông tin điều độ (trực thông, điện thoại quay số, fax) hoạt động tốt;
- Hoàn thiện kết
nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống thông tin của Cấp điều
độ có quyền điều khiển.
2. Trong thời
hạn 03 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 phân phối điện về thời
gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.
3. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và
các đơn vị liên quan khác 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 phân phối điện có nhu cầu thay thế, nâng cấp, lắp đặt thêm các thiết bị
điện trên lưới điện phân phối có khả năng ảnh hưởng đến cung cấp điện an toàn,
tin cậy và liên tục của lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện phải thỏa
thuận bằng văn bản với Cấp điều độ có quyền điều khiển và thông báo cho các đơn
vị liên quan về các thay đổi này.
2. Trường hợp
đề xuất của Đơn vị phân phối điện không được chấp thuận, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị phân phối điện các yêu cầu bổ sung đối
với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
3. Toàn bộ
thiết bị thay thế, bổ sung phải được thực hiện theo quy định tại Điều
55 và Điều 56 Thông tư này.
1. Các trường
hợp tách đấu nối bao gồm:
a) Tách đấu nối
tự nguyện là tách đấu nối theo đề nghị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối,
bao gồm tách đấu nối vĩnh viễn và tách đấu nối tạm thời;
b) Tách đấu nối
bắt buộc là tách đấu nối trong các trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối vi phạm Thỏa thuận đấu nối, hợp đồng mua bán điện, vi phạm quy định về kiểm
tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối hoặc theo yêu cầu của cơ quan có
thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối vi phạm các quy định của
pháp luật.
2. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối 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 phân phối ra khỏi hệ thống
điện phân phối và trách nhiệm của các bên liên quan phải được quy định trong
Thoả thuận đấu nối và hợp đồng mua bán điện;
b) Khi có nhu
cầu tách đấu nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện phân phối, Khách hàng sử dụng
lưới điện phân phối phải thông báo bằng văn bản cho Đơn vị phân phối điện và Cấp
điều độ có quyền điều khiển ít nhất 01 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối
vĩnh viễn. Trường hợp là Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối sở hữu các tổ
máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối thì phải thông báo bằng văn bản
cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 03 tháng
trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn.
2. Tách đấu nối
tạm thời
Khách hàng sử
dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo và thỏa thuận với Đơn vị phân
phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển về thời điểm và thời gian tách đấu
nối tạm thời ra khỏi hệ thống điện phân phối.
Đơn vị phân
phối điện có quyền tách đấu nối Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối ra khỏi
hệ thống điện phân phối trong các trường hợp sau:
1. Theo yêu cầu
tách đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
2. Các trường
hợp tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thoả thuận
đấu nối.
3. Trường hợp
quy định tại Khoản 2 và Khoản 6 Điều 52 Thông tư này.
Đơn vị phân
phối điện có trách nhiệm khôi phục đấu nối cho Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối trong các trường hợp sau:
1. Khi có yêu
cầu khôi phục đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc khi các nguyên
nhân dẫn đến tách đấu nối đã được loại trừ, các hậu quả đã được khắc phục và các
khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán.
2. Khi có đề
nghị khôi phục đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và các khoản
chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán trong trường hợp tách đấu nối tạm
thời.
1. [39]
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 pháp luật khác có liên quan.
2. Lập kế
hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các trang thiết bị điện và lưới
điện phân phối hàng năm, tháng, tuần và ngày theo quy định tại Mục
2 và Mục 3 Chương này.
3. Quản lý, vận
hành lưới điện phân phối đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy cho
khách hàng đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành quy định tại Chương
II Thông tư này.
4. Đầu tư, lắp
đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý
đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy và chọn lọc. Lập phương thức, tính toán, kiểm
tra hệ thống rơ le bảo vệ cho hệ thống bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối trong trường hợp sơ đồ bảo vệ
đó có ảnh hưởng tới hệ thống bảo vệ lưới điện phân phối để đảm bảo tính
chọn lọc, độ nhạy và khả năng loại trừ sự cố.
5. Đầu tư, lắp
đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway,
hệ thống SCADA, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo 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.
6. Tuân thủ lệnh
điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển trừ trường hợp việc thực hiện có
nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ đó vi phạm
các quy định đã được ban hành.
7. Vận hành hệ
thống điện phân phối tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện truyền
tải, 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 do Bộ Công Thương ban
hành và các quy định tại Thông tư này.
8. Phối hợp với
Đơn vị phân phối điện khác và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện
riêng trong quá trình vận hành các thiết bị tại điểm đấu nối với lưới điện của
mình.
9. Phối hợp với
Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện phân phối, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ
liệu SCADA và tín hiệu điều khiển phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
10. 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.
1. Lập kế hoạch,
phương thức vận hành phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện phân phối
thuộc quyền điều khiển cho năm, tháng, tuần và ngày tới.
2. Chỉ huy, điều độ hệ
thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển tuân thủ quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải, 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, ổn định và tin cậy hệ thống điện phân phối.
3. Phối hợp với Đơn vị
phân phối, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối trong việc thỏa thuận kế hoạch
bảo dưỡng sửa chữa thiết bị; thiết lập hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ
liệu SCADA và điều khiển xa phục vụ vận hành; kiểm tra và thông qua sơ đồ bảo vệ
trong hệ thống điện thuộc phạm vi điều khiển của mình để đảm bảo tính chọn
lọc, độ nhạy và khả năng loại trừ sự cố.
4. Thực hiện các
trách nhiệm khác theo quy định của pháp luật.
1. Khách
hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp có trách nhiệm:
a) [40] 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 pháp luật khác có liên quan;
b) Quản lý vận hành, bảo dưỡng sửa chữa thiết
bị điện và lưới điện trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật
quy định tại Mục 2 Chương V Thông tư này, các cam kết trong
Thỏa thuận đấu nối, hợp đồng mua bán điện và các quy định pháp luật hiện
hành;
c) Tuân thủ lệnh điều độ của Cấp điều độ có
quyền điều khiển theo 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;
d) Cung cấp thông tin chính xác, kịp thời cho
Đơn vị phân phối điện để lập kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ
thống điện phân phối;
đ) Phối hợp với Đơn vị phân phối điện duy trì
chất lượng điện năng và vận hành kinh tế hệ thống điện phân phối theo thỏa thuận
với Đơn vị phân phối điện.
2. Đơn vị
phát điện và Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp 110 kV có trách
nhiệm:
a) Thực hiện các quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận
hành hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc
ổn định, tin cậy;
c) 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 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 được 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.
d) [41] Đơn vị phát điện có
trách nhiệm 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 Cấp điều độ điều khiển theo
Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực
ban hành.
3. Khách hàng
sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp hạ áp có trách nhiệm vận hành trang thiết
bị điện và lưới điện của mình đảm bảo phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật quy định
tại Mục 2 Chương V Thông tư này.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện
phân phối năm, tháng và tuần phục vụ cho việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện
phân phối trong phạm vi quản lý.
2. Kế hoạch bảo
dưỡng sửa chữa hệ thống điện phân phối được lập cần xem xét đến kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và
phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Giảm thiểu ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung
cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và liên tục;
b) Tối ưu việc phối hợp bảo dưỡng, sửa chữa
nguồn điện và lưới điện.
3. Trong quá
trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối trong phạm vi quản
lý, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với các Cấp điều độ có quyền điều
khiển, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện khác nhằm mục đích giảm
thiểu ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện cho hệ thống điện.
4. Trường hợp
không thể thực hiện được kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối đã
công bố, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện phải thông báo lại và phối hợp với Đơn vị phân phối điện để
điều chỉnh.
1. Trước ngày
01 tháng 6 hàng năm, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng
và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân
phối điện các thông tin về kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 năm tiếp
theo đối với lưới điện 110 kV và 01 năm tiếp theo đối với lưới điện trung áp,
bao gồm:
a) Danh mục các đường dây, thiết bị điện liên
quan đến điểm đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân phối điện dự kiến bảo dưỡng,
sửa chữa;
b) Lý do bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Phạm vi ngừng cung cấp điện do công tác bảo
dưỡng, sửa chữa;
d) Ước tính điện năng, công suất của phụ tải
bị ngừng cung cấp điện;
đ) Ước tính điện năng, công suất không phát
được lên lưới điện phân phối của nhà máy điện.
2. Trước ngày
01 tháng 7 hàng năm, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành dự thảo kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 năm tiếp theo đối với lưới điện 110 kV và 01 năm tiếp
theo đối với lưới điện trung áp trên cơ sở xem xét các yếu tố sau:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Khách
hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ
điện và các yêu cầu thay đổi kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa (nếu có);
c) Các yêu cầu bảo dưỡng, sửa chữa lưới
điện truyền tải;
d) Phối hợp các kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện, phù hợp với điều kiện vận hành thực tế nhằm tối ưu vận hành
kinh tế kỹ thuật hệ thống điện phân phối;
đ)
Các
yêu cầu khác có liên quan đến bảo dưỡng, sửa chữa.
3. Trường hợp
không thống nhất với kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị phân phối điện,
trước ngày 10 tháng 7 hàng năm, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm
điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có quyền gửi văn bản đề nghị Đơn vị
phân phối điện điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm. Đơn vị phân
phối điện có trách nhiệm xem xét, điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
năm phù hợp với đề nghị của khách hàng. Trường hợp không thể điều chỉnh kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa theo yêu cầu của khách hàng, Đơn vị phân phối điện phải
thông báo cho khách hàng bằng văn bản và nêu rõ lý do.
4. Trước ngày
01 tháng 12 hàng năm, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành và công bố kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 năm tiếp theo đối với lưới điện 110 kV và 01 năm tiếp
theo đối với lưới điện trung áp trên trang thông tin điện tử của đơn vị, bao gồm
các nội dung sau:
a) Danh mục các thiết bị điện, đường dây thực
hiện bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do đưa thiết bị, đường dây ra bảo dưỡng,
sửa chữa;
c) Nội dung công việc chính;
d) Dự kiến thời gian bảo dưỡng, sửa chữa;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến công tác
bảo dưỡng, sửa chữa.
1. Trường hợp
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng tới có thay đổi so với kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa năm đã công bố, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện
riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện
các thông tin quy định tại Khoản 1 Điều 66 Thông tư này
trước ngày 10 hàng tháng.
2. Trước ngày
15 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành dự thảo kế hoạch kế hoạch
bảo dưỡng, sửa chữa tháng tới trên cơ sở xem xét các yếu tố sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm đã công bố;
b) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
tới;
c) Đề nghị điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện;
d) Các yêu cầu bảo dưỡng, sửa chữa trên lưới
điện truyền tải.
3. Trước ngày
25 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành và công bố kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa cho tháng tới trên trang thông tin điện tử của đơn vị, bao gồm các nội
dung sau:
a) Tên các thiết bị điện, đường dây thực hiện
bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do đưa thiết bị, đường dây ra bảo dưỡng,
sửa chữa;
c) Nội dung công việc chính;
d) Thời gian dự kiến bắt đầu và kết thúc công
tác bảo dưỡng, sửa chữa;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến công tác
bảo dưỡng, sửa chữa;
e) Ước tính công suất và điện năng không cung
cấp được do bảo dưỡng, sửa chữa.
1. Hàng tuần,
Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 tuần
kế tiếp dựa trên các căn cứ sau:
a) Kế hoạch vận hành tháng được duyệt;
b) Kết quả dự báo phụ tải 02 tuần tới;
c) Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa nguồn điện và
lưới điện được cập nhật;
d) Đề nghị điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện.
2. Trường hợp
có thay đổi so với kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng, trước 10h00 thứ Hai hàng
tuần, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin theo quy
định tại Khoản 1 Điều 66 Thông tư này.
3. Trước
16h00 thứ Năm hàng tuần, căn cứ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng và thông tin
do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện cung
cấp, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành và công bố kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa cho 02 tuần tiếp theo trên trang thông tin điện tử của đơn vị, bao gồm các
nội dung sau:
a) Tên các thiết bị điện, đường dây thực hiện
bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do đưa thiết bị, đường dây ra bảo dưỡng,
sửa chữa;
c) Nội dung công việc chính;
d) Thời gian dự kiến bắt đầu và kết thúc công
tác bảo dưỡng, sửa chữa;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến công tác
bảo dưỡng, sửa chữa;
e) Phạm vi ngừng cung cấp điện do công tác bảo
dưỡng, sửa chữa;
h) Ước tính công suất và điện năng không cung
cấp được do bảo dưỡng, sửa chữa.
4. Trước
16h00 thứ Sáu hàng tuần, căn cứ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tuần do Đơn vị
phân phối điện công bố, các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm lập
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý và
thông báo đến khách hàng bị ảnh hưởng theo quy định tại Quy định điều kiện,
trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối cho năm tới
bao gồm các nội dung chính như sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm tới;
c) Dự kiến sản lượng điện năng phát năm tới của
các nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện phân
phối.
2. Trước ngày
01 tháng 12 hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch
vận hành năm tới và công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị đồng thời
thông báo kế hoạch vận hành năm tới của lưới điện 110 kV, các tổ máy phát điện
đấu nối vào lưới điện phân phối cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có
trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các đơn vị liên quan để phối
hợp thực hiện.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối cho tháng tới
căn cứ kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối năm được công bố, bao gồm các
nội dung sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng tới;
c) Dự kiến lượng điện năng phát tháng tới của
từng nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện
phân phối.
2. Trước ngày
25 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch vận
hành tháng tới và công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị đồng thời
thông báo kế hoạch vận hành tháng tới của lưới điện trung áp và 110 kV, các tổ
máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối cho Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các đơn vị
liên quan để phối hợp thực hiện.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành
hệ thống điện phân phối cho 02 tuần tới căn cứ kế hoạch vận
hành tháng
đã công bố, bao
gồm các nội dung sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện 02 tuần tới;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa trong 02 tuần
tới;
c) Dự kiến thời gian và phạm vi ngừng cung cấp
điện trong 02 tuần tới;
d) Dự kiến sản lượng điện năng và công suất
phát trong 02 tuần tới của từng nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống
đấu nối vào lưới điện phân phối.
2. Trước
16h00 thứ Năm hàng tuần, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch
vận hành của 02 tuần tới và công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị đồng
thời thông báo kế hoạch vận hành 02 tuần tới của lưới điện trung áp và 110 kV,
các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối cho Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các đơn vị
liên quan biết để phối hợp thực hiện.
3. Trước ngày
16h00 thứ Sáu hàng tuần, căn cứ kế hoạch vận hành tuần đã công bố, Đơn vị phân
phối điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch
vận hành tuần của lưới điện hạ áp và thông báo tới khách hàng bị ảnh hưởng
trong phạm vi quản lý của mình.
1. Hàng ngày,
căn cứ kế hoạch vận hành tuần đã công bố, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm
lập phương thức vận hành ngày tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Danh mục nguồn điện và lưới điện bảo dưỡng,
sửa chữa;
b) Dự kiến thời gian và phạm vi ngừng cung cấp
điện ngày tới;
c) Dự kiến sản lượng điện năng và công suất
phát từng giờ ngày tới của từng nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống
đấu nối vào lưới điện phân phối.
2. Trước
16h00 hàng ngày, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố
phương thức vận hành ngày tới trên trang thông tin điện tử của đơn vị.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện phân phối theo phương thức
vận hành ngày và lịch huy động giờ tới đã công bố, tuân thủ Quy trình điều độ hệ
thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định có liên quan.
2. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của cấp điều độ
có quyền điều khiển, phối hợp và cung cấp thông tin cho Đơn vị phân phối điện
phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
1. Tình huống
khẩn cấp trên hệ thống điện phân phối là tình huống xảy ra mất điện toàn bộ hoặc
một phần hệ thống điện truyền tải hoặc hệ thống điện phân phối gây ảnh hưởng đến
chế độ vận hành bình thường hoặc gây mất điện trên diện rộng trong hệ thống điện
phân phối.
2. Các tình
huống khẩn cấp bao gồm:
a) Sự cố hoặc
rã lưới toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện truyền tải gây ảnh hưởng đến chế độ
vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối;
b) Sự cố trên
hệ thống điện truyền tải dẫn đến một phần hệ thống điện phân phối vận hành
trong tình trạng tách đảo;
c) Sự cố đường
dây hoặc trạm biến áp phân phối cấp điện áp 110 kV gây mất điện trên diện rộng
trong hệ thống điện phân phối.
1. Trường hợp
sự cố trên hệ thống điện truyền tải làm ảnh hưởng tới chế độ vận hành bình thường
hoặc mất điện trên lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Liên hệ ngay
với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện để biết thông tin về
thời gian dự kiến ngừng cung cấp điện và phạm vi ảnh hưởng đến phụ tải của hệ
thống điện phân phối do sự cố này;
b) Áp dụng
các biện pháp điều khiển phụ tải và các biện pháp vận hành khác để giảm thiểu
phạm vi ảnh hưởng do sự cố trên hệ thống điện truyền tải gây ra.
2. Trường hợp
rã lưới toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện truyền tải làm ảnh hưởng tới chế độ
vận hành bình thường hoặc mất điện trên hệ thống điện phân phối, Đơn vị phân phối
điện có trách nhiệm:
a) Tuân thủ
Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
b) Tách lưới
điện phân phối thuộc quyền quản lý của đơn vị thành các vùng phụ tải riêng biệt
theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
c) Khôi phục
phụ tải theo thứ tự ưu tiên tuân thủ phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều
khiển phê duyệt trong phạm vi quản lý;
d) Đảm bảo
thông tin liên lạc thông suốt phục vụ điều độ vận hành hệ thống điện phân phối
cho đến khi hệ thống điện được khôi phục hoàn toàn.
3. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phải đảm bảo thông
tin liên lạc thông suốt, cử các nhân viên vận hành và thông báo danh sách (họ và
tên, chức vụ, quyền hạn) của các nhân viên này cho các bên liên quan để phối hợp
vận hành trong suốt quá trình xử lý và khôi phục tình huống khẩn cấp.
1. Trường hợp
một phần hệ thống điện phân phối bị tách đảo, Cấp điều độ có quyền điều khiển
phải xem xét và quyết định việc vận hành các nhà máy điện đấu nối với phần
lưới điện phân phối này. Cấp điều độ có quyền điều khiển phải chỉ huy điều độ
các nhà máy điện vận hành ở chế độ tách đảo và đảm bảo sẵn sàng hòa đồng bộ với
hệ thống điện khi có lệnh từ điều độ cấp trên.
2. Trường hợp
nhà máy điện được thiết kế có chế độ vận hành tách đảo độc lập và đã có sự thống
nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị phát điện có thể sử dụng hệ thống
tự dùng để cung cấp điện cho phụ tải hoặc thiết bị của khách hàng khác với các điều
kiện sau:
a) Nhà máy được
trang bị đầy đủ về hệ thống rơ le bảo vệ và có các phương thức điều khiển đối với
các tổ máy cả ở chế độ tách đảo và chế độ vận hành nối với hệ thống điện phân
phối;
b) Đảm bảo khả
năng xác định và cắt các sự cố trong khi vận hành tách đảo để bảo vệ các tổ máy
và lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khác trong phần lưới điện
phân phối bị tách đảo;
c) Đảm bảo yêu
cầu nối đất trung tính của phần lưới điện phân phối bị tách đảo.
3. Trường hợp
phần hệ thống điện phân phối bị tách đảo không có khả năng hòa đồng bộ với phần
hệ thống điện đã được phục hồi, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải tách các
nhà máy điện đấu nối với phần lưới điện phân phối bị tách đảo để khôi phục
cung cấp điện cho vùng bị tách đảo từ hệ thống điện đã được phục hồi, sau đó
khôi phục vận hành các nhà máy điện đã bị tách.
Trường hợp xảy
ra sự cố trên đường dây hoặc trạm biến áp phân phối cấp điện áp 110 kV gây mất
điện trên diện rộng trong hệ thống điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có
trách nhiệm:
1. Khẩn
trương cô lập và xử lý sự cố tuân thủ Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc
gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Thông báo
thông tin sự cố cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng bị ảnh hưởng của sự cố.
3. Thay đổi
phương thức kết dây, đảm bảo tối đa khả năng cung cấp điện cho phụ tải hệ thống
điện phân phối trong thời gian sự cố.
1. Khi hệ thống
điện phân phối bị tan rã, vận hành ở chế độ tách đảo hoặc khi xảy ra sự cố lớn
trên lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp
điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối có trạm điện riêng và các đơn vị liên quan đưa hệ thống điện phân phối
về chế độ vận hành bình thường trong thời gian sớm nhất.
2. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm phân vùng phụ tải có quy mô phù hợp với khả năng
khởi động đen của các nhà máy điện và thông báo cho Cấp điều độ có quyền điều
khiển để bảo đảm nhanh chóng khôi phục hệ thống điện phân phối.
3. Các nhà
máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối trong chế độ vận hành tách đảo và hòa
đồng bộ phải tuân theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Trường hợp
lưới điện phân phối không có các nhà máy điện có khả năng tự khởi động để vận
hành tách đảo, lưới điện phân phối chỉ được khôi phục từ hệ thống điện truyền tải
thì Đơn vị phân phối điện phải thực hiện khôi phục hệ thống điện phân phối theo
lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Đơn vị phân phối điện phải khôi phục
phụ tải theo thứ tự ưu tiên và theo kế hoạch đã được phê duyệt.
5. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối có trạm điện riêng để phối hợp trong quá trình xử lý sự cố khôi phục hệ thống
điện phân phối.
1. Điều khiển
phụ tải điện trong hệ thống điện bao gồm các biện pháp:
a) Ngừng, giảm
mức cung cấp điện;
b) Sa thải phụ
tải điện;
c) Điều chỉnh
phụ tải điện của khách hàng sử dụng điện khi tham gia vào các chương trình quản
lý nhu cầu điện.
2. Cấp điều độ
có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện thực hiện điều khiển phụ tải điện
theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và Quy định nội dung,
trình tự thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Bộ Công Thương
ban hành.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện theo kế
hoạch phù hợp với kế hoạch vận hành tuần đã công bố quy định tại Điều
71 Thông tư này.
2. Đơn vị
phân phối điện được ngừng, giảm mức cung cấp điện không theo kế hoạch trong các
trường hợp sau:
a) Do có sự cố
xảy ra trên lưới điện cấp điện cho khách hàng; sự cố trong hệ thống điện gây mất
điện mà bên bán điện không kiểm soát được.
b) Theo yêu cầu
của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia khi hệ thống điện thiếu công suất dẫn
đến đe dọa sự an ninh cung cấp điện của hệ thống điện quốc gia;
c) Có nguy cơ
gây sự cố, mất an toàn nghiêm trọng cho người, thiết bị và hệ thống điện;
d) Trường hợp
bất khả kháng.
3. Khi thực
hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện phải thực hiện thông báo cho Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng
theo quy định tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện
do Bộ Công Thương ban hành.
1. Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm xây dựng phương án sa thải phụ tải trong phạm vi
quản lý căn cứ trên:
a) Yêu cầu vận
hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện;
b) Phương án
sa thải phụ tải và điều hòa, tiết giảm phụ tải do đe dọa an ninh cung cấp điện
của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia;
c) Thứ tự ưu
tiên của các phụ tải;
d) Các biện
pháp giảm thiểu ảnh hưởng đến Khách hàng sử dụng điện có cùng thứ tự ưu tiên cấp
điện.
2. Phương án
sa thải phụ tải phải bao gồm các mức công suất, thứ tự thực hiện và thời gian
sa thải phụ tải.
3. Trước
16h00 thứ Năm hàng tuần, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố phương án
sa thải phụ tải cho 02 tuần tiếp theo trên trang thông tin điện tử của đơn vị.
1. [43] Sa thải phụ
tải tự động là sa thải do rơ le tần số, điện áp và mức công suất tác động để cắt
có chọn lọc phụ tải nhằm giữ hệ thống điện vận hành trong giới hạn cho phép,
tránh mất điện trên diện rộng.
2. Sa thải phụ
tải theo lệnh là sa thải theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển trong
trường hợp thiếu nguồn hoặc có sự cố trên hệ thống điện để đảm bảo an ninh cung
cấp điện.
1. Đơn vị
phân phối điện phải thực hiện sa thải phụ tải theo phương án sa thải phụ tải đã
được xây dựng và công bố.
2. Trường hợp
sa thải phụ tải theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc để bảo vệ lưới
điện phân phối, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải
thông báo cho Khách hàng sử dụng điện theo quy định tại Quy định điều kiện,
trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Sau khi sa
thải phụ tải tự động hoặc sa thải phụ tải theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều
khiển, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Thông báo
cho Cấp điều độ có quyền điều khiển về công suất, thời gian, khu vực phụ tải bị
sa thải và các mức sa thải phụ tải theo giá trị cài đặt tác động của rơ le tần
số;
b) Khôi phục
phụ tải bị sa thải khi có lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Trường hợp
phụ tải thuộc phạm vi quản lý của khách hàng bị sa thải phụ tải tự động, hoặc
sa thải theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối có trách nhiệm:
a) Thông báo
cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện về công suất, thời
gian, khu vực phụ tải bị sa thải và các mức sa thải phụ tải theo giá trị cài đặt
tác động của rơ le tần số;
b) Khôi phục
phụ tải bị sa thải khi có lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
1. Cấp điều độ
có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tính toán và điều
chỉnh điện áp tại các nút trên lưới điện phân phối phù hợp với quy định tại Quy
định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều
khiển và Đơn vị phân phối điện để duy trì điện áp trên hệ thống điện phân phối
thông qua các biện pháp điều khiển công suất phản kháng và điều chỉnh nấc phân
áp của máy biến áp.
1. Thực hiện điều
khiển, thao tác xa thiết bị tại trạm điện và nhà máy điện phải tuân thủ Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc
gia do Bộ Công Thương ban hành và quy định tại Thông tư này.
2. Trường hợp
Đơn vị phân phối điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có yêu cầu giám sát,
điều khiển và thao tác xa trạm điện hoặc nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối điện hoặc Cấp điều độ có
quyền điều khiển phải thỏa thuận, thống nhất với khách hàng sử dụng lưới điện
phân phối có trạm điện riêng về phương thức giám sát và điều khiển thiết bị của
khách hàng. Đơn vị phân phối điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách
nhiệm trang bị hệ thống điều khiển và các thiết bị tích hợp cần thiết để thu thập
thông tin, giám sát, điều khiển hệ thống lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện phân phối có trạm điện riêng khi hai bên có thỏa thuận thống nhất, bao gồm
cả phần điều khiển máy cắt theo phân cấp quyền điều khiển hệ thống máy cắt
trong phạm vi lưới điện của khách hàng.
3. Khách hàng
sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng có trách nhiệm phối hợp với Đơn
vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển trong việc lắp đặt, vận
hành hệ thống điều khiển và giám sát từ xa trong phạm vi quản lý.
1. Đơn vị
phân phối điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện phải thoả thuận thống nhất hình thức trao đổi thông tin để đảm bảo
việc liên lạc phục vụ vận hành được liên tục và thông suốt 24/24 giờ.
2. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện phải chỉ định cán bộ phụ trách liên lạc vận hành, trao đổi danh
sách cán bộ phụ trách liên lạc và nhân viên vận hành.
3. Hình thức
trao đổi thông tin giữa Đơn vị phân phối điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện
phân phối và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện với Cấp điều độ có quyền điều khiển
phải tuân theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban
hành.
1. Đơn vị
phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho
Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối khi chế độ vận hành lưới điện phân
phối có thể ảnh hưởng tới chế độ vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện của
khách hàng, bao gồm các thông tin sau đây:
a) Chế độ vận
hành hệ thống điện phân phối và những ảnh hưởng có thể xảy ra cho lưới điện hoặc
tổ máy phát điện của khách hàng;
b) Nguyên
nhân gây ra ảnh hưởng tới lưới điện hoặc tổ máy phát điện của khách hàng và các
giải pháp khắc phục cần thiết.
2. Khách hàng
lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị phân
phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển khi nhận thấy chế độ vận hành lưới
điện hoặc các tổ máy phát điện của mình có thể ảnh hưởng đến lưới điện phân phối,
bao gồm các thông tin sau đây:
a) Nguyên
nhân gây ra sự thay đổi chế độ vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện của
khách hàng;
b) Những ảnh
hưởng có thể xảy ra cho lưới điện phân phối.
1. Tình huống
bất thường là tình huống hệ thống điện phân phối bị sự cố, đe doạ sự cố hoặc
các thông số vận hành nằm ngoài dải cho phép.
2. Khi xuất
hiện tình huống bất thường trên hệ thống điện phân phối, Đơn vị phân phối điện
có trách nhiệm:
a) Thông báo
ngay cho Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có thể bị ảnh hưởng;
b) Bổ sung,
làm rõ thông tin đã cung cấp cho các Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối
sở hữu nhà máy điện khi có yêu cầu.
3. Khách hàng
lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị phân
phối điện khi có tình huống bất thường trên lưới điện trong phạm vi quản lý gây
ảnh hưởng đến hệ thống điện phân phối.
1. Sự cố
nghiêm trọng là các sự cố dẫn đến đường dây hoặc trạm biến áp phân phối cấp điện
áp 110 kV bị tách ra khỏi vận hành gây mất điện trên diện rộng trong hệ thống
điện phân phối.
2. Đơn vị
phân phối điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông
báo thông tin sự cố trên lưới điện của mình khi xảy ra sự cố nghiêm trọng trên
lưới điện theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương
ban hành.
3. Thông báo
về sự cố nghiêm trọng bao gồm các nội dung chính sau đây:
a) Ngày giờ xảy
ra sự cố;
b) Khoảng thời
gian tồn tại sự cố;
c) Địa điểm xảy
ra sự cố và khu vực bị ảnh hưởng;
d) Thiết bị bị
sự cố;
đ) Mô tả ngắn
gọn sự cố;
e) Nguyên
nhân gây ra sự cố (nếu có);
g) Thời gian
dự kiến khắc phục sự cố;
h) Các biện
pháp sa thải phụ tải đã được thực hiện (nếu có).
4. Đơn vị
phân phối điện hoặc Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm bổ
sung, làm rõ các nội dung trong thông báo sự cố nghiêm trọng khi có yêu cầu.
1. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải thống nhất về
trách nhiệm, phạm vi điều khiển vận hành đối với thiết bị trên lưới điện phân
phối liên quan giữa hai bên; cử người có trách nhiệm trong việc phối hợp vận
hành an toàn lưới điện và thiết bị.
2. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải phối hợp, thiết lập
và duy trì 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 phân
phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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, bao gồm các nội dung sau:
a) Nguyên tắc
và các thủ tục phối hợp vận hành;
b) Trách nhiệm
và quyền hạn trong việc điều khiển, vận hành và thí nghiệm trên lưới điện phân
phối trong phạm vi quản lý.
4. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thống
nhất về việc phối hợp vận hành và lưu trữ, quản lý, cập nhật, trao đổi các tài
liệu liên quan.
1. Khi thực
hiện công tác, thao tác trên lưới điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử
dụng lưới điện phân phối phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và
các quy định điều độ, vận hành an toàn khác có liên quan.
2. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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.
3. Việc kiểm
tra, giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải
do người được Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
chỉ định thực hiện.
1. Báo cáo định
kỳ hàng tháng
Trước ngày 10
hàng tháng, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực
tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của tháng trước
đó bao gồm những nội dung sau:
a) Tình hình
thực hiện các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này gồm:
- Yêu cầu kỹ
thuật;
- Độ tin cậy
cung cấp điện;
- Tổn thất điện
năng;
- Chất lượng
dịch vụ khách hàng.
b) Tình hình
vận hành của lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý: Tăng trưởng, diễn biến,
dự báo phụ tải; tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân xảy ra sự cố; tình
hình kết nối tín hiệu SCADA, các vấn đề còn tồn tại, phát sinh trong quá trình
vận hành lưới điện phân phối;
c) Đề xuất
các biện pháp về vận hành, quản lý để đảm bảo vận hành lưới điện phân phối an
toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách
hàng.
2. Báo cáo định
kỳ hàng năm
Trước ngày 31
tháng 01 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết
điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối, bao gồm
những nội dung sau:
a) Tình hình
thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của năm trước đó bao gồm
các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Kế hoạch,
giải pháp về đầu tư, quản lý, vận hành, để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn,
tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.
3. Báo cáo đột xuất
a) Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm báo cáo về các sự cố nghiêm trọng và ảnh hưởng do
ngừng giảm cung cấp điện tới Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và
bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bằng văn bản cho Cục Điều tiết
điện lực, Sở Công Thương theo Quy định điều kiện trình tự ngừng, giảm mức cung
cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;
b) Đơn vị
phân phối điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành hệ thống điện
phân phối theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện
lực Việt Nam, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
4. [51] Tổng
công ty Điện lực và Đơn vị phân phối 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. 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 đối với hệ thống điện mặt trời,
hệ thống điện gió đấu nối vào lưới điện phân phối phù hợp với các quy định tại Thông
tư này.
2a. [52] Sở Công
Thương các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm kiểm tra,
giám sát việc tuân thủ các quy định của Thông tư này trong phạm vi địa bàn quản
lý.
3. Tập đoàn
Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông
tư này.
4. Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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 quy định tại Thông tư này.
5. Trong quá
trình thực hiện, nếu xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực
hiện Thông tư này, các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực
để giải quyết theo quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt
động điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
1.
Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01
năm 2016. Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30 tháng 7 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối 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 15 tháng 9 năm
2010 mà có nội dung khác với quy định tại Thông tư này, Đơn vị phân phối điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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
|
DANH MỤC ĐƯỜNG DÂY VÀ TRẠM BIẾN ÁP XÂY DỰNG MỚI/CẢI TẠO
CHO NĂM TỚI VÀ 02 NĂM TIẾP THEO
(Ban
hành kèm theo 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)
Bảng 1.1.
Danh mục các đường dây xây dựng mới và cải tạo
|
TT
|
Danh mục
|
Tiết diện
|
Quy mô
|
Thời điểm
vận hành
|
Ghi chú
|
|
Hiện có
|
Xây dựng
mới hoặc sau cải tạo
|
Số mạch
|
Chiều
dài (km)
|
|
I
|
Cấp điện áp
110kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Đường dây
xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Đường dây cải
tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
II
|
Cấp điện áp
35kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Đường dây
xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Đường dây cải
tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
III
|
Cấp điện áp
22kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Đường dây
xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Đường dây cải
tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
IV
|
Cấp điện áp
15kV, 10kV, 6kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Đường dây
xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Đường dây cải
tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 1.2.
Danh mục các Trạm biến áp xây dựng mới và cải tạo
|
TT
|
Danh mục
trạm
|
Máy
|
Hiện có
|
Năm tới
|
Ghi chú
|
|
Quy mô
(MVA)
|
Điện áp
(kV)
|
Quy mô
(MVA)
|
Điện áp
(kV)
|
|
I
|
Cấp điện áp
110kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Trạm biến
áp xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Trạm biến
áp nâng cấp, cải tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
II
|
Cấp điện áp
35kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Trạm biến
áp xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Trạm biến
áp nâng cấp, cải tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
III
|
Cấp điện áp
22kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Trạm biến
áp xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Trạm biến
áp nâng cấp, cải tạo
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
IV
|
Cấp điện áp
15kV, 10kV, 6kV
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Trạm biến
áp xây dựng mới
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Trạm biến
áp nâng cấp, cải tạo
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 1.3.
Danh mục các công trình hạ thế xây dựng mới, cải tạo
|
TT
|
Hạng mục
|
Hiện có
|
Năm tới
|
Ghi chú
|
|
Lắp mới
|
Cải tạo
|
|
I
|
Đường dây
(km)
|
|
|
|
|
|
II
|
Công tơ 1
pha (cái)
|
|
|
|
|
|
III
|
Công tơ 3
pha (cái)
|
|
|
|
|
THÔNG
TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN HẠ ÁP 03 PHA
(Ban
hành kèm theo 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)
I. THÔNG TIN KHÁCH HÀNG
1. Tên khách
hàng/người được
ủy quyền:
2. Số chứng
minh nhân dân/hộ chiếu:
3. Hộ khẩu
thường trú:
4. Địa chỉ sử
dụng điện:
5. Thông tin
liên lạc: Điện thoại....................., Fax…............, Email..................
II. THÔNG TIN
ĐỀ NGHỊ ĐẤU NỐI
1. Loại đấu nối
yêu cầu (đấu nối mới/thay đổi đấu nối):
2. Đăng ký sử
dụng điện năm hiện tại và 03 năm tiếp theo:
|
Đăng ký sử dụng điện
|
Năm hiện tại
|
Năm thứ 1
|
Năm thứ 2
|
Năm thứ 3
|
Ghi chú
|
|
Công suất lớn
nhất
(kW)
|
|
|
|
|
|
|
Sản lượng
điện trung bình năm
(kWh)
|
|
|
|
|
|
3. Loại phụ tải
chính (máy hàn, xay xát, chiếu sáng…):
4. Hệ số công
suất dự kiến:
5. Mục đích sử
dụng điện (phục vụ sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh…):
6. Yêu cầu đặc
biệt cho thiết bị (nếu có):
7. Thời gian
cần sử dụng điện:
THÔNG
TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP
(Ban
hành kèm theo 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)
I.
THÔNG TIN CHUNG
1.
Thông tin
khách hàng có nhu cầu đấu nối
a) Họ và tên khách
hàng có nhu cầu đấu nối:
b) Có trụ sở
đăng ký tại:
c) Người đại
diện/Người được ủy quyền:
d) Chức danh:
đ) Số chứng
minh nhân dân/Hộ chiếu:
e) Địa chỉ
liên lạc: Điện thoại: ; Fax: ; Email:
2.
Hồ sơ pháp lý
Các
tài liệu về tư cách pháp nhân theo quy định của pháp luật.
3. Mô
tả dự án
a) Đề nghị đấu nối: (mô
tả nhu cầu đấu nối)
b) Tên dự án:
c) Địa điểm
xây dựng:
d) Lĩnh vực
hoạt động/loại hình sản xuất:
đ) Ngày dự kiến
đóng điện điểm đấu nối:
e) Cấp điện
áp dự kiến đấu nối:
II.
THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN
1.
Số liệu về điện năng và công suất định mức
|
Công suất sử
dụng lớn nhất:
|
(kW)
|
|
Điện năng
tiêu thụ/ngày/tháng/năm:
|
(kWh)
|
2.
Số liệu dự báo nhu cầu điện tại điểm đấu nối
|
Đăng ký sử dụng điện
|
Năm hiện tại
|
Năm thứ 2
|
Năm thứ 3
|
Năm thứ 4
|
Năm thứ 5
|
|
Công suất lớn
nhất
(kW)
|
|
|
|
|
|
|
Sản lượng
điện trung bình năm
(kWh)
|
|
|
|
|
|
- Khách hàng phải
cung cấp các thông tin về tổng công suất lắp đặt của các thiết bị điện, chế độ
tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc và ngày nghỉ).
- Đối với khách
hàng sử dụng điện sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có công suất sử dụng cực đại từ
40 kW trở lên, khách hàng phải cung cấp các thông tin về Biểu đồ phụ tải ngày
điển hình của năm vào vận hành (hoặc năm dự kiến thay đổi đấu nối hiện có) và
04 năm tiếp theo.
3.
Yêu cầu về mức độ dự phòng
Đối
với Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện phân phối là khách
hàng quan trọng theo danh mục được UBND cấp tỉnh phê duyệt có nhu cầu nhận điện
từ hai nguồn trở lên cần nêu rõ nguồn dự phòng và công suất dự phòng yêu cầu.
4.
Đặc tính phụ tải và các yêu cầu khác (nếu có)
Chi
tiết về đặc điểm dây chuyền công nghệ các thành phần phụ tải của Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện phân phối, 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 phân phối tại điểm
đấu nối và mức gây nhấp nháy điện áp của các phụ tải đó.
THÔNG
TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN 110 kV
(Ban
hành kèm theo 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)
I.
THÔNG TIN CHUNG
1.
Thông tin
khách hàng có nhu cầu đấu nối
a) Họ và tên khách
hàng có nhu cầu đấu nối:
b) Có trụ sở
đăng ký tại:
c) Người đại
diện:
d) Chức danh:
đ) Số chứng
minh nhân dân/Hộ chiếu:
e) Địa chỉ
liên lạc: Điện thoại: ; Fax: ; Email:
2.
Hồ sơ pháp lý
Các
tài liệu về tư cách pháp nhân theo quy định của pháp luật.
3. Mô
tả dự án
a) Đề nghị đấu nối: (mô
tả nhu cầu đấu nối)
b) Tên dự án:
c) Địa điểm
xây dựng:
d) Lĩnh vực
hoạt động/loại hình sản xuất:
đ) Ngày dự kiến
đưa vào vận hành:
e) Cấp điện
áp dự kiến đấu nối:
II.
THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN
1.
Số liệu về điện năng và công suất
|
Công suất
tác dụng lớn nhất:
|
(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
- Khách hàng 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 của năm vào vận hành (hoặc
năm dự kiến thay đổi đấu nối hiện có) và 04 năm tiếp theo, trong đó bao gồm các
số liệu sau:
+ Công suất
tác dụng và công suất phản kháng nhận từ lưới điện phân phối;
+ Công suất
tác dụng và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
- Khách hàng phải
cung cấp các thông tin về đặc điểm tiêu thụ điện của khách hàng 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...);
+
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 đề nghị đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện phân phối,
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 (số 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. Với 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 3 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 tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo
lường.
-
Hệ
thống bảo vệ và điều khiển:
+
Cấu hình hệ thống bảo vệ;
+
Giá trị cài đặt đề xuất;
+
Thời gian loại trừ 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;
+
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 phân phối vào hệ thống
điện phân phối 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 phân phối 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 nghịch của của hệ thống điện của Khách hàng sử
dụng lưới điện phân phối 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 phân phối.
d)
Yêu cầu về mức độ dự phòng
Đối
với Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện phân phối có nhu cầu
nhận điện từ hai nguồn trở lên cần nêu rõ nguồn dự phòng và công suất dự phòng
yêu cầu (MW và MVAr).
4.
Đặc tính phụ tải và các yêu cầu khác có liên quan tới phụ tải điện.
Yêu
cầu Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện phân phối 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 phân phối, trong đó đặc biệt lưu ý cung cấp thông tin về các phụ tải
có thể gây ra dao động quá 05 % tổng công suất của Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện phân phối 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
|
|
|
Tỷ lệ thay
đổi tải bao gồm cả tăng lên và hạ xuống
|
kW/s và
kVAr/s
|
|
Bước thời
gian lặp lại ngắn nhất của độ dao động phụ tải
|
giây (s)
|
|
Độ lớn của
bước thay đổi lớn nhất trong nhu cầu điện
|
kW và kVAr
|
-
Các yêu cầu khác có liên quan tới phụ tải điện.
THÔNG
TIN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ CÁC TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN CỦA KHÁCH HÀNG CÓ ĐỀ NGHỊ ĐẤU NỐI
(ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TRỞ LÊN)
(Ban
hành kèm theo 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)
Thông
tin áp dụng cho các nhà máy điện, tổ máy phát điện của khách hàng lớn sử dụng
lưới điện phân phối đề nghị đấu nối gồm:
1.
Mô tả nhà máy
- Tên nhà máy;
- Địa điểm đặt;
- Loại nhà máy
(thuỷ điện, nhiệt điện than, khí...);
- Số tổ máy,
công suất định mức;
- Sản lượng điện
dự kiến;
- Công suất dự
kiến phát vào lưới;
- Thời gian dự
kiến đưa vào vận hành;
- Cấp điện áp đề
xuất tại điểm đấu nối.
2.
Mạch 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 đề nghị đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới phần lưới điện của
Đơn vị phân phối điện, nêu rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu
có) trong tương lai.
3.
Đặc tính vận hành 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
phát định mức MW;
- Công suất
phát tổ máy định mức MVA;
- Công suất tác
dụng tải tự dùng MW;
- Công suất phản
kháng tải tự dùng MVAr;
- Điện áp đầu cực
kV;
- Dải công suất
tác dụng MW-MW;
- Công suất phản
kháng phát tại mức công suất tác dụng định mức MVAr;
- Công suất phản
kháng nhận tại mức công suất tác dụng định mức MVAr;
- Hệ số ngắn mạch;
- Dòng stator định
mức (A);
- Dòng rotor định
mức tại dòng 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 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 đồng
bộ từ trạng thái ấm (giờ);
- Thời gian đồng
bộ từ trạng thái lạnh (giờ);
- Thời gian vận
hành tối thiểu;
- Thời gian dừng
tối thiểu;
- Tải bình thường
định mức (MW/phút);
- Tách tải bình
thường 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
cho hệ thống điều chỉnh tần số thứ cấp (SFRS) vận hành (MW);
- Các đặc tính
vận hành liên quan khác;
- Cung cấp
thông tin chi tiết về công suất dự phòng của máy phát 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.
Mô tả kỹ thuật của mỗi 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 tiền
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 tiền
quá độ ngang trục X’’q;
- Điện kháng
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 điện;
- Trục thuận mở
mạch quá độ Tdo’ (s);
- Trục thuận mở
mạch tiền quá độ Tdo’’(s)
- Trục góc
vuông mở mạch quá độ Tqo’ (s);
- Trục góc
vuông mở mạch tiền quá độ Tqo’’(s)
- Trục thuận ngắn
mạch quá độ Td’ (s);
- Trục thuận ngắn
mạch tiền qúa độ Td’’ (s);
- Trục góc
vuông ngắn mạch quá độ Tq’ (s);
- Trục góc
vuông ngắn mạch tiền quá độ 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) (nếu có), 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.
6.
Hệ thống điều tốc và 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 bảo vệ rơ le của máy phát.
- 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 của Khách hàng có đề nghị đấu nối.
8.
Khởi động đen
Yêu
cầu cung cấp các thông tin về hệ thống 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 các 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 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)
Trạm phát điện gió
- Loại turbine
(cố định hay biến tốc);
- Chi tiết nhà
sản xuất về đặc tính ký thuật và đặc tính vận hành với tham khảo riêng biệt về
độ nhấp nháy và thể hiện sóng hài;
- Phương thức vận
hành mùa của máy phát: mùa hay liên tục;
- Liệt kê mức
xuất lớn nhất dự kiến phát vào lưới phân phối của Đơn vị phân phối điện cho mỗi
tháng vận hành (MW);
- Đồ thị phát
điện ngày điển hình của tháng với lượng phát lớn nhất;
- 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.
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 xuất ngừng
chạy ép buộc;
- Giới hạn điện
năng;
- Phát điện
ngày (GWh);
- Phát điện tuần
(GWh);
- Phát điện
tháng (GWh);
- Phát điện năm
(GWh).
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:
|
|
|
|
A.1. Các
thông số hồ và điều tiết hồ chứa:
|
|
1. Các số
liệu về hồ chứa nước:
|
|
|
|
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)
|
|
|
2. Điều tiết
hồ chứa:
|
|
|
|
Kiểu điều tiết:
|
năm, nhiều
năm, hỗn hợp
|
|
Quy trình điều
tiết hồ chứa tóm tắt:
|
(đặt trong
1 file văn bản)
|
|
|
Quy trình điều
tiết hồ chứa đầy đủ:
|
(đặt trong
1 file văn bản)
|
|
|
Biểu đồ điều
tiết hồ chứa:
|
theo tháng
hay tuần
|
|
|
A.2. Các
thông số về đập
|
|
|
|
1. Cấu tạo
đập chính (xả lũ):
|
|
|
|
Loại đập:
|
(chất liệu
đất đá, bê tông...)
|
|
Kiểu xả lũ:
|
(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)
|
(là 1 file ảnh)
|
|
|
2. Cấu tạo
đập phát điện:
|
|
|
|
Loại đập:
|
(chất liệu
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
|
|
|
Cao độ dưới
của cửa nhận nước:
|
m
|
|
|
( Sơ
đồ nguyên lý cấu tạo đập)
|
(là 1 file ảnh)
|
|
|
3. 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
|
|
|
4. 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
|
|
|
A.3. Các số
liệu chính về thời tiết và thuỷ văn:
|
|
|
|
1. Đặc điểm
thời tiết khí hậu
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
2. Các số
liệu đặc trưng thuỷ văn
|
|
|
|
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 mước về trung bình tháng:
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
Lượng mưa
trung bình hằng năm:
|
mm
|
|
|
Lưu lượng
lũ:
|
|
|
|
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%
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 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
|
|
|
|
A.4. Những
lưu ý đặc biệt:
|
|
|
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
|
B. CƠ KHÍ
THỦY LỰC
|
|
|
|
B.1. Các loại
cánh phai (van) dùng cho công trình
|
|
|
|
1. Hệ thống
nhận nước:
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
2. Hệ thống
xả nước:
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
B.2 Tua bin
nước
|
|
|
|
1. Các
thông số kỹ thuật
|
|
|
|
Kiểu
|
(francis
,pelton, hỗn hợp)
|
|
Nước sản xuất
|
|
|
|
Mã hiệu
|
|
|
|
Công suất
|
MW
|
|
|
Dải công suất
khả dụng ứng với cột nước tính toán
|
từ ....MW tới...MW
|
|
|
Cột nước
tính toán
|
m
|
|
|
Cột nước tối
đa
|
m
|
|
|
Cột nước tối
thiểu
|
m
|
|
|
Lưu lượng
nước qua tuabin khi 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
|
|
|
2. Cấu tạo
của tua bin (phần này cho vào 1 file văn bản có cấu trúc giống như sau:)
|
|
Stator
tuabin
|
|
|
|
Sec măng
|
|
|
|
- ổ đỡ
|
|
|
|
- ổ hướng
|
|
|
|
Buồng xoắn
|
|
|
|
Bánh xe
công tác
|
|
|
|
Trục tuabin
|
|
|
|
Cánh hướng
nước
|
|
|
|
Servomotor
|
|
|
|
Bộ điều chỉnh
tốc độ của tua bin
|
|
|
|
3. Hoạt động
của tua bin
|
|
|
|
Diễn giải về
sự hoạt động của tua bin (khởi động, bình thường, ngừng tuabin, ngừng bình
thường, ngừng sự cố, chuyển bù…)
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
Đặc tính
tuabin
|
P = f(delta
h)
|
|
|
Đặc tính suất
tiêu hao nước theo cột nước
|
|
|
|
3. Các hệ
thống, thiết bị phụ đi kèm
|
(là 1 file
văn bản)
|
|
|
(Đưa ra dưới
dạng văn bản, gồm có: Hệ thống khí nén cao - hạ áp, hệ thống dầu, hệ thống nước
cứu hoả, hệ thống nước kỹ thuật làm mát....)
|
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;
- Dòng điện định
mức (A);
- Dòng cắt ngắn
mạch 03 pha định mức (kA);
- Dòng 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;
- Dòng ngắn mạch
01 pha nặng nề nhất định mức;
- 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 3 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 (VT)/máy biến dòng (TI)
- Tỷ số biến;
- Giấy chứng nhận
tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường.
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 ký tự động
đóng lại (nếu có);
- Quản lý điều
khiển và giao tiếp dữ liệu.
e)
Đường dây và cáp phân phối liên quan tới điểm đấu nối
- Điện trở/điện
kháng/điện dung;
- Dòng điện tải
định mức và dòng điện tải lớn nhất.
12.
Máy phát điện thuộc sở hữu của khách hàng đề nghị đấu nối
Đối với các
máy phát điện thuộc quyền sở hữu của khách hàng phải cung cấp các thông tin dự
báo phụ tải như sau:
- Dự báo nhu cầu
phụ tải điện cực đại và cực tiểu;
- Các yêu cầu
điện năng.
MẪU THỎA THUẬN ĐẤU NỐI
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 39 /2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015
của Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện phân phối)
CỘNG HÒA XÃ HỘI
CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc
lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
THỎA THUẬN ĐẤU
NỐI
GIỮA
(ĐƠN
VỊ PHÂN PHỐI ĐIỆN) VÀ …( TÊN KHÁCH HÀNG ĐỀ
NGHỊ ĐẤU NỐI)
Số:
- Căn cứ Thông
tư số ……/……./TT-BCT ngày …tháng….năm ….. của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành
Quy định hệ thống điện phân phối;
- Căn cứ đơn đề
nghị đấu nối ngày … tháng … năm ….. của [tên khách hàng đề nghị đấu nối]
gửi [Đơn vị phân phối điện];
- Căn cứ hồ sơ
đề nghị đấu nối của [tên khách hàng đề nghị đấu] gửi [Đơn vị phân phối
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 phân phối điện,
Hôm nay,
ngày… tháng … năm … tại …, chúng tôi gồm:
Bên A: [Đơn vị
phân phối điện]
Đại diện là:
...
Chức vụ: ....
Địa chỉ: ....
Điện thoại:
................................................; Fax: .................................
Tài khoản số:
...
Mã số thuế:
...
Bên B: [Tên khách
hàng đề nghị 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. [Tên
Đơn vị phân phối điện] thống nhất phương án đấu nối nhà máy điện
[Tên nhà máy] của [tên khách hàng đề nghị đấu nối] vào lưới điện
phân phối, cụ thể như sau:
1.
Quy mô công trình
a) Điểm đầu: ...
b) Điểm cuối:
...
c) Đường dây:
- Cấp điện áp đấu
nối: ...
- Dây dẫn: ...
- Số mạch: ...
- Chiều dài tuyến:
...
- Kết cấu: ...
- Chế độ vận
hành: ...
đ) Trạm biến
áp :
- Kiểu trạm:
- Công suất trạm:
2. Đo đếm
điện năng
.........................................................................................................................
(Tuân thủ
Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công thương ban hành)
3.
Ranh giới đầu tư
............................................................................................................................................
4.
Yêu cầu về giải pháp kỹ thuật
5.
Các hồ sơ kèm theo
- Tài liệu đính
kèm số
1:
......
- Tài liệu đính
kèm số 2: ......
- Tài liệu đính
kèm số 3: ......
- Tài liệu
đính kèm số 4: ......
- Tài liệu
đính kèm số 5: ......
(Các tài
liệu đính kèm là một phần của Thỏa thuận đấu nối, hai bên đàm phán và thống nhất
chi tiết cách thức và thời gian cung cấp các hồ sơ kèm theo).
Điều
2.
Trách nhiệm của các bên
1.
Trách nhiệm của Bên A
[Tên
Đơn vị phân phối điện] có trách nhiệm đầu tư xây dựng lưới điện
phân phối 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 Thỏa thuận đấu nối này.
2.
Trách nhiệm của Bên B
a) [Tên Khách
hàng có đề nghị đấu nối] có trách nhiệm đầu tư xây dựng lưới điện phân phối
của mình để kết nối với lưới điện của [tên Đơn vị phân phối điện] theo
đúng ranh giới đầu tư xây dựng quy định tại Khoản 3 Điều 1 Thỏa thuận đấu nối này.
b) [Tên
khách hàng đề nghị đấu nối] cam kết quản lý, vận hành hệ thống điện/nhà máy
điện của mình tuân thủ Thông tư số …/…./TT-BCT ngày…tháng…năm 2015 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương ban hành Quy định hệ thống điện phân phối và các quy định khác
có liên quan.
............................................................................................................................................
Điều
3.
Ngày đấu nối
Ngày đóng điện
dự kiến là ……………(ngày, tháng, năm).
Điều
4. Chi
phí kiểm tra và thí nghiệm bổ sung
Chi phí kiểm
tra và thí nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại khoản….Điều …Thông tư số
…/.../TT-BCT ngày…tháng…năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định
hệ thống điện phân phối được hai bên thống nhất như sau:
1. ………..
2. ………..
Điều
5. Các
thỏa 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
6. 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 5 và phải tuân thủ các quy định có liên quan tại Quy định hệ
thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
2. Bên A có
quyền tách đấu nối bắt buộc trong các trường hợp quy định tại Khoản 2 và Khoản
6 Điều 53 Thông tư số …/2015/TT-BCT ngày tháng năm 2015 do Bộ Công Thương
ban hành Quy định hệ thống điện phân phối.
3. Các trường
hợp khác: … (do hai bên thỏa thuận)
Điều
7. 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 05 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ
02 bản và 01 bản gửi
tới cấp điều độ có quyền điều khiển./.
|
Đại diện Bên B
(Tên, chức danh)
|
Đại diện Bên A
(Tên, chức danh)
|
[Tài
liệu đính kèm số 1] Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ bố trí thiết bị tại
điểm đấu nối
(Kèm
theo Thỏa thuận đấu nối số………)
[Tài
liệu đính kèm số 2] Tài liệu quy định ranh giới cố định
(Kèm
theo Thỏa thuận đấu nối số………)
Ngày……Tháng……..Năm………
Tên
trạm biến áp hoặc lộ đấu nối:
Địa
điểm:
Địa
chỉ:
Số
điện thoại:
Kĩ
thuật viên vận hành lưới điện của Đơn vị phân phối điện (Tên, số ĐT):
Kĩ
thuật viên vận hành lưới điện của khách hàng đề nghị đấu nối (Tên, số ĐT):
Điểm
đấu nối:
Ranh
giới sở hữu:
|
Đại diện có thẩm quyền của khách hàng đề nghị đấu nối
(Ký và ghi rõ họ tên, đóng dấu)
|
Đại diện có thẩm quyền của Đơn vị phân phối điện
(Ký và ghi rõ họ tên, đóng dấu)
|
[Tài
liệu đính kèm số 3]: Danh sách thiết bị sở hữu cố định tại
điểm đấu nối
I.
Thiết bị chính (bao gồm lộ phân phối 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
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 số 4] Mô tả kỹ thuật thiết bị điện liên quan tới điểm đấu nối
của khách hàng có nhu cầu đấu nối
(Kèm
theo Thỏa thuận đấu nối số………)
[Tài
liệu đính kèm số 5] Yêu cầu ngừng đấu nối tạm thời hoặc vĩnh viễn
của khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
(Kèm
theo Thỏa thuận đấu nối số………)
Mô tả các trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề xuất ngừng đấu nối tạm thời (có thời hạn) hoặc vĩnh
viễn tới Đơn vị phân phối điện và các trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối với từng trường hợp./.