|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 05/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 31
tháng 12 năm 2015
|
THÔNG
TƯ
QUY ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Thông tư số
12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện truyền tải, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2010, được sửa
đổi, bổ sung bởi:
1. 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;
2. Thông tư số
42/2015/TT-BCT ngày 01 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
đo đếm điện năng trong hệ thống điện, có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01 năm
2016.
Căn cứ Nghị định số
189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 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;
Căn cứ Nghị định số
105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng
dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Quyết định số
26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê
duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường
điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định hệ thống điện truyền tải như sau:1
Chương
I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Thông tư này quy định
về:
1. Các tiêu chuẩn vận
hành hệ thống điện truyền tải.
2. Đầu tư phát triển
lưới điện truyền tải.
3. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện.
4. Điều kiện và thủ
tục đấu nối vào lưới điện truyền tải.
5. Điều độ và vận
hành hệ thống điện truyền tải.
6. Đo đếm điện năng
tại các điểm giao nhận giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối, nhà
máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải không tham gia vào thị trường phát
điện cạnh tranh và khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Thông tư này áp dụng
cho các đối tượng sau đây:
1. Đơn vị truyền tải
điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị bán buôn
điện.
4. Đơn vị phân phối
điện.
5. Đơn vị phát điện
có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
6. Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
7. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này,
những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. An ninh hệ
thống điện là khả năng nguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ
tải điện tại một thời điểm hoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các
ràng buộc trong hệ thống điện.
2.2 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 1000 V;
b) Trung áp là cấp
điện áp danh định trên 1000 V 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.
3. Cấp điều độ có
quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện
trong phạm vi quản lý của mình, bao gồm điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ
thống điện miền và hệ thống điện phân phối.
4. Công suất khả
dụng của tổ máy 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.
5. Công tơ là
thiết bị đo đếm điện năng thực hiện tích phân công suất theo thời gian, lưu và
hiển thị giá trị điện năng đo đếm được.
6. Dự phòng quay là
lượng công suất dự trữ của các tổ máy phát điện đang vận hành trong hệ thống
điện quốc gia sẵn sàng cho huy động đáp ứng yêu cầu huy động của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
7. Điều chỉnh tự
động công suất phát nhà máy điện AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic
Generation Control) là thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng
của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm
vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.
8. Điều chỉnh tự
động tần số của hệ thống điện AFC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic
Frequency Control) là cơ chế điều khiển sự thay đổi công suất tác dụng của các
tổ máy phát điện thông qua hệ thống thiết bị tự động để đảm bảo cho tần số của
hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép.
9. Điều chỉnh điện
áp tự động AVR của tổ máy phát điện (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic
Voltage Regulator) là thiết bị tự động điều khiển điện áp đầu cực máy phát
thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy phát để đảm bảo điện áp tại đầu
cực máy phát trong giới hạn cho phép.
10. Điều chỉnh tần
số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời được thực hiện bởi số lượng lớn
các tổ máy có bộ phận điều chỉnh công suất tua bin theo sự biến đổi của tần số.
11. Điều chỉnh tần
số thứ cấp là quá trình điều chỉnh tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp
thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC đối với một số các tổ máy được
quy định cụ thể trong hệ thống, hệ thống sa thải phụ tải theo tần số hoặc lệnh
của điều độ hệ thống điện.
12. Điều độ hệ
thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải
điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy phạm kỹ
thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
13. Đơn vị bán
buôn điện là đơn vị được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán
buôn điện và xuất nhập khẩu điện, có nghĩa vụ mua toàn bộ điện năng từ các Đơn
vị phát điện để bán buôn điện cho các Đơn vị phân phối điện và xuất nhập khẩu
điện thông qua lưới điện truyền tải trong giai đoạn thị trường phát điện cạnh
tranh.
14. Đơn vị phát
điện là đơn vị điện lực sở hữu các nhà máy điện đấu nối với lưới điện
truyền tải hoặc các nhà máy điện có công suất đặt trên 30MW đấu nối vào lưới
điện phân phối.
15. 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 lẻ điện, nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
để bán lẻ tới các khách hàng sử dụng điện hoặc các Đơn vị phân phối và bán lẻ
điện khác.
16. 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.
17. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá
trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia;
quản lý, điều phối các giao dịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường
điện.
18. Độ tin cậy của
hệ thống điện là chỉ số xác định khả năng của hệ thống điện đảm bảo cung
cấp điện liên tục cho phụ tải điện.
19. Độ tin cậy tác
động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng sẵn sàng và chọn lọc
của hệ thống bảo vệ để gửi lệnh bảo vệ tới các máy cắt liên quan trực tiếp đến
phần tử hệ thống điện bị sự cố.
20. Hệ thống quản
lý năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ
thống phần mềm tự động vận hành tối ưu hệ thống điện.
21. Hệ thống điều
khiển phân tán DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là
hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối
mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh
hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.
22. Hệ thống 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.
23. Hệ thống điện
quốc gia là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang
thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm
vi cả nước.
24. Hệ thống điện
truyền tải là hệ thống bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy điện đấu
nối vào lưới điện truyền tải.
25. Hệ thống SCADA
(viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ
thống thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ
thống điện.
26. Hệ số chạm đất
là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn
mạch chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm
đất (áp dụng cho trường hợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất).
27. Hòa đồng bộ là
thao tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống
điện với nhau.
28. Khả năng khởi
động đen là khả năng của một nhà máy có thể khởi động ít nhất một tổ máy từ
trạng thái dừng hoàn toàn và hoà đồng bộ vào lưới mà không cần nhận điện từ
lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối khu vực.
29. Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới
điện đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao
gồm:
a) Đơn vị phát điện
có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
30. Khởi động
nguội là thực hiện các thao tác từ đầu để đưa tổ máy phát điện đã ngừng đến
trạng thái nguội vào vận hành.
31. Lệnh điều độ là
lệnh chỉ huy điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện từ Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thông qua hệ thống thông tin điều độ.
32. Lưới điện là
hệ thống đường dây tải điện, máy biến áp và trang thiết bị đồng bộ để truyền
dẫn điện.
33. 3Lưới
điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp
điện áp đến 110 kV.
34. 4Lưới
điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp
điện áp trên 110 kV.
35. Máy biến dòng
điện (viết tắt theo tiếng Anh: Current Transformer) là thiết bị biến đổi
dòng điện, mở rộng phạm vi đo dòng điện và điện năng cho hệ thống đo đếm.
36. Máy biến điện
áp (viết tắt theo tiếng Anh: Voltage Transformer) là thiết bị biến đổi điện
áp, mở rộng phạm vi đo điện áp và điện năng cho hệ thống đo đếm.
37. Mức nhấp nháy
điện áp ngắn hạn Pst là giá trị đo được trong khoảng thời gian
mười (10) phút bằng thiết bị đo theo tiêu chuẩn IEC868.
38. Mức nhấp nháy
điện áp dài hạn Plt được tính từ mười hai
(12) kết quả đo Pst liên tiếp sau khoảng thời gian hai (02) giờ,
theo công thức:
39. Ngày điển hình
là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện. Ngày
điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc và ngày cuối tuần cho năm,
tháng và tuần.
40. Ngừng, giảm
cung cấp điện theo kế hoạch là việc ngừng cung cấp điện cho các khách hàng
sử dụng điện để thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, đại tu, xây lắp các
công trình điện; điều hòa, hạn chế phụ tải do thiếu điện theo kế hoạch hạn chế
phụ tải do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo.
41. Quy định vận
hành thị trường phát điện cạnh tranh là quy định do Bộ Công Thương ban hành
để điều chỉnh hoạt động của các đối tượng tham gia thị trường phát điện cạnh
tranh.
42. Sa thải phụ
tải là quá trình cắt phụ tải ra khỏi lưới điện do tác động của hệ thống sa
thải phụ tải tự động hoặc theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
43. Sai số điều độ
là sai số cho phép giữa công suất phát thực tế của tổ máy được huy động và
công suất được huy động theo lệnh điều độ.
44. Sự cố đơn lẻ là
sự cố một phần tử trong hệ thống điện truyền tải khi hệ thống đang ở trạng thái
vận hành bình thường, bao gồm các trường hợp sự cố một đường dây truyền tải,
một máy biến áp hoặc một tổ máy phát điện bất kỳ.
45. Sự cố hệ thống
điện là sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do tác
động từ nhiều nguyên nhân dẫn đến hoạt động không bình thường, gây ngừng cung
cấp điện hoặc mất ổn định, mất an toàn và không đảm bảo chất lượng điện năng
của hệ thống điện.
46. Sự cố nhiều
phần tử là trường hợp xảy ra hai sự cố đơn lẻ trở lên tại cùng một thời điểm.
47. Sự cố nghiêm
trọng là sự cố gây mất điện trên diện rộng hoặc toàn bộ lưới điện truyền
tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người và tài sản.
48. Sụp đổ hệ
thống điện là tình huống mà toàn bộ các phần tử trong hệ thống điện bị mất
điện do sự cố.
49. Tách lưới là
các thao tác đưa một trong các phần tử của hệ thống điện ra khỏi vận hành.
50. Tan rã hệ
thống điện là tình huống hệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ
thống điện nhỏ tách rời do sự cố.
51. Thiết bị đo
đếm là các thiết bị bao gồm công tơ, máy biến dòng điện, máy biến điện áp
và các thiết bị phụ trợ phục vụ đo đếm điện năng.
52. Thiết bị đầu
cuối RTU (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit) là thiết bị đặt
tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và biến đổi dữ liệu để
truyền về máy tính trung tâm của hệ thống SCADA/EMS.
53. Thiết bị ổn
định hệ thống điện PSS (viết tắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer)
là thiết bị đưa tín hiệu bổ sung tác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp
(AVR) để giảm mức dao động điện áp trong hệ thống điện.
54. Thời gian khởi
động là khoảng thời gian ngắn nhất cần có để khởi động một tổ máy phát điện
tính từ khi Đơn vị phát điện nhận được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện đến khi tổ máy phát điện được hoà đồng bộ vào hệ
thống điện quốc gia.
55. Tiêu chuẩn IEC
là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế ban hành.
56. Tự động sa
thải phụ tải khi tần số thấp là tác động cắt tải tự động của rơ le tần số
khi tần số của hệ thống điện xuống dưới ngưỡng cho phép.
57. Trang Web
chính thức của thị trường điện là trang thông tin điện tử do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện chịu trách nhiệm quản lý để đăng tải các
thông tin về hệ thống điện và thị trường điện.
58. Vị trí đo đếm là
vị trí vật lý trên mạch điện nhất thứ, tại đó điện năng mua bán được đo đếm và
xác định.
Chương
II
TIÊU
CHUẨN VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều 4. Tần số
1. Tần số danh định
của hệ thống điện quốc gia Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành của hệ thống
điện, tần số được phép dao động trong các phạm vi được quy định tại Bảng 1.
Bảng
1. Phạm vi dao động tần số của hệ thống điện quốc gia
|
Chế
độ vận hành của hệ thống điện
|
Dải
tần số cho phép
|
|
Vận
hành bình thường
|
49,8
Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
Sự
cố đơn lẻ
|
49,5
Hz ÷ 50,5 Hz
|
2. Trong trường hợp
hệ thống điện quốc gia bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc trong
trạng thái khẩn cấp, cho phép tần số hệ thống điện dao động trong khoảng từ
47Hz cho đến 52Hz. Dải tần số cho phép và số lần cho phép xuất hiện được xác
định theo chu kỳ một (01) năm hoặc hai (02) năm được quy định tại Bảng 2.
Bảng
2. Dải tần số cho phép và số lần cho phép trong trường hợp sự cố nhiều phần tử,
sự cố nghiêm trọng hoặc trạng thái khẩn cấp
|
Dải
tần số cho phép (Hz)
(“f”
là tần số hệ thống điện)
|
Số
lần cho phép theo chu kỳ thời gian
(tính
từ thời điểm bắt đầu chu kỳ)
|
|
52
≥ f ≥ 51,25
|
07
lần trong 01 năm
|
|
51,25
> f > 50,5
|
50
lần trong 01 năm
|
|
49,5
> f > 48,75
|
60
lần trong 01 năm
|
|
48,75
≥ f > 48
|
12
lần trong 01 năm
|
|
48
≥ f ≥ 47
|
01
lần trong 02 năm
|
Điều 5. Điện áp
1. Các cấp điện áp
danh định trong lưới điện truyền tải bao gồm 500kV, 220kV và 110kV.
2. Trong điều kiện
làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền
tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới được quy định tại Bảng
3:
Bảng
3. Điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải
|
Cấp
điện áp
|
Chế
độ vận hành của hệ thống điện
|
|
Vận
hành bình thường
|
Sự
cố một phần tử
|
|
500kV
|
475
÷ 525
|
450
÷ 550
|
|
220kV
|
209
÷ 242
|
198
÷ 242
|
|
110kV
|
104
÷ 121
|
99
÷ 121
|
3. Trong trường hợp
hệ thống điện truyền tải bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong
trạng thái khẩn cấp hoặc trong quá trình khôi phục hệ thống, cho phép mức dao
động điện áp trên lưới điện tạm thời lớn hơn ±10% so với điện áp danh định
nhưng không được vượt quá ±20% so với điện áp danh định.
4. Trong thời gian sự
cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị
bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110% điện áp danh định ở các pha không bị
sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.
Điều 6. Cân bằng pha
Trong chế độ làm việc
bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3%
điện áp danh định đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.
Điều 7. Sóng hài
1. Giá trị cực đại
cho phép của tổng mức biến dạng điện áp (tính theo % điện áp danh định) do các
thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 110kV, 220kV và
500kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
2. Giá trị cực đại
cho phép của tổng mức biến dạng phía phụ tải (tính theo % dòng điện danh định)
đối với các cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
3. Trong điều kiện
vận hành bình thường, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đảm bảo tổng mức
biến dạng do sóng hài trên lưới điện truyền tải không vượt quá các giá trị quy
định khoản 1 Điều này.
4. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình không
phát thêm sóng hài lên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại khoản 2 Điều
này.
5. Trường hợp tổng
mức biến dạng sóng hài phía phụ tải có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định
tại khoản 2 Điều này, Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra giá trị
sóng hài và điều tra nguyên nhân nếu có vi phạm. Trường hợp tổng mức biến dạng
sóng hài phía phụ tải vi phạm quy định, bên vi phạm phải trả toàn bộ chi phí
kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra cho Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp
kết quả kiểm tra cho thấy phụ tải không vi phạm tiêu chuẩn, Đơn vị truyền tải
điện phải tự chịu toàn bộ chi phí kiểm tra.
6. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải cho rằng tổng mức biến dạng điện áp có dấu
hiệu vi phạm các giá trị quy định tại khoản 1 Điều này, khách hàng có quyền yêu
cầu Đơn vị truyền tải điện kiểm tra các giá trị sóng hài. Đơn vị truyền tải
điện phải thực hiện kiểm tra giá trị sóng hài và điều tra nguyên nhân nếu có vi
phạm. Trường hợp tổng mức biến dạng điện áp vi phạm quy định, Đơn vị truyền tải
điện phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra.
Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy không vi phạm tiêu chuẩn, khánh hàng đề
nghị kiểm tra phải trả cho Đơn vị truyền tải toàn bộ chi phí kiểm tra.
Điều 8. Mức nhấp nháy
điện áp
1. Mức nhấp nháy điện
áp tối đa cho phép trong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 4.
Bảng
4. Mức nhấp nháy điện áp
|
Cấp
điện áp
|
Plt95%
|
Pst95%
|
|
110,
220, 500kV
|
0,6
|
0,8
|
2. Trong đó Plt95%
là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít
nhất một tuần) và 95% số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này.
3. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm kiểm soát mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải
đảm bảo mức nhấp nháy điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị quy
định tại Bảng 4 trong chế độ vận hành bình thường. Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình không gây ra mức
nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 4.
4. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải cho rằng mức nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi
phạm các giá trị quy định tại khoản 1 Điều này, khách hàng có quyền yêu cầu Đơn
vị truyền tải điện kiểm tra mức nhấp nháy điện áp. Đơn vị truyền tải điện phải
thực hiện kiểm tra mức nhấp nháy điện áp và điều tra nguyên nhân nếu có vi
phạm. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp vi phạm quy
định, Đơn vị truyền tải điện phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và
các thiệt hại gây ra; trường hợp không vi phạm tiêu chuẩn, khánh hàng đề nghị
kiểm tra phải trả cho đơn vị truyền tải toàn bộ chi phí kiểm tra.
5. Trường hợp cho
rằng Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải gây ra mức nhấp nháy điện áp vượt
quá giá trị cho phép, Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra mức nhấp
nháy điện áp và xác định nguyên nhân gây ra vi phạm. Trường hợp kết quả kiểm
tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp do khách hàng vi phạm quy định thì bên vi
phạm phải trả toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra cho
Đơn vị truyền tải điện; trường hợp không vi phạm tiêu chuẩn, Đơn vị truyền tải
điện phải tự chịu toàn bộ chi phí kiểm tra.
Điều 9. Dao động điện
áp
1. Dao động điện áp
tại điểm đấu nối trên lưới điện truyền tải do phụ tải dao động gây ra không
được vượt quá 2,5% của điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện
áp vận hành cho phép đối với từng cấp điện áp được quy định tại Điều
5 Thông tư này.
2. Trong trường hợp
chuyển nấc phân áp dưới tải bằng tay, dao động điện áp tại điểm đấu nối với phụ
tải không được vượt quá giá trị điều chỉnh điện áp của nấc phân áp máy biến áp điều
áp dưới tải.
3. Cho phép mức điều
chỉnh điện áp mỗi lần tối đa lên đến 5% giá trị điện áp danh định, với điều
kiện việc điều chỉnh điện áp không được gây ra hỏng hóc thiết bị trên hệ thống
điện truyền tải và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
Điều
10. Chế độ nối đất trung tính
Chế độ nối đất trung
tính của lưới điện truyền tải là chế độ nối đất trực tiếp.
Điều
11. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ ngắn mạch
1. Trị số dòng ngắn
mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch bằng bảo vệ chính
trên hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 5.
Bảng
5. Dòng điện ngắn mạch và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch
|
Cấp điện áp
|
Dòng
điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)
|
Thời
gian tối đa loại trừ ngắn mạch bằng bảo vệ chính (ms)
|
Thời
gian chịu đựng của bảo vệ chính (s)
|
|
500kV
|
40
|
80
|
3
|
|
220kV
|
40
|
100
|
3
|
|
110kV
|
31,5
|
150
|
3
|
2. Trong một số
trường hợp đặc biệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đề xuất để được phép
áp dụng mức dòng ngắn mạch lớn nhất cho một số khu vực trong hệ thống điện
truyền tải khác với mức quy định tại Bảng 5.
3. Cục Điều tiết điện
lực phê duyệt cho phép áp dụng mức dòng điện ngắn mạch lớn nhất khác với quy
định tại Bảng 5 sau khi xem xét các đề xuất, giải trình của Đơn vị truyền tải
điện và ý kiến của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị ảnh hưởng trực
tiếp.
Điều
12. Hệ số chạm đất
Hệ số chạm đất của
lưới điện truyền tải ở các cấp điện áp không được vượt quá 1,4.
Điều
13. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải
1. Độ tin cậy của
lưới điện truyền tải được xác định bằng lượng điện năng không cung cấp được
hàng năm do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm cung cấp
điện có kế hoạch và sự cố trên lưới điện truyền tải gây mất điện cho khách
hàng.
2. Điện năng không
cung cấp được được tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị mất điện với
thời gian phụ tải bị mất điện trong các trường hợp mất điện kéo dài trên một
(01) phút, trừ các trường hợp sau:
a) Ngừng, giảm cung
cấp điện do hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn;
b) Ngừng, giảm mức
cung cấp điện do sự kiện bất khả kháng (sự kiện xảy ra một cách khách quan
không thể kiểm soát được, không thể lường trước được và không thể tránh được
mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết trong khả năng cho phép).
3. Lượng điện năng
không cung cấp được hàng năm của lưới điện truyền tải bằng tổng lượng điện năng
không cung cấp được trong năm đối với các trường hợp theo quy định tại khoản 2 Điều
này.
4. Trước ngày 01
tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện xây dựng chỉ tiêu độ tin cậy của lưới
điện truyền tải trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết
điện lực xem xét, phê duyệt.
Điều
14. Tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải
1. Tổn thất điện năng
hàng năm trên lưới điện truyền tải được xác định theo công thức sau:
|
∆A
=
|
Attnhận
- Attgiao
|
|
Attnhận
|
Trong đó:
- ΔA: Tổn thất hàng
năm trên lưới điện truyền tải;
- Attnhận:
Tổng lượng điện năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng
nhận từ tất cả các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại các điểm đấu nối
với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu bằng lưới điện
truyền tải;
- Attgiao:
Tổng lượng điện năng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng mà
các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ
lưới điện truyền tải tiếp nhận từ các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải
cộng với tổng điện năng xuất khẩu. Tổng điện năng giao từ lưới điện truyền tải
đã bao gồm tổng điện năng tự dùng của các trạm biến áp truyền tải.
2. Trước ngày 01
tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện xây dựng mức tổn thất điện năng trên
lưới điện truyền tải trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều
tiết điện lực xem xét, phê duyệt.
Chương
III
DỰ
BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
Điều
15. Quy định chung về dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia
1. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện hệ thống điện quốc gia là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được cung
cấp điện từ hệ thống điện quốc gia, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện
riêng. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là cơ sở để lập kế
hoạch đầu tư phát triển hệ thống điện hàng năm, kế hoạch, phương thức vận hành
hệ thống điện và vận hành thị trường điện.
2. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện hệ thống điện quốc gia bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng,
tuần, ngày và giờ tới.
3. Trách nhiệm dự báo
nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia:
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ
thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền (Bắc, Trung, Nam) và phụ tải điện
tại tất cả các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối
điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu
phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị và nhu cầu phụ tải tại từng điểm đấu nối;
c) Đơn vị bán buôn
điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện các số liệu dự báo nhu cầu xuất nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền
tải, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu xuất nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm
đấu nối phục vụ xuất nhập khẩu điện.
4. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm ban hành Quy định về phương pháp lập dự báo phụ tải điện hệ
thống điện quốc gia.
Điều
16. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
1. Số liệu phục vụ dự
báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Cho năm đầu tiên:
- Số liệu dự báo từng
tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân
phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
và tại các điểm đấu nối;
- Số liệu dự báo xuất
nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển
hình của Đơn vị bán buôn điện và tại các điểm đấu nối.
b) Cho bốn (04) năm
tiếp theo:
- Số liệu dự báo năm
về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối
điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và
tại các điểm đấu nối;
- Số liệu dự báo xuất
nhập khẩu điện năm về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của
Đơn vị bán buôn điện và tại các điểm đấu nối.
Chi tiết các số liệu
sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới quy định tại Phụ lục 1A ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Các yếu tố cần xem
xét khi dự báo phụ tải điện năm tới bao gồm:
a) Tốc độ tăng trưởng
kinh tế (GDP) năm tới được Chính phủ công bố;
b) Số liệu dự báo nhu
cầu phụ tải điện và hệ số phụ tải hàng năm theo quy hoạch phát triển điện lực
đã được phê duyệt;
c) Các số liệu thống
kê về công suất, điện năng tiêu thụ trong ít nhất năm (05) năm trước gần nhất
của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Các số liệu thống
kê xuất nhập khẩu điện về công suất, điện năng tiêu thụ trong ít nhất năm (05)
năm trước gần nhất của Đơn vị bán buôn điện;
đ) Các số liệu dự báo
xuất nhập khẩu điện về công suất, điện năng của Đơn vị bán buôn điện;
e) Các giải pháp về tiết
kiệm năng lượng và quản lý nhu cầu điện;
g) Những thông tin
cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia năm bao gồm:
a) Cho năm đầu tiên:
Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình từng tháng của hệ thống
điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán
buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
và tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Cho bốn (04) năm
tiếp theo: Số liệu dự báo năm về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày
điển hình của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân
phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ
lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
4. Trình tự thực
hiện:
a) Trước ngày 01
tháng 8 hàng năm, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải
điện của mình theo quy định tại khoản 1 Điều này.
Trường hợp Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải không cung cấp số liệu đúng thời hạn quy định, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền sử dụng số liệu dự báo
của năm trước để dự báo phụ tải;
b) Trước ngày 01
tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia cho năm tới
và cho bốn (04) năm tiếp theo theo quy định tại khoản
3 Điều này và công bố
trên trang Web chính thức của thị trường điện.
Điều
17. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
1. Số liệu phục vụ dự
báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Số liệu dự báo
từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị
phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền
tải và tại các điểm đấu nối;
b) Số liệu dự báo
xuất nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày
điển hình của Đơn vị bán buôn điện và tại các điểm đấu nối.
Chi tiết các số liệu
sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới quy định tại Phụ lục 1B ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Các yếu tố cần xem
xét khi dự báo phụ tải điện tháng tới bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu
cầu phụ tải điện tháng trong số liệu dự báo năm đã công bố;
b) Các số liệu thống
kê về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối của
tháng cùng kỳ năm trước và ba (03) tháng trước gần nhất của các Đơn vị phân
phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền
tải;
c) Các số liệu thống
kê xuất nhập khẩu điện về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban
ngày và buổi tối trong ba (03) tháng trước gần nhất; các số liệu cam kết trong
hợp đồng xuất nhập khẩu điện của Đơn vị bán buôn điện;
d) Các sự kiện có thể
gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện và các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tháng tới bao gồm các số liệu sau: Công
suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình từng tuần của hệ thống điện
quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn
điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và
tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
4. Trình tự thực
hiện:
a) Trước mười (10)
ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện,
Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu
cầu phụ tải điện của mình theo quy định tại khoản 1 Điều này.
Trường hợp Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải không cung cấp số liệu đúng thời hạn quy định, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền sử dụng số liệu dự báo
của năm trước để dự báo phụ tải.
b) Trước ngày 25 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn
thành tính toán và công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kết
quả dự báo phụ tải điện tháng tới.
Điều
18. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
1. Số liệu phục vụ dự
báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất cực
đại từng ngày, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối.
Chi tiết các số liệu
sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần tới theo mẫu quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Các yếu tố xem xét
khi dự báo phụ tải điện tuần tới bao gồm:
a) Các số liệu dự báo
nhu cầu phụ tải điện tuần của dự báo tháng đã công bố;
b) Các số liệu thống
kê về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối
trong bốn (04) tuần trước gần nhất của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng
sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Dự báo thời tiết
của ngày trong tuần tới, các ngày lễ, tết và các sự kiện có thể gây biến động
lớn đến nhu cầu phụ tải điện.
3. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tuần tới bao gồm các số liệu sau: Điện
năng, công suất cực đại từng ngày, biểu đồ ngày điển hình của hệ thống điện
quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn
điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và
tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
4. Trình tự thực
hiện:
a) Trước 8h00 ngày
thứ Ba hàng tuần, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải
điện của mình theo quy định tại khoản 1 Điều này.
Trường hợp Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải không cung cấp số liệu đúng thời hạn quy định, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền sử dụng số liệu dự báo
của tuần trước để dự báo phụ tải;
b) Trước 15h00 ngày
thứ Năm hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành tính toán và công bố trên trang Web chính thức của thị trường
điện kết quả dự báo phụ tải điện tuần tới.
Điều
19. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày
1. Các yếu tố xem xét
khi dự báo phụ tải điện ngày tới bao gồm:
a) Các số liệu dự báo
nhu cầu phụ tải điện ngày của dự báo tuần đã công bố;
b) Các số liệu công
suất, điện năng thực tế của hệ thống điện trong bảy (07) ngày trước; trường hợp
ngày lễ, tết phải sử dụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;
c) Dự báo thời tiết
của ngày tới và các thông tin cần thiết khác.
2. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia ngày tới bao gồm các số liệu sau: Công
suất từng giờ của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải.
3. Trình tự thực
hiện: Trước 9h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm hoàn thành tính toán và công bố trên trang Web chính thức của thị
trường điện kết quả dự báo phụ tải điện ngày tới.
Điều
20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện giờ
1. Các yếu tố xem xét
khi dự báo phụ tải điện giờ tới bao gồm:
a) Các số liệu dự báo
nhu cầu phụ tải điện giờ của dự báo ngày đã công bố;
b) Các số liệu công
suất, điện năng thực tế của hệ thống điện trong bốn mươi tám (48) giờ cùng kỳ
tuần trước;
c) Dự báo thời tiết
tại thời điểm gần nhất;
d) Các thông tin cần
thiết khác.
2. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện giờ tới bao gồm:
a) Công suất cực đại
của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện của ba miền Bắc, Trung, Nam cho giờ
tới và ba (03) giờ tiếp theo;
b) Công suất cực đại
tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp
theo.
3. Trình tự thực
hiện: Trước phút thứ năm mươi (50), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm hoàn thành tính toán và công bố trên trang Web chính thức
của thị trường điện kết quả dự báo phụ tải điện của giờ tới và ba (03) giờ tiếp
theo.
Chương
IV
LẬP
KẾ HOẠCH ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
21. Nguyên tắc chung
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải của năm
tới, có xét đến bốn (04) năm tiếp theo.
2. Kế hoạch đầu tư
phát triển lưới điện truyền tải hàng năm được lập trên các cơ sở sau đây:
a) Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải đã được công bố;
b) Phù hợp với quy
hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch phát triển điện lực tỉnh đã được
phê duyệt và các thỏa thuận đấu nối đã ký;
c) Đáp ứng các tiêu
chuẩn vận hành lưới điện quy định tại
d) Chương II Thông tư này.
Điều
22. Nội dung kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải
Kế hoạch đầu tư phát
triển lưới điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:
1. Đánh giá tình hình
thực tế vận hành lưới điện truyền tải đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại.
2. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện tại từng điểm giao nhận với lưới điện truyền tải cho năm tới và bốn
(04) năm tiếp theo.
3. Đánh giá tình hình
thực hiện đầu tư các hạng mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch đầu tư phát
triển lưới điện truyền tải được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại.
4. Danh mục các dự án
nguồn điện sẽ đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và bốn (04) năm
tiếp theo, kèm theo dự kiến điểm đấu nối, thỏa thuận đấu nối của những dự án
nguồn điện này.
5. Danh mục các công
trình hệ thống thông tin truyền dữ liệu phục vụ công tác vận hành hệ thống
điện.
6. Kết quả tính toán
các chế độ xác lập hệ thống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới và cho
mùa khô và mùa mưa của bốn (04) năm tiếp theo.
7. Kết quả tính toán
dòng điện ngắn mạch tại các thanh cái 500kV, 220kV và 110kV trong lưới điện
truyền tải.
8. Kết quả phân tích
ổn định động, ổn định tĩnh của hệ thống điện truyền tải.
9. Kết quả tính toán
bù công suất phản kháng trên lưới điện truyền tải.
10. Phân tích khả
năng đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành của hệ thống điện truyền tải theo các quy
định tại
11. Chương II Thông
tư này và các giải pháp thực hiện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành quy định.
12. Phân tích và lựa
chọn phương án đầu tư lưới điện truyền tải đảm bảo truyền tải hết công suất của
các nhà máy điện, đảm bảo cung cấp cho phụ tải, thỏa mãn các tiêu chí, tiêu
chuẩn kỹ thuật và có chi phí nhỏ nhất.
13. Danh mục các hạng
mục lưới điện truyền tải cần xây dựng năm tới và cho từng năm của giai đoạn bốn
(04) năm tiếp theo. Kế hoạch thu xếp vốn cho thực hiện từng công trình.
14. Các kiến nghị.
Điều
23. Trách nhiệm cung cấp thông tin cho lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện
truyền tải
1. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Danh sách các nhà
máy điện mới dự kiến đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới có xét đến
bốn (04) năm tiếp theo;
b) Tiến độ thực hiện
đấu nối và ngày dự kiến vận hành của các nhà máy điện đó;
c) Các thông số chính
của các nhà máy điện sẽ đấu nối vào hệ thống điện truyền tải và thông số điểm
đấu nối theo quy định trong Phụ lục 2B ban hành kèm
theo Thông tư này;
d) Các thay đổi liên
quan đến đấu nối các nhà máy điện hiện có trong năm tới có xét đến bốn (04) năm
tiếp theo.
2. Đơn vị phân phối
điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có
trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Danh sách các điểm
đấu nối dự kiến với lưới điện truyền tải năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp
theo;
b) Tiến độ dự kiến
đóng điện của các điểm đấu nối mới;
c) Công suất phụ tải
cực đại tại các điểm đấu nối mới và các thông tin về đấu nối được quy định tại Phụ lục 2C ban hành kèm theo Thông tư này;
d) Dự kiến đề xuất
thay đổi (nếu có) của điểm đấu nối hiện tại trong năm (05) năm tới, bao gồm cả
các dự kiến thay đổi chi tiết.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải cung cấp các thông tin sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ
tải điện hàng năm có xét đến bốn (04) năm tiếp theo phải phù hợp với quy định
tại Điều 16 Thông tư này;
b) Dự kiến nhu cầu
dịch vụ phụ trợ hàng năm có xét đến bốn (04) năm tiếp theo;
c) Kế hoạch huy động
nguồn điện cho năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo được duyệt.
4. Đơn vị bán buôn
điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Công suất, điện
năng xuất nhập khẩu;
b) Tiến độ đưa vào
vận hành các công trình nguồn điện mới năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp
theo.
Điều
24. Trình tự lập, phê duyệt và công bố kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện
truyền tải
1. Trước ngày 01
tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi các yêu cầu về cung
cấp thông tin và thời hạn cung cấp thông tin đến Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
2. Trước ngày 01
tháng 9 hàng năm, các đơn vị phải cung cấp đầy đủ thông tin theo các nội dung
yêu cầu quy định tại Điều 23 Thông tư này cho Đơn vị truyền
tải điện.
3. Trước ngày 15
tháng 9 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện phải hoàn thành Kế hoạch đầu tư phát
triển lưới điện truyền tải cho năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo trình
Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê
duyệt.
4. Trong thời hạn
mười lăm (15) ngày kể từ ngày nhận được kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện
truyền tải cho năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo, Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm thẩm định, phê duyệt.
5. Trong thời hạn
mười lăm (15) ngày kể từ ngày kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải
được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm
công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị kế hoạch đầu tư phát triển lưới
điện truyền tải đã được phê duyệt.
Chương
V
ĐẤU
NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Mục 1. ĐIỂM ĐẤU NỐI
VÀ RANH GIỚI PHÂN ĐỊNH TÀI SẢN, VẬN HÀNH
Điều
25. Điểm đấu nối
1. Điểm đấu nối là điểm
nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải vào lưới điện truyền tải.
2. Vị trí điểm đấu
nối được xác định như sau:
a) Đấu nối nhà máy
điện: Điểm đấu nối được xác định tại dao cách ly đầu vào của ngăn lộ đấu vào
thanh cái của sân phân phối nhà máy điện. Trường hợp sân phân phối nhà máy điện
có đấu nối với nhà máy điện khác hoặc với lưới điện của Đơn vị phân phối điện, điểm
đấu nối là dao cách ly phía cao áp của máy biến áp tăng áp của nhà máy điện;
b) Đấu nối lưới điện,
thiết bị điện của Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải: trường hợp trạm biến áp thuộc sở hữu của Đơn
vị truyền tải thì điểm đấu nối được xác định tại dao cách ly đường dây phía
điện áp thứ cấp; trường hợp trạm biến áp thuộc sở hữu của Đơn vị phân phối điện
hoặc của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
thì điểm đấu nối là dao cách ly đường dây phía điện áp sơ cấp;
c) Trường hợp điểm
đấu nối khác với quy định tại điểm a và điểm b Khoản này phải do hai bên thỏa
thuận và được Cục Điều tiết điện lực thông qua.
3. Điểm đấu nối phải
được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong thỏa
thuận đấu nối.
Điều
26. Ranh giới phân định tài sản và quản lý vận hành
1. Ranh giới phân
định tài sản giữa Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải là điểm đấu nối.
2. Tài sản của mỗi
bên tại 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.
3. Tài sản thuộc sở
hữu của bên nào do 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.
Mục 2. CÁC YÊU CẦU KỸ
THUẬT ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐẤU NỐI
Điều
27. Các yêu cầu chung
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm thực hiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy
hoạch và kế hoạch đầu tư đã được duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền
tải đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành theo quy định tại
2. Chương II Thông tư này.
3. Việc đấu nối trang
thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của khách hàng vào lưới điện truyền
tải phải thực hiện theo quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước
có thẩm quyền phê duyệt.
4. Trường hợp đề nghị
đấu nối mới chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và
Cục Điều tiết điện lực về đề nghị đấu nối ngoài quy hoạch. Khách hàng có nhu
cầu đấu nối có trách nhiệm lập hồ sơ bổ sung quy hoạch và trình cơ quan nhà
nước có thẩm quyền xem xét, phê duyệt bổ sung quy hoạch phát triển điện lực
trước khi thực hiện thỏa thuận đấu nối.
5. Đơn vị truyền tải
điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối phải có thỏa thuận đấu nối bằng văn bản,
bao gồm những nội dung chính sau:
a) Các nội dung kỹ
thuật liên quan đến điểm đấu nối;
b) Tiến độ thời gian
hoàn thiện đấu nối;
c) Các nội dung
thương mại của thỏa thuận đấu nối.
6. Đơn vị truyền tải
điện có quyền từ chối đề nghị đấu nối nếu trang thiết bị, lưới điện của khách
hàng có nhu cầu đấu nối không tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật yêu cầu tại Thông
tư này và các quy chuẩn ngành có liên quan hoặc đề nghị đấu nối không đúng với
quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt.
7. Đơn vị truyền tải
điện có quyền tách đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi
lưới điện truyền tải nếu có căn cứ cho thấy khách hàng vi phạm các tiêu chuẩn
kỹ thuật và tiêu chuẩn vận hành theo quy định tại Thông tư này hoặc các vi phạm
quy định về an toàn, vận hành trên tài sản của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có thể gây ảnh hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải.
Trường hợp hai bên không thống nhất về việc tách đấu nối thì phải thực hiện
trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp quy định tại Chương XI Thông tư này.
8. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phát điện có nhu cầu thay đổi thiết
bị thuộc phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn các
thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, Đơn vị phát điện
phải thông báo và phải được Đơn vị truyền tải điện chấp thuận trước khi thực
hiện.
9. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phân phối điện hoặc Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi sơ đồ
kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có liên quan đến điểm đấu nối có thể
gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn các thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện
tại điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện hoặc Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải thông báo và phải được Đơn vị truyền tải
điện chấp thuận trước khi thực hiện.
10. Những thay đổi
liên quan đến điểm đấu nối phải được cập nhật trong hồ sơ về điểm đấu nối.
11. Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm lưu trữ các số liệu về chế độ làm
việc, công tác vận hành, duy tu, bảo dưỡng và các sự cố trên các phần tử thuộc
phạm vi quản lý của mình phía sau điểm đấu nối trong thời hạn năm (05) năm. Khi
Đơn vị truyền tải điện có yêu cầu, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có
trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết liên quan đến sự cố xảy ra
trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình phía sau điểm đấu nối.
Điều
28. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
1. Sơ đồ đấu nối điện
chính phải bao gồm tất cả các 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
truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện phải được mô tả
bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện đánh số theo quy định hiện hành.
2. Máy cắt có liên hệ
trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm
phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp
ứng sơ đồ phát triển lưới điện cho mười (10) năm tiếp theo.
3. Các thiết bị trực
tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng ngắn
mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo thông báo của Đơn vị truyền
tải điện về giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối phù hợp với quy
hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được duyệt.
4. Máy cắt thực hiện
thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị hệ thống
kiểm tra đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao
cách ly kèm theo các phương tiện khóa liên động để đảm bảo an toàn khi bảo
dưỡng, sửa chữa thiết bị.
Điều
29. Yêu cầu đối với hệ thống bảo vệ rơ le
1. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thiết kế, lắp
đặt, chỉnh định và thử nghiệm hệ thống bảo vệ rơ le trong phạm vi lưới điện của
mình nhằm đạt được các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy và tính chọn lọc khi
loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệ thống an toàn, tin cậy.
2. Việc phối hợp
trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơle cho điểm đấu nối phải được thỏa
thuận giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện ban hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi
lưới điện truyền tải và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện
truyền tải đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải.
4. Thời gian loại trừ
sự cố trên các phần tử trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải bằng các bảo vệ rơ le chính không vượt quá các giá trị được quy định
tại Điều 11 Thông tư này.
5. Trường hợp thiết
bị bảo vệ của Khách hành sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với
thiết bị bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng
được các yêu cầu của Đơn vị truyền tải điện về kết nối.
6. Trong một số
trường hợp lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết
bị bảo vệ rơ le trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có
thể được phép gửi lệnh đi cắt các máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải
được sự chấp thuận của Đơn vị truyền tải điện và cấp điều độ có quyền điều
khiển đối với các máy cắt này và phải được ghi trong thỏa thuận đấu nối.
7. Độ tin cậy tác
động của hệ thống rơ le bảo vệ không được nhỏ hơn 99%.
8. Ngoài các yêu cầu
được quy định từ khoản 1 đến khoản 7 Điều này, hệ thống bảo vệ rơ le nhà máy
điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Nhà máy điện phải
được trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác;
b) Tổ máy phát điện
phải được trang bị bảo vệ chống mất kích từ và bảo vệ chống trượt cực từ (bảo
vệ chống mất đồng bộ);
c) Các đường dây tải điện
cấp điện áp từ 110kV trở lên đấu nối tổ máy hoặc sân phân phối của nhà máy điện
phải có hai (02) kênh thông tin liên lạc độc lập về vật lý phục vụ cho việc
truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không
lớn hơn 20ms.
9. Phạm vi và cách bố
trí các thiết bị bảo vệ rơ le cho tổ máy phát, máy biến áp, thanh cái và đường
dây đấu nối vào lưới điện truyền tải được quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ
thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến
áp.
10. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo
vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp trình Cục Điều tiết
điện lực ban hành.
Điều
30. Yêu cầu đối với hệ thống thông tin
1. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm lắp đặt hệ thống thông tin trong phạm vi
quản lý của mình và kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị
truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ
thông tin liên lạc và truyền dữ liệu trong vận hành hệ thống điện và thị trường
điện. Các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích
với hệ thống thông tin hiện có của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
Trường hợp khách hàng
không thể sử dụng hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện, khách hàng có
thể sử dụng hệ thống thông tin của các nhà cung cấp khác để kết nối với hệ
thống thông tin của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo thỏa
thuận của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về đảm bảo độ tin
cậy trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi hệ thống
điện truyền tải để phục vụ việc quản lý vận hành hệ thống điện và thị trường
điện; phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thiết
lập đường truyền thông tin về Trung tâm điều hành của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải các yêu cầu về dữ liệu thông
tin, truyền dữ liệu và giao diện thông tin cần thiết.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp
với khách hàng trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông tin,
dữ liệu của khách hàng vào hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có do các đơn vị
quản lý.
Điều
31. Yêu cầu về hệ thống SCADA/EMS
1. Các trạm biến áp
từ cấp điện áp 220kV trở lên phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán
DCS có hai (02) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ
thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy
định phân cấp vận hành hệ thống điện. Các trạm biến áp 110kV phải được trang bị
hệ thống điều khiển phân tán DCS hoặc RTU có hai (02) cổng kết nối trực tiếp,
đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện theo quy định phân cấp vận hành hệ thống điện.
2. Các nhà máy điện
có công suất lắp đặt trên 30MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền
tải phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán DCS có hai (02) cổng kết
nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định phân cấp vận hành hệ
thống điện.
3. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt
và kết nối đường truyền dữ liệu hệ thống DCS(Gateway)/RTU từ lưới điện thuộc
phạm vi quản lý của mình với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
4. Thiết bị hệ thống
DCS(Gateway)/RTU của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải tương thích với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tích hợp các thông số của hệ thống
SCADA/EMS của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
với hệ thống SCADA/EMS của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện trong quá trình thực hiện.
6. Trường hợp có sự
thay đổi về công nghệ của hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời điểm ký thỏa
thuận đấu nối dẫn đến phải thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống DCS(Gateway)/RTU của
Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thì Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phối hợp với Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để thực hiện các hiệu chỉnh cần
thiết. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng phải có trách nhiệm đầu tư, nâng
cấp hệ thống DCS(Gateway)/RTU của mình để đảm bảo kết nối với hệ thống
SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
7. Yêu cầu danh sách
các dữ liệu và các tiêu chuẩn kỹ thuật của các thiết bị thuộc hệ thống
DCS(Gateway)/RTU được quy định cụ thể tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản
lý vận hành hệ thống SCADA/EMS.
8. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành
hệ thống SCADA/EMS trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
32. Yêu cầu khả năng huy động, điều khiển công suất tác dụng và công suất phản
kháng của tổ máy phát điện
1. Các tổ máy phát
điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ số công
suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,90 (ứng với chế
độ nhận công suất phản kháng) tại cực của máy phát điện, phù hợp với đặc tính
công suất phản kháng của tổ máy.
2. Mỗi tổ máy phát
điện đều phải có khả năng tham gia vào việc điều tần cấp 2 và điều khiển điện
áp trong hệ thống điện thông qua việc điều khiển liên tục công suất tác dụng và
công suất phản kháng của máy phát.
3. Trong điều kiện
bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải
trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 5 Thông tư này
không được ảnh hưởng đến lượng công suất tác dụng đang phát và khả năng phát
toàn bộ công suất phản kháng của tổ máy phát điện.
4. Các tổ máy phát
điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức trong dải tần
số từ 49Hz đến 51Hz. Trong dải tần số từ 47Hz đến 49Hz, 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.
5. Tổ máy phát điện
của nhà máy thủy điện có công suất lắp đặt trên 30MW tại mọi thời điểm đang nối
lưới phải có khả năng phát công suất và duy trì phát điện trong thời gian tương
ứng với các mức tần số như sau:
a) Duy trì tối thiểu
hai mươi (20) giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ 46Hz đến 48,5Hz;
b) Phát liên tục khi
tần số hệ thống điện trong dải từ trên 48,5 Hz đến 51,5Hz;
c) Duy trì tối thiểu
ba (03) phút khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 51,5Hz đến 52Hz;
d) Duy trì tối thiểu
hai mươi (20) giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 52Hz đến 54Hz.
6. Tổ máy phát điện
của nhà máy nhiệt điện có công suất lắp đặt trên 30MW tại mọi thời điểm đang
nối lưới phải có khả năng phát công suất và duy trì phát điện trong thời gian
tương ứng với các mức tần số như sau:
a) Duy trì tối thiểu
sáu (06) giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ 47Hz tới 47,5Hz;
b) Duy trì tối thiểu
mười (10) giây khi tần số hệ thống điện trong dải từ 47,5HZ đến 48,0Hz;
c) Duy trì tối thiểu
một (01) phút khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 48,0Hz đến 48,5Hz;
d) Phát liên tục khi
tần số hệ thống điện trong dải từ trên 48,5 Hz đến 51,5Hz;
đ) Duy trì tối thiểu
một (01) phút khi tần số hệ thống điện trong dải từ trên 51,5Hz đến 52Hz;
e) Duy trì tối thiểu
mười (10) giây khi tần số hệ thống điện vượt quá 52Hz.
7. Các tổ máy phát
điện phải có khả năng chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự
không xuất hiện trong thời gian loại trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần
máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép
tách lưới.
8. Các tổ máy phát
điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải có khả
năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:
a) Tải không cân bằng
giữa 3 pha từ 5÷10%;
b) Hệ số đáp ứng của
kích từ lớn hơn 0,5%;
c) Dòng điện thứ tự
nghịch nhỏ hơn 5%.
Điều
33. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện
1. Hệ thống kích từ
của máy phát phải đảm bảo cho máy phát có thể làm việc với dải hệ số công suất
quy định tại khoản 1 Điều 32 Thông tư này. Hệ thống kích từ
phải đảm bảo cho máy phát vận hành ở công suất biểu kiến định mức (MVA) trong
dải ± 5% điện áp định mức tại đầu cực máy phát.
2. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW phải được trang bị thiết bị tự
động điều chỉnh điện áp (AVR) hoạt động liên tục có khả năng giữ điện áp đầu
cực với độ sai lệch không quá ±0,5% điện áp định mức trong toàn bộ dải làm việc
cho phép của máy phát.
3. Thiết bị tự động điều
chỉnh điện áp phải có khả năng bù lại sự sụt áp trên máy biến áp đầu cực và đảm
bảo sự phân chia ổn định công suất phản kháng giữa các máy phát điện cùng nối
vào một thanh cái chung.
4. Thiết bị tự động điều
chỉnh điện áp phải cho phép cài đặt các giới hạn về:
a) Dòng điện kích từ
tối thiểu;
b) Dòng điện rôto tối
đa;
c) Dòng điện stato
tối đa.
5. Khi điện áp đầu
cực máy phát điện nằm trong khoảng từ 80 ÷ 120% điện áp định mức và tần số hệ
thống nằm trong dải từ 47 ÷ 52Hz, hệ thống kích từ máy phát điện phải có khả
năng nâng được dòng điện và điện áp kích từ tới các giá trị như sau:
a) Tổ máy phát điện
của nhà máy thủy điện có công suất đặt trên 30MW: 1,8 lần định mức trong ít
nhất hai mươi (20) giây;
b) Tổ máy phát điện
của nhà máy nhiệt điện có công suất đặt trên 30MW: 2,0 lần định mức trong ít
nhất ba mươi (30) giây.
6. Tốc độ thay đổi
điện áp kích từ không được thấp hơn 2,0 lần so với điện áp kích từ định
mức/giây khi máy phát mang tải định mức.
7. Trong một số
trường hợp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền yêu cầu
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện
(PSS) nhằm nâng cao ổn định hệ thống điện.
8. Yêu cầu về thiết
bị tự động điều chỉnh kích từ và thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS) (nếu có)
phải được quy định trong thỏa thuận đấu nối.
Điều
34. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện
1. Các tổ máy phát
điện khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp trong hệ
thống điện quốc gia.
2. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW phải được trang bị bộ điều tốc
tác động nhanh đáp ứng được sự thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận
hành bình thường. Bộ điều tốc phải có khả năng tiếp nhận và thực hiện các lệnh
tăng, giảm hoặc thay đổi điểm đặt công suất từ hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ trường hợp Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện không có yêu cầu.
3. Bộ điều tốc của tổ
máy phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW phải có khả năng
làm việc với các giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng
5%.
4. Hệ thống điều khiển
bộ điều tốc phải cho phép cài đặt các giới hạn và các bảo vệ chống vượt tốc như
sau:
a) Đối với các tua
bin hơi: 104% đến 112% tốc độ định mức;
b) Đối với tua bin
khí và thủy điện: từ 104% đến 130% tốc độ định mức;
c) Trường hợp máy
phát điện tạm thời bị tách khỏi hệ thống nhưng vẫn tiếp tục cấp điện cho khách
hàng thì bộ điều tốc máy phát phải duy trì được sự ổn định tần số cho phần lưới
đã tách ra.
Điều
35. Khởi động đen
1. Tại các vị trí
quan trọng trong hệ thống điện truyền tải, các nhà máy điện phải có khả năng
khởi động đen và được ghi rõ trong Thỏa thuận đấu nối.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các vị trí quan trọng cần
có các nhà máy điện có khả năng khởi động đen trong hệ thống điện truyền tải.
Điều
36. Nối đất trung tính máy biến áp
1. Cuộn dây có điện
áp cao của máy biến áp ba pha hoặc ba (03) máy biến áp một pha đấu nối vào lưới
điện truyền tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất
trực tiếp.
2. Việc nối đất của
cuộn dây điện áp cao và sơ đồ đấu nối cuộn dây điện áp thấp của các máy biến áp
phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này.
Điều
37. Hệ số công suất của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
1. Trong chế độ vận
hành bình thường, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải duy trì hệ số công suất (cosϕ) tại điểm
đấu nối không nhỏ hơn 0,9.
2. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện các thông số về
các thiết bị bù công suất phản kháng trong lưới điện của mình, bao gồm:
a) Công suất phản
kháng danh định và dải điều chỉnh;
b) Nguyên tắc điều
chỉnh công suất phản kháng;
c) Điểm đấu nối với
lưới điện.
Điều
38. Độ dao động phụ tải
Tốc độ thay đổi công
suất tiêu thụ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong một (01) phút
không được vượt quá 10% công suất tiêu thụ cực đại.
Điều
39. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số
1. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của
hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số trong hệ thống điện của mình theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Hệ thống tự động
sa thải phụ tải theo tần số phải được thiết kế phù hợp với các yêu cầu sau:
a) Độ tin cậy tác
động không nhỏ hơn 99%;
b) Việc sa thải không
thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ
hệ thống điện;
c) Trình tự sa thải
và lượng công suất sa thải theo tần số phải tuân thủ mức phân bổ của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện; không được phép thay đổi trong bất kỳ
trường hợp nào nếu không có sự cho phép của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện;
d) Tùy theo điều kiện
cụ thể, điện áp đầu vào của rơ le tần số thấp có thể sử dụng 110/220V DC (một chiều)
cấp từ hệ thống ắc quy trong trạm hoặc 100/110V AC (xoay chiều) lấy trực tiếp
từ máy biến điện áp đặt tại thanh cái xuất tuyến cấp điện cho phụ tải.
3. Rơ le tần số thấp
phải được lắp đặt và vận hành theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển
ban hành.
4. Trình tự khôi phục
phụ tải khi tần số tăng trở lại bình thường phải tuân thủ theo mệnh lệnh của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Mục 3. THỦ TỤC THỎA
THUẬN ĐẤU NỐI
Điều
40. Thủ tục thỏa thuận đấu nối
1. Khi có nhu cầu đấu
nối mới hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
gửi hồ sơ đề nghị đấu nối cho Đơn vị truyền tải điện theo mẫu quy định tại các Phụ lục 2. A, 2B, 2C ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Hồ sơ đề nghị đấu
nối gồm các tài liệu kỹ thuật về các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các
thay đổi dự kiến tại điểm đấu nối hiện tại, thời gian dự kiến hoàn thành dự án,
số liệu kinh tế - kỹ thuật của dự án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện
tại.
3. Sau khi nhận được
hồ sơ đề nghị đấu nối, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện các công
việc sau đây:
a) Kiểm tra tính đầy
đủ và hợp lệ của hồ sơ đề nghị đấu nối;
b) Xem xét các yêu
cầu liên quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;
c) 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 truyền tải kể cả khả năng mang tải của
các đường dây và trạm biến áp hiện có. Dự toán các chi phí đầu tư phát sinh do
việc đấu nối;
d) Lấy ý kiến của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về ảnh hưởng của việc đấu nối đối
với hệ thống điện truyền tải, yêu cầu kỹ thuật hệ thống DCS(Gateway)/RTU và hệ
thống thông tin, các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị
điện tại điểm 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 có nhu cầu đấu nối.
4. Khách hàng có nhu
cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết khác cho Đơn
vị truyền tải điện để phục vụ việc xác định các đặc tính kỹ thuật và các chi
phí liên quan đến đề nghị đấu nối.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi ý kiến góp ý bằng văn bản đối
với các nội dung quy định tại điểm d khoản 3 Điều này cho Đơn vị truyền tải
điện.
6. Đơn vị truyền tải
điện phải thỏa thuận với khách hàng các yêu cầu kỹ thuật đấu nối và thực hiện
ký Thỏa thuận đấu nối trong thời hạn quy định tại Điều 41 Thông
tư này.
7. Thỏa thuận đấu nối
được lập thành 05 bản, mỗi bên giữ 02 bản và 01 bản gửi tới Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
Điều
41. Thời hạn xem xét và ký thỏa thuận đấu nối
Thời hạn để thực hiện
các bước đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối được quy định tại Bảng sau:
Bảng
6. Thời hạn xem xét và ký thỏa thuận đấu nối
|
Các
bước chuẩn bị và đạt được thỏa thuận đấu nối
|
Thời
gian
|
Trách
nhiệm thực hiện
|
|
Gửi hồ sơ đề nghị
đấu nối
|
|
Khách hàng có nhu
cầu đấu nối
|
|
Xem xét hồ sơ đề
nghị đấu nối và chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối
|
30
ngày làm việc
|
Đơn vị truyền tải
điện chủ trì, phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
|
|
Thực hiện đàm phán
và ký Thỏa thuận đấu nối
|
20
ngày làm việc
|
Đơn vị truyền tải
điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối
|
Mục 4. THỰC HIỆN THỎA
THUẬN ĐẤU NỐI
Điều
42. Quyền tiếp cận thiết bị tại điểm đấu nối
Đơn vị truyền tải
điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối có quyền tiếp cận các thiết bị tại điểm
đấu nối trong quá trình khảo sát để lập phương án đấu nối, thiết kế, thi công,
lắp đặt, thử nghiệm, kiểm tra, thay thế, tháo dỡ, vận hành và bảo dưỡng các
thiết bị đấu nối.
Điều
43. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối
1. Trước ngày dự kiến
đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị
truyền tải điện một (01) bộ hồ sơ và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện một (01) bộ hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối
(bằng tiếng Việt hoặc tiếng Anh cho các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Khách
hàng có nhu cầu đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao
gồm:
a) Hồ sơ cung cấp cho
Đơn vị truyền tải điện, bao gồm:
- Tài liệu thiết kế
kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung so với thiết kế ban đầu (nếu có),
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;
- Tài liệu hướng dẫn
vận hành và quản lý thiết bị của nhà chế tạo;
- Các biên bản nghiệm
thu từng phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường dây và
trạm biến áp vào lưới điện truyền tải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật Việt Nam
hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam cho phép áp dụng và đáp ứng các yêu cầu
kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định từ Điều 27 đến Điều 39 Thông
tư này;
- Dự kiến lịch chạy
thử và vận hành.
b) Hồ sơ cung cấp cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, bao gồm:
- Sơ đồ nối điện
chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện; sơ đồ
nguyên lý, thiết kế của hệ thống 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 và thông số kỹ
thuật của thiết bị lắp đặt;
- Các trị số chỉnh
định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về phía khách hàng;
- Dự kiến lịch chạy
thử, đóng điện và vận hành.
2. Trừ trường hợp có
thỏa thuận khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ
các tài liệu quy định tại khoản 1 Điều này trong thời hạn sau:
a) Chậm nhất ba (03)
tháng trước ngày dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;
b) Chậm nhất hai (02)
tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu.
3. Chậm nhất ba mươi
(30) ngày kể từ khi nhận đủ tài liệu, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm chuyển cho khách hàng có nhu cầu đấu nối các tài
liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số
thiết bị;
b) Các yêu cầu về
phương thức nhận lệnh điều độ;
c) Các yêu cầu đối
với chỉnh định rơle bảo vệ của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng;
phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi lưới điện truyền tải và các trị số chỉnh
định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của
khách hàng có nhu cầu đấu nối;
d) Phương thức đóng
điện đã thống nhất với Đơn vị truyền tải điện;
đ) Các yêu cầu về thử
nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về
thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết
nối và vận hành đối với hệ thống SCADA/EMS;
h) Danh mục các Quy
trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
i) Danh sách các cán
bộ liên quan và các kỹ sư điều hành hệ thống điện kèm theo số điện thoại và số
fax liên lạc.
4. Chậm nhất hai mươi
(20) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
thỏa thuận được với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lịch chạy
thử và vận hành các trang thiết bị điện.
5. Chậm nhất mười lăm
(15) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện các nội dung sau:
a) Thỏa thuận lịch
chạy thử và 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 cho an toàn vận hành thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các nhân
viên vận hành của mỗi bên đã có chứng chỉ vận hành được Đơn vị vận hành Hệ
thống điện và thị trường điện cấp bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách
nhiệm kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
6. Chậm nhất mười lăm
(15) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các nội dung quy
định tại điểm a, điểm c khoản 5 Điều này và cho Đơn vị bán buôn điện nội dung
quy định tại điểm a khoản 5 Điều này.
Điều
44. Kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối
1. Khách hàng có nhu
cầu đấu nối có trách nhiệm thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện ngày thực hiện
kiểm tra thực tế tại điểm đấu nối.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện 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 tại điểm đấu nối.
3. Trường hợp Đơn vị
truyền tải điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan đến điểm
đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách
hàng có nhu cầu đấu nối phải hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị
theo yêu cầu và thỏa thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành
kiểm tra lần sau.
4. Đơn vị truyền tải
điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải ký với khách hàng
có nhu cầu đấu nối Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.
Điều
45. Đóng điện điểm đấu nối
1. Sau khi có Biên
bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối xác nhận đủ điều kiện đóng điện,
khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối để thỏa thuận
thời điểm đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) Các tài liệu xác
nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:
- Các thiết bị trong
phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đủ tiêu chuẩn vận hành;
- Đơn vị truyền tải
điện chấp thuận đóng điện điểm đấu nối;
- Hệ thống đo đếm đã
được hoàn thiện, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;
- Đã ký kết hợp đồng
mua bán điện hoặc thỏa thuận về mua bán điện.
b) Các tài liệu xác
nhận công trình đủ điều kiện về điều độ:
- Thiết bị nhất thứ
đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do cấp điều độ điều khiển ban hành;
- Rơle bảo vệ và tự
động đã được chỉnh định đúng theo các yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện quy định tại điểm c khoản 3 Điều 43 Thông tư
này;
- Nhân viên vận hành
đã được đào tạo đủ năng lực vận hành đã có chứng chỉ vận hành được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện cấp bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn,
trách nhiệm;
- Phương tiện thông
tin điều độ (trực thông, điện thoại quay số, fax) hoạt động tốt;
- Hoàn thiện ghép nối
với hệ thống SCADA/EMS.
2. Trong thời hạn năm
(05) ngày kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải
điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối về thời gian cụ thể đóng điện điểm đấu
nối.
Điều
46. Trình tự thử nghiệm để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối
1. Trong thời gian
thử nghiệm để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối của khách hàng có
nhu cầu đấu nối, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cử nhân viên vận hành, cán bộ
có thẩm quyền trực 24/24h và thông báo danh sách cán bộ trực kèm theo số điện
thoại, số fax để liên hệ với các cấp điều độ khi cần thiết.
2. Thời gian đóng
điện nghiệm thu chạy thử thực hiện theo quy trình vận hành hiện hành cho các
thiết bị.
3. Trong thời gian
nghiệm thu chạy thử, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp chặt
chẽ với Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để giảm thiểu ảnh hưởng của các thiết bị mới đang được nghiệm thu chạy thử
đến vận hành an toàn các thiết bị khác và chất lượng điện của hệ thống điện.
4. Kết thúc quá trình
nghiệm thu chạy thử, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải xác nhận thông số kỹ
thuật thực tế của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp và tổ máy phát
điện. Trường hợp các thiết bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối không đáp ứng
các tiêu chuẩn kỹ thuật trong Thỏa thuận đấu nối, Đơn vị truyền tải điện có
quyền không cho đấu nối nhà máy hay lưới điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối
vào hệ thống điện truyền tải và yêu cầu tiến hành các biện pháp khắc phục.
5. Lưới điện, nhà máy
điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối
được phép chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản nghiệm thu
chạy thử từng phần và toàn phần.
Điều
47. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị sau khi chính thức đưa vào vận
hành
1. Trong quá trình
vận hành, Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện (sau đây gọi là bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung) có quyền yêu cầu
thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong lưới điện của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải cho các mục đích sau:
a) Kiểm tra sự tuân
thủ của các thiết bị trong lưới điện, nhà máy điện và điểm đấu nối của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải với các quy chuẩn được phép áp dụng tại Việt
Nam;
b) Kiểm tra sự tuân
thủ các thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và thỏa thuận đấu nối đối với
các thiết bị điện trong lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải;
c) Đánh giá ảnh hưởng
của lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đến sự
vận hành an toàn của hệ thống điện quốc gia;
d) Chuẩn xác các
thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện và lưới điện của Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải cho việc tính toán, vận hành tối ưu hệ thống điện quốc
gia.
2. Chi phí thực hiện
kiểm tra và thử nghiệm bổ sung phải được hai bên thỏa thuận. Trường hợp chưa
quy định trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện, được thực hiện
như sau:
a) Trường hợp kết quả
kiểm tra cho thấy các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
không tuân thủ các quy chuẩn kỹ thuật cho các thiết bị và không đáp ứng các quy
chuẩn vận hành, thì Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ
các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung;
b) Trường hợp kết quả
kiểm tra không phát hiện vi phạm, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải chịu toàn
bộ các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung. Đối với yêu cầu kiểm tra theo
quy định tại điểm c và điểm d khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phải báo cáo Cục Điều tiết điện lực thông qua trước khi thực
hiện kiểm tra.
3. Trước khi kiểm tra
và thử nghiệm bổ sung lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải thông báo trước ít nhất
mười lăm (15) ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thời điểm và
thời gian kiểm tra, danh sách các cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo và tạo mọi điều kiện thuận lợi để
bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung có thể thực hiện công tác kiểm tra.
4. Trong quá trình
kiểm tra, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung được phép lắp đặt các thiết bị giám
sát và kiểm tra trong lưới điện và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải nhưng không được làm ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị và an toàn
vận hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải.
5. Trong quá trình
vận hành, nếu nhận thấy tại điểm đấu nối phát sinh các vấn đề kỹ thuật không
đảm bảo an toàn cho hệ thống điện quốc gia thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phải thông báo ngay cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
và Đơn vị truyền tải điện về nguy cơ vận hành không đảm bảo an toàn cho lưới
điện truyền tải và yêu cầu thời gian khắc phục các vấn đề kỹ thuật không đảm
bảo. Trường hợp sau thời gian khắc phục cho phép mà vẫn chưa giải quyết được
các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo trên thì Đơn vị truyền tải điện có quyền tách
điểm đấu nối và thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải. Trong
trường hợp này Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tiến hành thử
nghiệm lại để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối theo quy định tại Điều 46 Thông tư này.
6. Đối với các tổ máy
phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu thử
nghiệm các tổ máy phát điện và nhà máy điện vào bất kỳ thời gian nào để kiểm
chứng một hoặc tổ hợp các đặc tính vận hành mà nhà máy điện đã đăng ký, nhưng
không được thử nghiệm một tổ máy quá ba (03) lần trong một năm trừ các trường
hợp sau:
a) Kết quả thử nghiệm
và kiểm tra chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính vận hành không đúng với các
thông số mà Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đã công bố;
b) Khi Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và nhà máy điện không thống nhất ý kiến
về đặc tính vận hành của máy phát;
c) Thử nghiệm, kiểm
tra theo yêu cầu của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải;
d) Thí nghiệm về
chuyển đổi nhiên liệu.
7. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có quyền tiến hành kiểm tra và thử nghiệm các máy phát
điện của mình với mục đích xác định lại các đặc tính vận hành của máy phát sau
mỗi lần sửa chữa, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các
thử nghiệm phải được thỏa thuận và thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
Điều
48. Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối
1. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị
đấu nối, bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm
việc của lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải
thông báo bằng văn bản và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện về các thay đổi
này và nội dung thay đổi phải được bổ sung vào Thỏa thuận đấu nối.
2. Trường hợp đề xuất
của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được chấp thuận, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải các yêu cầu bổ sung cần thiết đối với các thiết bị mới dự kiến thay
đổi.
3. Toàn bộ thiết bị
thay thế, bổ sung tại điểm đấu nối phải được thực hiện kiểm tra, thử nghiệm và
nghiệm thu theo quy trình quy định từ Điều 42 đến Điều 47 Thông tư này.
Mục 5. CHUẨN BỊ ĐÓNG
ĐIỆN ĐIỂM ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI ĐIỆN
Điều
49. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối
1. Trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện
phải cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện một (01) bộ hồ sơ cho
kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối (bằng tiếng Việt hoặc tiếng Anh cho
các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn vị truyền tải điện và bản sao các tài
liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:
a) Sơ đồ nối điện
chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện; sơ đồ
nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo vệ và điều khiển, các sơ đồ có liên quan
khác và thông số kỹ thuật của thiết bị điện chính 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;
b) Dự kiến lịch chạy
thử, đóng điện và vận hành.
2. Chậm nhất hai (02)
tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu, Đơn
vị truyền tải 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 ba mươi
(30) ngày kể từ khi nhận đủ tài liệu, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm chuyển cho Đơn vị truyền tải các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số
thiết bị;
b) Các yêu cầu về
phương thức nhận lệnh điều độ;
c) Phiếu chỉnh định
rơ le thuộc phạm vi lưới điện truyền tải và các trị số chỉnh định liên quan đến
lưới điện truyền tải đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của Đơn vị truyền tải
điện;
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/EMS;
g) Danh mục các Quy
trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
h) Danh sách các cán
bộ liên quan và các kỹ sư vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất hai mươi
(20) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa
thuận được với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lịch chạy thử
và vận hành các trang thiết bị điện.
Điều
50. Đóng điện điểm đấu nối
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối để thỏa thuận thời điểm đóng điện điểm
đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) Các tài liệu xác
nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:
- Các thiết bị trong
phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đủ tiêu chuẩn vận hành;
- 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:
- Thiết bị nhất thứ
đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do cấp điều độ điều khiển ban hành;
- Rơle bảo vệ và tự
động đã được chỉnh định đúng các phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi lưới điện
truyền tải đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của Đơn vị truyền tải;
- Nhân viên vận hành
đã được đào tạo đủ năng lực vận hành đã có chứng chỉ vận hành được Đơn vị vận
hành Hệ thống điện và thị trường điện cấp bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn,
trách nhiệm;
- Phương tiện thông
tin điều độ (trực thông, điện thoại quay số, fax) hoạt động tốt;
- Hoàn thiện ghép nối
với hệ thống SCADA/EMS.
2. Trong thời hạn năm
(05) ngày kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải
điện về thời gian cụ thể đóng điện điểm đấu nối.
Điều
51. Thay thế thiết bị trên lưới điện truyền tải
1. Trường hợp Đơn vị
truyền tải điện có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị trên lưới điện
truyền tải, bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm
việc của lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn
bản và thỏa thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các
thay đổi này.
2. Trường hợp đề xuất
của Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải 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 trình quy định tại các Điều 49 và Điều 50 Thông tư này.
Mục 6. TÁCH ĐẤU NỐI
VÀ KHÔI PHỤC ĐẤU NỐI
Điều
52. Các trường hợp tách đấu nối
Tách đấu nối bao gồm
các trường hợp sau đây:
1. Tách đấu nối tự
nguyện.
2. Tách đấu nối bắt
buộc.
Điều
53. Tách đấu nối tự nguyện
1. Tách đấu nối tự
nguyện bao gồm các trường hợp tách đấu nối vĩnh viễn và tách đấu nối tạm thời.
2. Các trường hợp dẫn
đến tách đấu nối tự nguyện phải được quy định trong hợp đồng mua bán điện và Thỏa
thuận đấu nối.
3. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có quyền yêu cầu tách đấu nối tự nguyện phù hợp với các
trường hợp tách đấu nối được quy định trong hợp đồng mua bán điện, Thỏa thuận
đấu nối và phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối này.
4. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải là Đơn vị phát điện có yêu cầu tách đấu nối vĩnh viễn phải
thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện ít nhất sáu (06) tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn.
5. Khi có yêu cầu
tách đấu nối tạm thời ra khỏi lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải phải thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện ít nhất một (01) tháng trước ngày dự kiến tách
đấu nối tạm thời.
Điều
54. Tách đấu nối bắt buộc
1. Đơn vị truyền tải
điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền yêu cầu
tách các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới điện
truyền tải trong các trường hợp sau:
a) Trong trường hợp
khẩn cấp nhằm đảm bảo hoạt động an toàn, tin cậy của hệ thống điện quốc gia
hoặc an toàn của người và trang thiết bị;
b) Khi có sự cố các
tổ máy phát điện hoặc lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải mà
cần phải tách lưới để thực hiện các biện pháp khắc phục sự cố;
c) Các trường hợp
tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thỏa thuận
đấu nối.
2. Cục Điều tiết điện
lực có quyền yêu cầu tách đấu nối bắt buộc trong trường hợp Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải vi phạm các quy định trong Giấy phép hoạt động điện lực,
Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, Quy định hệ thống điện
truyền tải, Quy định Đo đếm điện năng.
3. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải không thực hiện tách đấu nối bắt buộc thì bị
xử lý theo quy định của pháp luật.
Điều
55. Khôi phục đấu nối
Đơn vị truyền tải điện
có trách nhiệm khôi phục đấu nối trong các trường hợp sau:
1. Khi có yêu cầu
khôi phục đấu nối của Cục Điều tiết điện lực hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện với điều kiện các nguyên nhân dẫn đến tách đấu nối bắt buộc
đã được loại trừ và hậu quả đã được khắc phục.
2. Khi có đề nghị
khôi phục đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp
tách đấu nối tạm thời.
Chương
VI
VẬN
HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Mục
1. NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH AN TOÀN HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
56. Các chế độ vận hành của hệ thống điện truyền tải
1. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ vận hành bình thường khi đáp ứng các điều kiện
sau:
a) Công suất phát và
phụ tải ở trạng thái cân bằng;
b) Các mức mang tải
của các đường dây và trạm biến áp chính trong lưới điện truyền tải đều dưới 90%
giá trị định mức;
c) Các thiết bị khác
vận hành trong dải thông số cho phép;
d) Tần số hệ thống
trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 4 Thông tư này
cho chế độ vận hành bình thường;
đ) Điện áp tại các
nút trên lưới điện truyền tải nằm trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 5 Thông tư này cho chế độ vận hành bình thường;
e) Các nguồn dự phòng
của hệ thống ở trạng thái sẵn sàng để đảm bảo duy trì tần số và điện áp của hệ
thống trong dải tần số và điện áp ở chế độ vận hành bình thường, tất cả các
thiết bị tự động làm việc trong phạm vi cho phép để khi xảy ra sự cố bất thường
sẽ không phải sa thải phụ tải.
2. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ cảnh báo khi tồn tại một trong các điều kiện sau
đây:
a) Mức dự phòng điều
tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức quy định ở chế độ vận
hành bình thường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xây dựng
và được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt;
b) Mức độ mang tải
của các đường dây và trạm biến áp chính trong lưới điện truyền tải trên 90%
nhưng không vượt quá giá trị định mức;
c) Khả năng xảy ra
thiên tai hoặc các điều kiện thời tiết bất thường có thể gây ảnh hưởng tới an
ninh hệ thống điện;
d) Khả năng xảy ra
các vấn đề về an ninh, quốc phòng có thể đe dọa an ninh hệ thống điện.
3. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ khẩn cấp khi tồn tại một trong các điều kiện sau
đây:
a) Tần số hệ thống
vượt ra ngoài phạm vi cho phép cho chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong
dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống quy
định tại Điều 4 Thông tư này;
b) Điện áp tại một
nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài phạm vi cho phép trong chế độ
vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp
xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống điện quy định tại Điều
5 Thông tư này;
c) Mức mang tải của
bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối
vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110% giá trị định
mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực
kỳ khẩn cấp.
4. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ cực kì khẩn cấp khi tồn tại một trong các điều
kiện sau đây:
a) Tần số hệ thống
nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong
hệ thống quy định tại Điều 4 Thông tư này;
b) Điện áp tại một
nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với
trường hợp xảy ra sự cố một phần tử quy định tại Điều 5 Thông
tư này;
c) Mức mang tải của
bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới
điện truyền tải trên 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá
tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện;
d) Khi lưới điện
truyền tải đang ở chế độ vận hành khẩn cấp, các biện pháp được thực hiện để đưa
hệ thống về trạng thái vận hành ổn định không thực hiện được dẫn tới hiện tượng
tan rã từng phần hệ thống, tách đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống.
5. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ phục hồi khi các tổ máy phát điện, lưới điện
truyền tải và các phụ tải đang được đóng điện và đồng bộ để trở về trạng thái
làm việc bình thường.
Điều
57. Nguyên tắc vận hành hệ thống điện truyền tải
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc vận hành hệ thống
điện truyền tải an toàn, kinh tế và hiệu quả.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện truyền tải cho năm tới, tháng tới, tuần tới và phương thức vận hành ngày
tới và giờ tới, bao gồm:
a) Kế hoạch phối hợp
bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện, lưới điện;
b) Đánh giá an ninh
hệ thống bao gồm dự báo phụ tải điện, kế hoạch cung cấp nhiên liệu từ các nhà
máy nhiệt điện, dự báo thủy văn từ các nhà máy thủy điện, tính toán mức dự
phòng hệ thống điện, kế hoạch huy động nguồn, huy động các dịch vụ phụ trợ và
sa thải phụ tải để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
c) Thông báo tình
trạng suy giảm an ninh hệ thống.
3. Các Đơn vị phát
điện, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải căn cứ vào kế hoạch, phương thức
vận hành và lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
để vận hành nhà máy điện và lưới điện trong phạm vi quản lý.
4. Trong quá trình
vận hành hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải
tuân thủ các nguyên tắc sau đây để đảm bảo duy trì sự an toàn và tin cậy của hệ
thống điện:
a) Trong chế độ vận
hành cảnh báo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo
trên trang Web chính thức của thị trường điện về tình trạng và các thông tin
cần cảnh báo của chế độ vận hành này, đồng thời đưa ra các biện pháp cần thiết
để đưa hệ thống trở lại chế độ vận hành bình thường;
b) Trong chế độ vận
hành khẩn cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành
các biện pháp cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình
thường sớm nhất;
c) Việc sa thải phụ
tải và ngừng cung cấp điện chỉ được tiến hành khi có nguy cơ đe dọa đến tính
mạng con người và an toàn thiết bị, khi có nhiều sự cố xảy ra đồng thời, khi hệ
thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp hoặc khi có nguy cơ suy
giảm an ninh cung cấp điện;
d) Hệ thống tự động sa
thải phụ tải phải được bố trí, cài đặt hợp lý để đảm bảo hệ thống điện không bị
tan rã khi có sự cố xảy ra;
đ) Xây dựng các
phương thức phân tách hệ thống thành các vùng hoặc tạo mạch vòng để khi xảy ra
sự cố lan truyền vẫn có thể cân bằng được công suất trong từng vùng, nhằm duy
trì vận hành riêng rẽ một phần hệ thống điện và ngăn ngừa sự cố lan rộng trong
hệ thống điện. Trong trường hợp này, khu vực có lưới điện sự cố phải tiến hành
khôi phục nhanh chóng và an toàn;
e) Tính toán đủ và
bảo đảm công suất cho khởi động đen để khôi phục hệ thống sau sự cố tan rã.
Điều
58. Kiểm tra, giám sát hệ thống bảo vệ rơ le
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thực hiện chức năng kiểm tra, giám sát và yêu cầu
các đơn vị liên quan đảm bảo hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong hệ
thống điện tuân thủ việc đáp ứng các yêu cầu của Quy phạm trang bị điện và Quy
định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà
máy điện và trạm biến áp.
Điều
59. Ổn định hệ thống điện
1. Các loại biến động
lớn liên quan tới ổn định hệ thống điện bao gồm:
a) Mất ổn định động
là trường hợp khi có sự dao động không tắt dần giữa các phần tử của hệ thống
điện dẫn đến việc tan rã hệ thống điện trong một vài giây;
b) Mất ổn định tĩnh
là trường hợp có dao động nhỏ không tắt dần do hệ thống điện bắt đầu vận hành ở
gần giới hạn mất ổn định;
c) Mất ổn định điện
áp là trường hợp suy giảm điện áp xuống mức mà thiết bị điều chỉnh điện áp
không thể nâng điện áp tới giá trị cho phép. Trong trường hợp này, tổn thất công
suất phản kháng tăng và dẫn đến suy sụp điện áp lan rộng trong hệ thống điện;
d) Mất ổn định kéo
dài do dao động tần số thấp (cộng hưởng tần số thấp) tại tần số thấp hơn tần số
công nghiệp.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định giới hạn vận
hành ổn định của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải cung cấp thông tin theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện phục vụ cho việc nghiên cứu đánh giá ổn định
hệ thống điện.
3. Các bên liên quan
đến vận hành hệ thống điện có trách nhiệm duy trì lưới điện trong các giới hạn
ổn định đã xác lập cho từng giai đoạn, phối hợp duy trì sơ đồ bảo vệ để loại
trừ sự cố nhanh, nhạy và chọn lọc.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét các ràng buộc an ninh hệ
thống điện khi lập kế hoạch huy động nguồn điện để đảm bảo chế độ vận hành của
hệ thống điện không vượt quá giới hạn ổn định cho phép.
5. Các Đơn vị phát
điện có trách nhiệm duy trì điều chỉnh điện áp làm việc và đảm bảo cung cấp đủ
công suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời gian vận hành; không được
tách các tổ máy ra khỏi vận hành khi xảy ra sự cố, trừ trường hợp tần số vượt
quá giới hạn cho phép được quy định tại Điều 32 Thông tư này
hoặc trường hợp được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép.
6. Đơn vị phân phối
điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có
trách nhiệm duy trì vận hành của các thiết bị điều chỉnh điện áp trong lưới
điện thuộc phạm vi quản lý của mình nhằm đảm bảo ổn định điện áp cho toàn hệ
thống điện.
Điều
60. Thử nghiệm và giám sát thử nghiệm
1. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm tiến hành các thử nghiệm đối với các tổ máy phát điện của mình
theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Khi ra lệnh thử
nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo thời
gian ngừng giám sát hoạt động tổ máy vì mục đích thử nghiệm.
2. Thử nghiệm về đáp
ứng tự động của một tổ máy phát điện theo các thay đổi tần số hệ thống được
thực hiện trong khi hệ thống điện vận hành bình thường và không cần lệnh của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trong trường hợp này, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước 16h00 ngày hôm
trước về việc thử nghiệm trên tổ máy của Đơn vị phát điện được tiến hành vào
ngày hôm sau.
3. Thử nghiệm chỉ
được tiến hành trong khả năng làm việc theo đặc tính vận hành của tổ máy và
trong thời gian được thông báo tiến hành thử nghiệm.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát vào bất cứ
thời gian nào nhưng không được thử nghiệm trên một tổ máy quá ba (03) lần trong
một năm, trừ các trường hợp sau:
a) Kết quả thử nghiệm
chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính vận hành không thống nhất như Đơn vị phát
điện đã công bố;
b) Khi Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị phát điện không thống nhất ý
kiến về giá trị thích hợp của đặc tính vận hành của tổ máy;
c) Thử nghiệm được
thực hiện theo yêu cầu của Đơn vị phát điện.
5. Đơn vị phát điện
có quyền yêu cầu thử nghiệm trong các trường hợp sau:
a) Kiểm tra lại các
đặc tính vận hành của tổ máy đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự cố hư
hỏng liên quan đến tổ máy phát;
b) Kiểm tra tổ máy
phát sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.
6. Khi có yêu cầu thử
nghiệm tổ máy phát, Đơn vị phát điện phải gửi văn bản cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, trong đó ghi rõ các thông tin sau:
a) Lý lịch của tổ máy
phát;
b) Các đặc tính của
tổ máy phát;
c) Các giá trị của
đặc tính vận hành dự định thay đổi trong quá trình thử nghiệm.
7. Trong thời hạn hai
(02) ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thử nghiệm. Trường hợp
chưa thể tổ chức thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành tổ máy phát theo đặc tính vận hành
hiện tại.
8. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm
trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
61. Xử lý sự cố
1. Trong quá trình xử
lý các sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép vận
hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định và thực
hiện các giải pháp để khôi phục hệ thống điện về trạng thái vận hành bình
thường.
2. Các biện pháp xử
lý sự cố
a) Ngừng tổ máy phát
điện để khôi phục tần số về dải tần số vận hành bình thường;
b) Sa thải phụ tải
theo từng tuyến đường dây bằng rơle tự động sa thải tần số thấp hoặc sa thải
phụ tải theo lệnh điều độ;
c) Sa thải phụ tải tự
động bằng rơle tần số thấp, được đặt ở các điểm phù hợp trong hệ thống. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định vị trí lắp đặt, các giá trị
chỉnh định của rơle tần số thấp và lệnh sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố
hệ thống. Trong chế độ vận hành khẩn cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có quyền tiến hành sa thải phụ tải ở bất kỳ tần số nào nhưng phải
phù hợp với Quy trình xử lý sự cố;
d) Khi tần số tăng
đến trị số cho phép, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm khôi phục lại các phụ tải đã bị sa thải;
đ) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền can thiệp để ngăn chặn trường hợp cắt
liên tiếp các tổ máy phát điện, các đường dây tải điện;
e) Trường hợp sự cố
tan rã toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện được phép chỉ định nhà máy điện có khả năng khởi động đen nhằm
khôi phục hệ thống điện. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có thể yêu cầu nhà máy phát điện vận hành một tổ máy không theo
các đặc tính vận hành với điều kiện đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Nhà
máy điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh khởi động đen và thông báo lại cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phải đóng điện cho các phụ tải thích hợp để đảm bảo vận hành của tổ
máy ổn định khởi động và hoà đồng bộ với các tổ máy khác.
3. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình xử lý sự cố bao gồm trình tự thủ tục
xử lý sự cố ở các chế độ cảnh báo, chế độ vận hành khẩn cấp và cực kỳ khẩn cấp
quy định tại Điều 56 Thông tư này trình Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
Điều
62. Thông báo suy giảm an ninh hệ thống
1. Tại bất kỳ thời điểm
nào, khi nhận thấy có tín hiệu rủi ro làm suy giảm an ninh cung cấp điện, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải gửi ngay thông báo về tình
trạng giảm mức độ an toàn của hệ thống cho các bên có liên quan những thông tin
sau:
a) Tình trạng suy
giảm an ninh hệ thống;
b) Nguyên nhân;
c) Phụ tải có khả
năng bị sa thải;
d) Các đơn vị và khu
vực chịu ảnh hưởng.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải thông báo trước cho các đơn vị bị ảnh hưởng
khi thực hiện sa thải phụ tải theo lệnh điều độ. Thông báo này bao gồm những
thông tin sau:
a) Các khu vực bị
ngừng, giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm
cung cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu
ngừng, giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm kết thúc
ngừng, giảm cung cấp điện.
3. Khi không thể
thông báo trước về sa thải phụ tải theo lệnh điều độ, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải thông báo cho các đơn vị ngay sau khi thực hiện sa
thải phụ tải theo lệnh điều độ:
a) Các vùng đã bị
ngừng, giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm
cung cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu
ngừng, giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm kết thúc
ngừng, giảm cung cấp điện.
4. Hình thức thông
báo: Trên cơ sở đánh giá suy giảm an ninh cung cấp điện theo kế hoạch vận hành
hệ thống điện năm, tháng, tuần, ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo suy giảm an ninh hệ thống và biện pháp
phòng ngừa ngừng, giảm cung cấp điện (nếu có) như sau:
a) Gửi văn bản tới
các đơn vị liên quan và đăng thông tin trên trang Web chính thức của thị trường
điện đối với thông báo suy giảm an ninh cung cấp điện theo kế hoạch vận hành hệ
thống điện năm, tháng;
b) Gửi văn bản, ra
lệnh điều độ theo cấp điều độ và đăng thông tin trên trang Web chính thức của
thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh cung cấp điện theo kế hoạch
vận hành hệ thống điện tuần, ngày.
Điều
63. Sa thải phụ tải đảm bảo an ninh hệ thống
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, phân bổ công suất và
điện năng cắt giảm tại các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải để đảm bảo hệ thống điện được vận
hành ổn định.
2. Các Đơn vị phân
phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền
tải có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm cung cấp điện đúng mức công suất và
điện năng theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trường hợp khẩn
cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền sa thải một phần
phụ tải của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải, kể cả khi lượng điện năng và công suất cắt giảm
đã được thực hiện theo đúng yêu cầu.
Mục
2. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC ĐƠN VỊ TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
64. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Yêu cầu Đơn vị
truyền tải điện thực hiện các thao tác đóng cắt trực tiếp trên lưới điện truyền
tải; yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện các thao tác
đóng cắt điện đối với các thiết bị điện trong phạm vi quản lý của khách hàng.
2. Kiểm tra và thông
qua sơ đồ bảo vệ các trang thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải trong trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng đến hệ thống bảo vệ
lưới điện truyền tải.
3. Thiết lập và duy
trì hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ liệu và điều khiển từ xa phục vụ vận
hành hệ thống điện.
4. Điều độ vận hành
các tổ máy phát điện theo quy định tại Chương này.
5. Điều độ vận hành
lưới điện truyền tải.
6. Chỉ huy vận hành
hệ thống điện phân phối liên quan để đảm bảo vận hành an toàn và tin cậy cung
cấp điện của lưới điện truyền tải.
7. Thỏa thuận lịch
sửa chữa các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải với các Đơn vị phát điện
và Đơn vị truyền tải điện.
8. Lập kế hoạch và
phương thức vận hành hệ thống điện cho năm, tháng, tuần và giờ tới theo các
nguyên tắc quy định từ Điều 56 đến Điều 63 Thông tư này, ra
lệnh điều độ, lưu nhật ký điều độ.
9. Giám sát việc thực
hiện lệnh điều độ, phát hiện những vi phạm lệnh điều độ hoặc sai khác với mức
sai số điều độ cho phép và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
10. Trong quá trình
vận hành, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền yêu cầu
thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong lưới điện của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
11. Phối hợp với Đơn
vị truyền tải điện trong quá trình thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền
tải quốc gia và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp
với sơ đồ bảo vệ.
12. Hàng năm, trình
Cục Điều tiết điện lực phê duyệt sai số điều độ cho phép đối với các nhà máy
điện.
Điều
65. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
1. Cung cấp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông số kỹ thuật của thiết bị
theo mẫu và thời gian do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy
định. Trừ trường hợp cắt điện đã được cho phép, Đơn vị truyền tải điện phải đảm
bảo toàn bộ thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị truyền tải điện
phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện mọi thông
tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
2. Tuân thủ lệnh điều
độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trừ trường hợp việc
thực hiện đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ đó vi phạm
các quy định có liên quan.
3. Trong quá trình
vận hành, Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử
nghiệm bổ sung các thiết bị trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải.
4. Thiết lập các hệ
thống bảo vệ, điều khiển tự động đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được
áp dụng và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm
bảo vận hành ổn định, tin cậy lưới điện truyền tải.
5. Thiết lập các sơ
đồ bảo vệ lưới điện truyền tải quốc gia và duy trì đúng đặc tính vận hành của
các thiết bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.
6. Duy trì lưới điện
truyền tải trong tình trạng an toàn và tin cậy.
7. Tuân thủ các quy
chuẩn về vận hành lưới điện truyền tải.
8. Khôi phục lại lưới
điện truyền tải sau sự cố.
9. Bảo đảm sự làm
việc ổn định, tin cậy và liên tục của các thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống
thông tin phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.
Điều
66. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
1. Cung cấp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin về độ sẵn sàng của
các tổ máy phát điện, bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ
máy, tốc độ tăng giảm tải. Trường hợp có sự thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ
máy, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện các thay đổi và nêu rõ lý do.
2. Tuân thủ lệnh điều
độ trong dải sai số điều độ cho phép, trừ trường hợp việc thực hiện lệnh điều
độ có thể đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ vi phạm
quy định có liên quan. Trường hợp không tuân thủ lệnh điều độ, Đơn vị phát điện
phải thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và nêu
rõ lý do.
3. Duy trì hoạt động
của hệ thống điều tốc và kích từ để đảm bảo cung cấp đầy đủ công suất theo yêu
cầu trong hợp đồng mua bán điện hoặc thỏa thuận đấu nối.
4. Thiết lập các hệ
thống bảo vệ, điều khiển tự động đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được
áp dụng và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm
bảo vận hành ổn định lưới điện truyền tải.
5. Bảo đảm sự làm việc
ổn định, tin cậy và liên tục của thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống thông
tin thuộc phạm vi quản lý để phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.
Điều
67. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện
1. Cung cấp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông số kỹ thuật của thiết bị
theo mẫu và thời gian do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy
định, sự thay đổi khả năng sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
2. Tuân thủ lệnh điều
độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ trường hợp việc
thực hiện lệnh điều độ đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều
độ đó vi phạm các quy định có liên quan.
3. Vận hành các thiết
bị bù trong lưới điện phân phối để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng mà Đơn
vị phân phối điện có nghĩa vụ cung cấp cho hệ thống điện.
4. Duy trì hoạt động
của hệ thống bảo vệ, khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống tự động sa thải
phụ tải theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
5. Lập và cung cấp số
liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
6. Bảo đảm sự làm việc
ổn định, tin cậy và liên tục của thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống thông
tin thuộc phạm vi quản lý để phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.
Điều
68. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải
1. Tuân thủ lệnh điều
độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thực hiện đúng
biểu đồ phụ tải và đảm bảo hệ số công suất như trong hợp đồng mua bán điện đã
ký.
3. Duy trì hoạt động
của hệ thống bảo vệ để chống sự cố lan truyền vào hệ thống điện.
4. Lập và cung cấp số
liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
5. Bảo đảm sự làm việc
ổn định, tin cậy và liên tục của thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống thông
tin thuộc phạm vi quản lý để phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.
Mục
3. DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Điều
69. Các loại dịch vụ phụ trợ
Các loại dịch vụ phụ
trợ được sử dụng để điều chỉnh tần số và điện áp trong quá trình vận hành hệ
thống điện truyền tải bao gồm:
1. Điều tần.
2. Dự phòng quay.
3. Khởi động nhanh.
4. Khởi động nguội.
5. Điều chỉnh điện
áp.
6. Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
7. Khởi động đen.
Điều
70. Yêu cầu kỹ thuật của các dịch vụ phụ trợ
1. Điều tần: Tổ máy
cung cấp dịch vụ điều tần phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất đáp ứng với
sự thay đổi tần số của hệ thống điện hoặc với các tín hiệu tự động khác do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định. Các tổ máy phải có khả
năng thay đổi ít nhất 4% công suất định mức của tổ máy trong vòng mười (10)
giây và có thể duy trì mức thay đổi này tối thiểu trong mười (10) phút.
2. Dự phòng quay: Tổ máy
cung cấp dự phòng quay phải có khả năng tăng đến công suất định mức theo tín
hiệu tần số hoặc các tín hiệu tự động khác được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện quy định trong vòng hai mươi lăm (25) giây và duy trì ở mức
công suất định mức đó tối thiểu ba mươi (30) phút.
3. Khởi động nhanh:
Tổ máy cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất
định mức trong vòng mười lăm (15) phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu
tám (08) giờ.
4. Khởi động nguội:
Tổ máy cung cấp dự phòng khởi động nguội phải có khả năng tăng đến công suất
định mức trong vòng tám (08) giờ và duy trì ở mức công suất này tối thiểu một
(01) tuần.
5. Điều chỉnh điện
áp: Tổ máy cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công
suất phản kháng đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
6. Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng
vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến
công suất định mức trong một (01) giờ và duy trì mức công suất định mức tối
thiểu trong tám (08) giờ.
7. Khởi động đen: Tổ
máy cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái
nguội mà không cần nguồn cấp ngoài và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho
lưới điện truyền tải sau khi đã khởi động được.
Điều
71. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ
1. Nguyên tắc chung
để xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, bao gồm:
a) Đảm bảo mức dự
phòng điện năng và công suất của hệ thống điện duy trì trong năm để đáp ứng các
tiêu chuẩn vận hành và an ninh cung cấp điện;
b) Đạt mức chi phí
tối thiểu trong giới hạn các nguồn cung cấp đang có.
2. Nguyên tắc xác
định nhu cầu dịch vụ phụ trợ:
a) Khởi động nhanh:
Yêu cầu dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng bù đắp lượng chênh lệch giữa
dự phòng công suất hợp lý xác định tại Điều 91 Thông tư này
và dự phòng công suất dự báo tính toán theo quy định tại Điều
93 Thông tư này;
b) Khởi động nguội:
Các yêu cầu đối với dự phòng khởi động nguội phải có khả năng bù đắp lượng
chênh lệch giữa dự phòng điện năng hợp lý xác định tại Điều 91 Thông
tư này và dự phòng điện năng dự báo tính toán theo quy định tại Điều 93 Thông tư này;
c) Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Để xác định những tổ máy phát điện
đáp ứng dịch vụ vận hành phải phát này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phải tính toán và so sánh ở các chế độ vận hành có ràng buộc và
không ràng buộc trên mô hình tính toán mô phỏng thị trường điện. Dự phòng vận
hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải được Cục Điều tiết điện
lực thông qua hàng năm;
d) Khởi động đen: Yêu
cầu đối với khởi động đen là phải đảm bảo huy động lượng công suất một cách
hiệu quả và sẵn sàng khi hệ thống điện có sự cố gây mất điện cô lập trong một
khu vực rộng lớn. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải xem
xét, phân tích các sự cố có thể phân tách lưới điện truyền tải ra thành các
vùng miền cô lập để tính toán, xác định yêu cầu đối với dịch vụ khởi động đen
trong hệ thống điện truyền tải.
3. Trước ngày 30
tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố kết quả xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho năm tới để làm cơ sở
lập kế hoạch mua và huy động các dịch vụ phụ trợ trong năm.
4. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ
bao gồm phương pháp tính, trình tự thủ tục phê duyệt dịch vụ phụ trợ, quy trình
vận hành dịch vụ phụ trợ trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
72. Đăng ký dịch vụ phụ trợ
1. Đơn vị phát điện
có nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc tham gia thị trường điện
cạnh tranh phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện phù hợp với các
tiêu chuẩn kỹ thuật quy định tại Điều 70 Thông tư này.
2. Đối với nhà máy
điện chuẩn bị đóng điện đưa vào vận hành thương mại, Đơn vị phát điện phải đăng
ký khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện chậm nhất ba
(03) tháng trước ngày tổ máy phát điện vận hành thương mại.
3. Đơn vị phát điện
phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kỳ thay
đổi nào về thiết bị ảnh hưởng đến khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của đơn vị
mình trong thời gian sớm nhất.
Mục
4. LẬP KẾ HOẠCH BẢO DƯỠNG SỬA CHỮA HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
73. Quy định chung về bảo dưỡng và sửa chữa hệ thống điện truyền tải
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng hệ thống
điện truyền tải bao gồm kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các
nguồn điện đấu nối vào lưới điện truyền tải phục vụ cho việc lập kế hoạch vận
hành hệ thống điện truyền tải theo quy định.
2. Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa hệ thống điện truyền tải được lập trên cơ sở lịch đăng ký vận hành và
kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và phải được tính toán cân đối trong
toàn bộ hệ thống điện quốc gia theo các nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo vận hành
an toàn, ổn định, tin cậy và kinh tế toàn hệ thống;
b) Cân bằng công suất
nguồn phát và phụ tải và có đủ lượng dự phòng công suất, điện năng và các dịch
vụ phụ trợ cần thiết cho các chế độ vận hành của hệ thống điện quốc gia.
3. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ sự hướng dẫn và
kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lập.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải đánh giá mức độ ảnh hưởng của kế hoạch bảo
dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện do Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải đăng ký đối với vấn đề an ninh cung cấp điện theo
quy định từ Điều 90 đến Điều 94 Thông tư này.
5. Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa lưới điện và nhà máy điện bao gồm:
a) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa của mười hai (12) tháng;
b) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa tháng, tuần, ngày;
c) Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hai (02) năm tiếp theo để đánh giá an
ninh hệ thống trung hạn.
6. Lịch bảo dưỡng sửa
chữa mười hai (12) tháng tiếp theo phải được lập riêng biệt với lịch bảo dưỡng
sửa chữa tháng, tuần, ngày và phải được thông báo cho các đơn vị liên quan về
chế độ vận hành tháng, tuần, ngày. Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hai (02) năm
tiếp theo là kế hoạch định hướng dùng để đánh giá an ninh hệ thống trung hạn.
7. Thời gian trình
lịch bảo dưỡng sửa chữa phải tuân thủ quy định về thời gian trình chế độ vận
hành.
8. Lịch bảo dưỡng sửa
chữa bao gồm các nội dung sau:
a) Tên thiết bị cần
được bảo dưỡng sửa chữa;
b) Yêu cầu và nội
dung bảo dưỡng sửa chữa;
c) Dự kiến thời gian
bắt đầu và hoàn thành công việc bảo dưỡng sửa chữa;
d) Những thiết bị
liên quan khác.
9. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới
điện và nhà máy điện trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
74. Lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện
1. Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa lưới điện, nhà máy điện được lập cho các giai đoạn: hai (02) năm tiếp
theo, mười hai (12) tháng tới, một (01) tháng tới, một (01) tuần tới và một
(01) ngày tới.
2. Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa lưới điện, nhà máy điện phải đảm bảo việc phối hợp lịch bảo dưỡng sửa
chữa cho tất cả các thiết bị để giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện
toàn hệ thống.
3. Định kỳ hàng năm,
Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng sửa
chữa lưới điện, nhà máy điện cho hai (02) năm tiếp theo.
4. Trên cơ sở các
thông tin về kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa được cung cấp, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây truyền tải điện và các thiết
bị kết nối liên quan, nhằm mục đích giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh cung cấp
điện toàn hệ thống.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được phối hợp với các đơn vị có liên quan để đề
xuất kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị nhằm mục đích tối thiểu hóa ảnh hưởng
tới an ninh cung cấp điện toàn hệ thống.
6. Trên cơ sở kế
hoạch bảo dưỡng sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải
công bố các thông tin sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa lưới điện và nhà máy điện cho hai (02) năm tiếp theo;
b) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa lưới điện và nhà máy điện cho mười hai (12) tháng tới;
c) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa lưới điện và nhà máy điện hàng tháng;
d) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa lưới điện và nhà máy điện hàng tuần;
đ) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa lưới điện và nhà máy điện hàng ngày.
7. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải định kỳ công bố kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
như sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa hai (02) năm tiếp theo phải được cập nhật và công bố hàng năm;
b) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa mười hai (12) tháng tới phải được cập nhật và công bố định kỳ ba (03)
tháng;
c) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa hàng tháng phải được cập nhật và công bố hàng tuần;
d) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa tuần phải được cập nhật và công bố hai (02) lần một (01) tuần cho bảy (07)
ngày tiếp theo;
đ) Lịch bảo dưỡng sửa
chữa ngày phải được công bố hai (02) lần trong ngày và xét tới hai mươi tư (24)
giờ tiếp theo.
Điều
75. Thứ tự ưu tiên tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa
1. Trong quá trình
lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị quy định tại Điều 74 Thông
tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối yêu
cầu tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa khi xác định việc tách thiết bị này dẫn
đến vi phạm yêu cầu an ninh cung cấp điện chung và phải nêu rõ lý do.
2. Trước khi từ chối
yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phải thực hiện thứ tự ưu tiên như sau:
a) Tách thiết bị để
bảo dưỡng sửa chữa cho nguồn điện có mức ưu tiên cao hơn cho lưới điện truyền
tải;
b) Tách thiết bị để
bảo dưỡng sửa chữa của các nguồn điện được ưu tiên thực hiện theo nguyên tắc
tối thiểu chi phí mua điện toàn hệ thống;
c) Trường hợp có hai
hoặc nhiều yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa nguồn điện có cùng ảnh
hưởng đến giá phát điện tới khách hàng sử dụng điện cuối cùng thì yêu cầu nào
đưa trước sẽ có thứ tự ưu tiên cao nhất.
3. Căn cứ thứ tự ưu
tiên quy định tại khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có quyền từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa đến khi yêu
cầu an ninh cung cấp điện được đảm bảo.
Điều
76. Đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa
1. Việc đăng ký đưa
thiết bị đang vận hành hoặc dự phòng để bảo dưỡng sửa chữa của Đơn vị truyền
tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được phân loại như sau:
a) Đăng ký sửa chữa
theo kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa trên cơ sở kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện lập;
b) Đăng ký sửa chữa
ngoài kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa không theo kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện lập;
c) Đăng ký sửa chữa
do sự cố là đăng ký tách thiết bị đang vận hành trong tình trạng có nguy cơ dẫn
đến sự cố để sửa chữa.
2. Nội dung của đăng
ký tách thiết bị ra sửa chữa bao gồm:
a) Tên thiết bị;
b) Nội dung công việc
chính;
c) Thời gian dự kiến
tiến hành công việc;
d) Thời gian dự kiến
tiến hành nghiệm thu, chạy thử;
đ) Thời điểm dự kiến
thao tác tách thiết bị và đưa thiết bị trở lại làm việc;
e) Các thông tin cần
thiết khác.
3. Trường hợp có cảnh
báo suy giảm an ninh hệ thống điện dẫn đến phải thay đổi lịch tách thiết bị ra
sửa chữa, các đơn vị quản lý vận hành thiết bị phải đăng ký lại với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất bốn mươi tám (48) giờ trước giờ
thiết bị được tách ra khỏi vận hành, kể cả sửa chữa trong kế hoạch và ngoài kế
hoạch.
4. Trường hợp cần
thiết, khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị, các
đơn vị quản lý vận hành thiết bị có thể tách thiết bị đó để tránh nguy hiểm cho
người hoặc thiết bị. Các đơn vị này phải lập tức thông báo cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin về việc tách thiết bị
khẩn cấp khỏi vận hành.
5. Khi có thông báo
suy giảm an ninh hệ thống điện quy định tại Điều 62 Thông tư
này, các đơn vị quản lý vận hành thiết bị có thể khôi phục thiết bị tách
bảo dưỡng sửa chữa trở lại vận hành sớm hơn kế hoạch phê duyệt ít hơn bốn mươi
tám (48) giờ, nhưng phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện trước ít nhất bốn (04) giờ.
6. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình, trình tự, thủ tục tách các thiết bị
ra sửa chữa và đưa vào hoạt động trở lại trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
77. Tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị đang vận hành
1. Trường hợp phát
hiện thiết bị đang vận hành có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an
toàn thiết bị, nhân viên vận hành của các đơn vị quản lý vận hành thiết bị đó
có quyền tách khẩn cấp thiết bị ra khỏi hệ thống điện và phải chịu hoàn toàn
trách nhiệm về quyết định của mình trong việc tách thiết bị đó ra khỏi hệ thống
điện.
2. Quá trình tách
thiết bị khẩn cấp bao gồm cả việc tách thiết bị tự động bởi các thiết bị bảo vệ
hoặc các thiết bị tự động khác.
Điều
78. Báo cáo việc tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị
Trường hợp tách sửa
chữa khẩn cấp thiết bị, đơn vị quản lý vận hành thiết bị có trách nhiệm:
1. Cập nhật và báo
cáo ngay các thông tin liên quan đến thiết bị này trong thời hạn một (01) giờ.
2. Trong thời hạn một
(01) giờ, phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
về sự thay đổi trạng thái của thiết bị.
3. Trong thời hạn hai
mươi tư (24) giờ phải lập báo cáo giải trình gửi Cục Điều tiết điện lực về lý
do tách thiết bị khỏi vận hành và nêu rõ nguyên nhân.
Mục
5. LẬP LỊCH VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều
79. Lập lịch huy động ngày tới
1. Mục đích của việc
lập lịch huy động ngày tới là điều chỉnh lịch huy động điện năng và các dịch vụ
phụ trợ của mỗi tổ máy phát điện cho ngày tới.
2. Lập lịch huy động
ngày tới được thực hiện căn cứ trên bản chào của các Đơn vị phát điện phù hợp
với Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh đồng thời xét đến các
ràng buộc an ninh hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố trên trang Web chính thức
của thị trường điện kết quả lịch huy động ngày tới dựa trên các bản chào của
Đơn vị phát điện theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều
80. Lập lịch huy động giờ tới
1. Mục đích của việc
lập lịch huy động giờ tới:
a) Điều chỉnh lịch
huy động các tổ máy phát điện theo dự báo nhu cầu phụ tải điện giờ tới và xét
đến ràng buộc an ninh hệ thống điện;
b) Lập lịch huy động
giờ tới cho các tổ máy phát điện và các dịch vụ phụ trợ phục vụ vận hành thời
gian thực.
2. Trước ba mươi (30)
phút của giờ tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện giờ tới phục vụ lập lịch huy động giờ tới,
chế độ vận hành dự kiến, các ràng buộc an ninh của hệ thống điện và các thông
tin cần thiết khác.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin về kết quả lịch
huy động giờ tới trên trang Web thị trường điện theo thời gian biểu vận hành
thị trường điện.
Điều
81. Ràng buộc an ninh hệ thống
1. Để lập lịch huy
động và điều độ đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc vận hành an toàn quy định
tại Điều 57 và Điều 59 Thông tư này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải đưa ra chi tiết các ràng
buộc an ninh hệ thống điện trong mô hình tính toán lập lịch huy động.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và xác định danh mục
các ràng buộc an ninh hệ thống điện phục vụ quá trình lập lịch huy động và điều
độ kinh tế hệ thống điện, bao gồm:
a) Ràng buộc lưới
điện truyền tải;
b) Ràng buộc khả năng
phát của tổ máy phát điện;
c) Yêu cầu đối với
dịch vụ phụ trợ;
d) Các ràng buộc cần
thiết để đảm bảo an toàn cung cấp điện quy định tại Điều 57 và Điều
59 Thông tư này.
3. Quy trình lập lịch
huy động và điều độ phải tính đến tất cả các ràng buộc an ninh hệ thống.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải công bố cơ sở và cách tính các ràng buộc an
ninh hệ thống điện trước ít nhất một tuần và phải được cập nhật liên tục.
5. Trường hợp cần
thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể thay đổi những
ràng buộc an ninh hệ thống điện trong quá trình điều độ thời gian thực để đảm
bảo vận hành an toàn hệ thống điện.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải công bố lịch huy động ngày tới, những ràng
buộc an ninh ảnh hưởng đến lịch huy động ngày tới, lịch huy động giờ tới và
những phương thức điều độ thời gian thực cùng với giải trình về bất kỳ thay đổi
nào khi thực hiện điều độ thời gian thực.
Điều
82. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
1. Mục đích điều độ
hệ thống điện thời gian thực.
a) Đảm bảo lịch điều
độ các tổ máy phát điện và dịch vụ phụ trợ trong thời gian thực được thực hiện
minh bạch đối với tất cả các bên khi tham gia thị trường điện;
b) Đảm bảo hệ thống
điện được vận hành an toàn tin cậy theo quy định.
2. Các nguyên tắc điều
độ hệ thống điện thời gian thực.
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời
gian thực, ra lệnh điều độ và tuân thủ theo các quy trình, quy định có liên
quan;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ hệ thống điện trong thời
gian thực căn cứ trên lịch huy động giờ tới. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an
ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền
vận hành hệ thống điện khác với lịch huy động giờ tới. Các thay đổi này phải
được ghi lại trong báo cáo vận hành ngày và thông báo cho các bên có liên quan;
c) Các đơn vị tham
gia thị trường điện phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện;
d) Các lệnh điều độ
phải được ghi lại trong nhật ký điều độ, bằng máy ghi âm và cơ sở dữ liệu của
phần mềm quản lý vận hành hệ thống điện;
đ) Sau thời điểm vận
hành thời gian thực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công
bố thông tin về các lệnh điều độ huy động tổ máy, vận hành hệ thống điện trên
trang Web thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.
3. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia trình
Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
83. Các phương thức vận hành hệ thống điện thời gian thực
1. Phương thức vận
hành ở chế độ bình thường và cảnh báo.
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện đảm bảo cân bằng cung cầu trong thời gian thực
bằng cách ra lệnh thực hiện các thao tác vận hành dựa trên cơ sở lịch huy động
giờ tới;
b) Khi xảy ra trạng
thái mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện ra lệnh huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần, dự
phòng quay và sau đó điều chỉnh công suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ
trên thứ tự huy động theo các bản chào để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái
cân bằng và duy trì mức dự phòng theo quy định.
2. Phương thức vận
hành ở chế độ khẩn cấp.
a) Trường hợp đã thực
hiện các biện pháp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này mà hệ thống điện không
trở về chế độ bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm huy động các tổ máy dự phòng khởi động nhanh căn cứ trên chi phí
thấp nhất bao gồm cả lịch huy động giờ tới;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động thực tế của
các loại dịch vụ phụ trợ trên trang Web thị trường điện theo Quy định vận hành
thị trường phát điện cạnh tranh.
3. Phương thức vận
hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp:
a) Trường hợp đã thực
hiện các biện pháp quy định tại điểm a khoản 2 Điều này mà hệ thống điện vẫn ở
trạng thái mất cân bằng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được
phép thực hiện các biện pháp sa thải phụ tải;
b) Trường hợp xảy ra
sự cố trong vận hành thời gian thực, tùy thuộc vào mức độ nghiêm trọng của sự
cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều độ tất cả
các nhà máy điện trong hệ thống điện nhằm nhanh chóng đưa hệ thống điện trở về
trạng thái vận hành bình thường;
c) Các đơn vị liên
quan phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để khôi phục hệ thống điện trở về trạng thái vận hành bình thường;
d) Các thay đổi trên
phải được ghi trong báo cáo vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện và thông báo cho các bên liên quan;
đ) Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình, thủ tục sa thải phụ tải của hệ
thống điện trong chế độ sự cố trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Khôi phục hệ thống
điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải thực hiện quy định tại Quy định khởi động
đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia để tiến hành các biện pháp khôi phục hệ
thống điện về chế độ vận hành bình thường.
5. Vận hành khi dừng
thị trường điện
Trong trường hợp thị
trường điện tạm dừng hoạt động, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm điều độ hệ thống điện căn cứ trên lịch huy động ngày tới có
xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống được tính toán và công bố.
Mục
6. TRAO ĐỔI THÔNG TIN XỬ LÝ SỰ CỐ
Điều
84. Yêu cầu trao đổi thông tin xử lý sự cố
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc xử lý các sự cố
ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn và tin cậy hệ thống điện.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm gửi thông báo ngay theo đường fax hoặc các hình thức thông
tin khác cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải trong quá trình vận hành khi có sự cố tại bất kỳ một
phần tử nào trên lưới điện truyền tải mà ảnh hưởng trực tiếp đến hoạt động của
các đơn vị này.
3. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện bất kỳ một hoạt động hay sự
cố nào trong phạm vi quản lý có thể ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn và
tin cậy hệ thống điện quốc gia.
4. Khi nhận được
thông báo theo quy định tại khoản 2, khoản 3 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải liên hệ với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải để tìm nguyên nhân sự cố. Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin có liên
quan, giải đáp các câu hỏi và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
5. Nội dung của thông
báo, báo cáo hoặc giải đáp quy định tại các khoản 2, 3 và 4 Điều này bao gồm:
a) Tên và chức vụ của
người cung cấp thông báo, báo cáo hoặc giải đáp, thời gian thông báo, gửi báo
cáo hoặc giải đáp;
b) Thông tin chi tiết
liên quan đến vận hành, làm rõ trường hợp sự cố hoặc những rủi ro xảy ra.
6. Báo cáo thông tin
sự cố hoặc các giải đáp về sự cố có thể bằng văn bản hoặc bằng lời nói. Báo cáo
sự cố hoặc các giải đáp về sự cố phải bao gồm các nội dung và được thực hiện
như sau:
a) Thông tin chi tiết
về nguyên nhân sự cố, những ảnh hưởng hoặc thiệt hại do sự cố, tai nạn hoặc
thiệt hại tính mạng; biện pháp khắc phục và kết quả thực hiện những biện pháp
đó;
b) Trường hợp sự cố
có thể khắc phục ngay, báo cáo hoặc giải đáp dưới dạng lời nói: người báo cáo
phải nói từng từ cho người nhận để ghi lại và người nhận phải đọc lại những
thông tin này để người cung cấp xác nhận lại một cách chính xác thông tin đó;
c) Trường hợp sự cố
xảy ra trong nhà máy, nhà máy phải báo cáo hoặc giải đáp. Nếu sự cố xảy ra tại
hệ thống điện đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia, khách hàng phải báo
cáo về sự cố hoặc giải đáp các câu hỏi; nếu sự cố xảy ra trên lưới điện truyền
tải quốc gia thì Đơn vị truyền tải điện phải làm báo cáo hoặc giải đáp các câu
hỏi;
d) Trường hợp sự cố
liên quan đến nhiều bên như nhà máy điện, Khách hàng sử dụng điện, nếu một bên
yêu cầu tổ chức cuộc họp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải
tổ chức cuộc họp với sự có mặt của các bên có liên quan. Kết luận cuộc họp có
hiệu lực thi hành đối với tất cả các bên có liên quan.
7. Trong quá trình
vận hành, các hoạt động sau đây phải được thông báo bằng văn bản hoặc bản ghi
âm:
a) Dừng hoạt động để
thử nghiệm một phần của nhà máy điện liên quan đến độ tin cậy của hệ thống lưới
điện quốc gia;
b) Dừng hoạt động để
thử nghiệm một phần của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải liên quan đến độ tin cậy của lưới điện truyền tải;
c) Kiểm tra không
theo kế hoạch, thử nghiệm các hạng mục của nhà máy điện và các Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Thao tác đóng cắt
dao tiếp đất, cắt đấu nối không tuân theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện;
đ) Các hoạt động có
liên quan do Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện.
Điều
85. Bảo mật thông tin
Mọi thông tin liên
quan đến quá trình vận hành hay sự cố chỉ được cung cấp cho bên thứ 3 trong các
trường hợp sau:
1. Các trường hợp do
pháp luật quy định.
2. Có sự thỏa thuận
giữa các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện cho phép cung cấp thông tin.
3. Bên thứ 3 là khách
hàng có đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia và được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện cho phép cung cấp thông tin.
Mục 7. PHỐI HỢP VẬN
HÀNH AN TOÀN
Điều
86. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện trong phối hợp vận hành an toàn
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm xây dựng các quy trình, thủ tục phối hợp vận hành an toàn
lưới điện truyền tải trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Quy trình, thủ tục
phối hợp vận hành an toàn lưới điện truyền tải gồm các nội dung sau:
a) Thủ tục vận hành
an toàn lưới điện truyền tải với lưới điện của khách hàng;
b) Thủ tục đảm bảo an
toàn trong vận hành và bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải hoặc các thiết
bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
3. Các quy trình, thủ
tục phối hợp vận hành an toàn phải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn và
các quy định có liên quan.
Điều
87. Phân công phối hợp vận hành giữa Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải
1. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp vận hành và bảo
dưỡng lưới điện truyền tải và các thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải
trong phạm vi quản lý đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn và tin
cậy.
2. Các đơn vị liên
quan có trách nhiệm phối hợp vận hành an toàn để đảm bảo tuân thủ quy định về
vận hành an toàn và bảo dưỡng lưới điện truyền tải, các thiết bị điện đấu nối
vào lưới điện truyền tải.
Mục 8. CHẾ ĐỘ BÁO CÁO
Điều
88. Báo cáo kế hoạch vận hành và kết quả vận hành lưới điện truyền tải
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết điện lực, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện về kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải
năm tới, tháng tới, bao gồm việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị quy
định từ Điều 73 đến Điều 78 Thông tư này và đánh giá an
ninh hệ thống điện quy định từ Điều 90 đến Điều 94 Thông tư này.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm báo cáo định kỳ về tình hình thực hiện, kết quả vận hành
lưới điện truyền tải năm (05) năm, hàng năm, hàng tháng và hàng tuần. Trong đó
đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại
3. Chương II Thông tư này; đánh
giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải; tình hình quá tải, sự cố thiết bị và
nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn tin
cậy và hiệu quả; các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 97 Thông tư này.
4. Trước ngày 15
tháng 12 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện phải lập báo cáo về kế hoạch vận hành
lưới điện truyền tải cho năm tới; trước ngày 15 hàng tháng lập báo cáo về kế
hoạch vận hành lưới điện truyền tải cho tháng tới; trước ngày thứ năm hàng tuần
phải lập báo cáo về kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải tuần tới gửi Cục Điều
tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
89. Báo cáo kế hoạch vận hành và kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết
điện lực về kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần
tới, bao gồm việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị quy định từ Điều 73 đến Điều 78 Thông tư này và đánh giá an ninh hệ thống
điện quy định từ Điều 90 đến Điều 94 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ về tình hình
thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia năm (05) năm, hàng năm, hàng
tháng và hàng tuần. Trong đó đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành
quy định tại
3. Chương II Thông tư này; đánh
giá nhu cầu phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, đánh giá sai số dự báo nhu
cầu phụ tải điện; đánh giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải; tình hình sự
cố và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện an
toàn tin cậy và hiệu quả; các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại
Điều 96 Thông tư này; các số liệu thống kê về cung cấp
nhiên liệu, tình hình thủy văn các hồ chứa thủy điện và huy động các nhà máy
điện; thống kê sự cố nguồn điện và lưới điện.
4. Trước ngày 25
tháng 12 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải lập
báo cáo về kế hoạch vận hành cho năm tới; trước ngày 25 hàng tháng lập báo cáo
về kế hoạch vận hành cho tháng tới; trước ngày thứ sáu hàng tuần phải lập báo
cáo về kế hoạch vận hành tuần tới gửi Cục Điều tiết điện lực.
Chương
VII
ĐÁNH
GIÁ AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều
90. Quy định chung về đánh giá an ninh hệ thống điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện đánh giá an ninh hệ
thống điện phục vụ việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới,
tháng tới và lập lịch điều độ, huy động ngày tới, giờ tới và thời gian thực.
2. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin liên quan để
thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện. Các thông tin cung cấp bao gồm: dự
báo phụ tải, kế hoạch phát điện, kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới truyền tải
điện, công suất truyền tải trên lưới, kế hoạch sửa chữa lưới điện, kế hoạch sửa
chữa các tổ máy, công suất khả dụng và công suất công bố của các tổ máy, các
ràng buộc năng lượng và các thông tin liên quan cần thiết khác.
3. Đánh giá an ninh
hệ thống điện bao gồm các nội dung tính toán, phân tích và công bố tổng công
suất nguồn khả dụng dự kiến, phụ tải dự báo của hệ thống điện và các yêu cầu về
an ninh hệ thống điện. Đánh giá an ninh hệ thống điện bao gồm đánh giá trung
hạn và ngắn hạn được quy định như sau:
a) Đánh giá an ninh
trung hạn:
- Đánh giá an ninh hệ
thống cho hai (02) năm tiếp theo: được xây dựng nhằm đánh giá khả năng đảm bảo
an ninh cung cấp điện của hệ thống điện trong hai (02) năm tiếp theo với đơn vị
thời gian tính toán là tháng;
- Đánh giá an ninh hệ
thống cho mười hai (12) tháng tới: được xây dựng nhằm đánh giá khả năng đảm bảo
an ninh cung cấp điện của hệ thống điện trong mười hai (12) tháng tới với đơn
vị thời gian tính toán là tuần;
- Đánh giá an ninh hệ
thống cho tám (08) tuần tiếp theo: được xây dựng nhằm đánh giá khả năng đảm bảo
an ninh cung cấp điện của hệ thống điện trong tám (08) tuần tiếp theo với đơn
vị thời gian tính toán là tuần;
b) Đánh giá an ninh
ngắn hạn: được xây dựng nhằm đảm bảo an ninh cung cấp điện của hệ thống điện
cho hai (02) tuần tiếp theo với đơn vị thời gian tính toán là giờ.
4. Kết quả đánh giá
an ninh hệ thống điện trung hạn là cơ sở để các đơn vị tham gia thị trường điện
tự xây dựng kế hoạch phát điện, bảo dưỡng sửa chữa thiết bị, tham gia điều
chỉnh cân bằng cung cầu của hệ thống điện.
5. Để phục vụ việc
đánh giá an ninh hệ thống điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện, lưới điện và nguồn điện.
6. Trường hợp Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
lưới điện, nguồn điện đe dọa tới an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch đó và phải nêu rõ lý do
đối với bên bị từ chối.
7. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện chỉ được từ chối một kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
trên cơ sở xác định ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện của hệ thống do việc
thực hiện kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa gây ra.
8. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống
điện trung hạn và ngắn hạn trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
91. Xác định mức dự phòng điện năng và dự phòng công suất hệ thống điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác định mức dự phòng
công suất và dự phòng điện năng của hệ thống điện theo quy định xác định nhu
cầu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 71 Thông tư này trình
Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
2. Trong quá trình
xây dựng phương pháp tính toán dự phòng công suất và điện năng dự phòng, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải bảo đảm thực hiện theo các
nguyên tắc sau:
a) Xác định mức dự
phòng công suất hợp lý:
- Công suất dự phòng
là hiệu số giữa tổng công suất phát khả dụng dự báo của tất cả các tổ máy phát
điện trong hệ thống điện và nhu cầu công suất cực đại dự báo của phụ tải hệ
thống điện trong cùng thời gian;
- Dự phòng công suất
tối ưu đạt được khi chi phí biên của điện năng thiếu hụt do sự cố nguồn điện và
sự tăng đột biến của phụ tải vượt ngoài dự báo bằng với chi phí biên cho dự
phòng khởi động nhanh để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt đó;
- Mức công suất dự
phòng hợp lý tương ứng với mức dự phòng công suất tối ưu có tính đến những yếu
tố biến động phụ tải và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống;
- Mức dự phòng công
suất hợp lý được quy định tại Điều 92 Thông tư này. b) Xác
định dự phòng điện năng hợp lý:
- Dự phòng điện năng
là hiệu số giữa tổng điện năng khả dụng dự báo của tất cả các tổ máy phát điện
trong hệ thống điện trừ đi nhu cầu điện năng dự báo của phụ tải hệ thống điện
trong cùng thời gian;
- Dự phòng điện năng
tối ưu đạt được khi chi phí biên của lượng điện năng thiếu hụt do sự cố và biến
động thủy văn của các nhà máy thủy điện vượt ngoài khoảng dự báo, bằng với giá
biên của dự phòng khởi động nguội để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt đó;
- Mức dự phòng điện
năng hợp lý tương ứng với mức dự phòng điện năng tối ưu có tính đến những yếu
tố biến động phụ tải và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống;
- Mức dự phòng điện
năng hợp lý được quy định tại Điều 92 Thông tư này.
3. Các yếu tố đầu vào
sử dụng khi tính toán dự phòng công suất và dự phòng điện năng cho những trường
hợp sau:
a) Tính toán mức dự
phòng công suất được dùng để lập kế hoạch mua dự phòng khởi động nhanh, bao
gồm:
- Công suất phát là
công suất đăng ký của tất cả các nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện dài
hạn;
- Suất sự cố của mỗi
tổ máy được quy định dựa trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại máy phát đó;
- Dự báo nhu cầu phụ
tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán cho vận hành
được quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt
điện năng được xác định căn cứ trên các số liệu thống kê trước đây cho trường
hợp nhu cầu phụ tải vượt quá tổng công suất khả dụng của nguồn cấp và tính toán
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí cho cắt giảm
nhu cầu phụ tải ngoài dự kiến (VOLL).
b) Tính toán mức dự
phòng công suất hợp lý được sử dụng để lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện
và sa thải phụ tải, bao gồm:
- Công suất phát là
công suất khả dụng công bố của tất cả các nhà máy điện;
- Suất sự cố của mỗi
tổ máy điện được quy định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc theo đánh giá của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;
- Dự báo nhu cầu phụ
tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán cho vận hành
được quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt
điện năng được xác định căn cứ trên các số liệu thống kê trước đây cho trường
hợp nhu cầu phụ tải vượt quá công suất khả dụng và tính toán của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí cho cắt giảm nhu cầu phụ tải
ngoài dự kiến (VOLL).
c) Tính toán mức dự
phòng điện năng được sử dụng để lập kế hoạch mua dự phòng khởi động nguội, bao
gồm:
- Công suất đăng ký
của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện dài
hạn hoặc hợp đồng dịch vụ dự phòng khởi động nhanh với suất sự cố tương ứng;
- Suất sự cố được xác
định theo dữ liệu trước đây cho mỗi tổ máy phát điện (nếu có) hoặc theo đánh
giá của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại máy phát đó;
- Dự báo biến động
sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện được tính từ các dữ liệu trước
đây về sản lượng điện năng thực phát hoặc dự báo căn cứ trên dữ liệu thủy văn;
- Nhu cầu điện năng
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phục vụ vận
hành quy định tại Chương VII Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt
điện năng được xác định căn cứ trên sản lượng điện năng thiếu hụt tính toán,
theo phương pháp thống kê (có tính đến sự biến động về sản lượng điện năng của
các nhà máy thủy điện) và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện về chi phí cho cắt giảm nhu cầu phụ tải ngoài dự kiến (VOLL).
d) Tính toán mức dự
phòng điện năng được dùng để lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải
phụ tải, bao gồm:
- Điện năng công bố
của các tổ máy nhà máy nhiệt điện trong từng giai đoạn;
- Suất sự cố của mỗi
tổ máy được quy định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc theo đánh giá của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại máy phát đó;
- Dự báo biến động
sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện được tính từ các dữ liệu trước
đây về sản lượng điện năng thực phát hoặc dự báo căn cứ trên dữ liệu thủy văn;
- Nhu cầu điện năng
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán cho vận hành
được quy định tại Chương VI Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt
điện năng được xác định căn cứ trên sản lượng điện năng thiếu hụt tính toán,
theo phương pháp thống kê (có tính đến sự biến động về sản lượng điện năng của
các nhà máy thủy điện) và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện về chi phí cho cắt giảm nhu cầu phụ tải ngoài dự kiến (VOLL).
Điều
92. Phê duyệt mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng
1. Mức dự phòng công
suất và dự phòng điện năng của hệ thống điện phải được Cục Điều tiết điện lực
thông qua trên cơ sở đảm bảo mức dự phòng công suất và điện năng hợp lý, đồng
thời đảm bảo an toàn cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia.
2. Trong quá trình
thẩm định để phê duyệt mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm lấy ý kiến từ các bên liên quan để xác định mức dự
phòng công suất và dự phòng điện năng cụ thể như sau:
a) Lấy ý kiến về tác
động ảnh hưởng của chi phí mua bán dịch vụ phụ trợ từ Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện;
b) Lấy ý kiến về tác
động ảnh hưởng tới các tiêu chuẩn vận hành từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện;
c) Lấy ý kiến về tác
động ảnh hưởng tới chất lượng điện từ đại diện khách hàng sử dụng điện;
d) Lấy ý kiến đánh
giá tương quan chi phí cung cấp và chất lượng cấp điện từ Đơn vị bán buôn điện.
Điều
93. Đánh giá an ninh hệ thống trung hạn
1. Hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố thông tin đánh giá an
ninh hệ thống trung hạn hai (02) năm tiếp theo.
2. Hàng quý, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lại đánh giá
an ninh hệ thống ngắn hạn mười hai (12) tháng tới.
3. Hàng tuần, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố
đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho tám (08) tuần tiếp theo kể từ tuần công
bố.
4. Các thông tin đầu
vào cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn như sau:
a) Phụ tải dự báo của
hệ thống điện và của ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện
tiêu thụ;
b) Biểu đồ phụ tải
điển hình từng tuần của hệ thống và từng miền;
c) Điện năng đảm bảo
tuần của các hồ chứa thủy điện đã phê duyệt;
d) Suất sự cố của các
tổ máy và lưới điện truyền tải;
đ) Các yêu cầu về
dịch vụ phụ của hệ thống;
e) Các ràng buộc lưới
điện truyền tải dự kiến.
5. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống trung hạn như sau:
a) Dự kiến kế hoạch
bảo dưỡng sửa chữa thiết bị;
b) Công suất khả dụng
hàng tuần của tổ máy;
c) Các ràng buộc năng
lượng hàng tuần (nếu có) của tổ máy.
Những thông tin này
phải cung cấp theo mẫu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu
cầu.
6. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải các thông tin đầu vào
phục vụ đánh giá an ninh hệ thống trung hạn. Trường hợp kế hoạch bảo dưỡng sửa
chữa lưới truyền tải điện có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy
phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều chỉnh
khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo các thay đổi và ràng
buộc của lưới điện truyền tải cho các Đơn vị phát điện.
7. Đơn vị phân phối
điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm giao nhận trên lưới điện truyền
tải.
8. Các thông tin do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh
hệ thống trung hạn như sau:
a) Tổng công suất
nguồn khả dụng có tính đến các ràng buộc năng lượng tổ máy, kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa lưới điện truyền tải và tổ máy phát điện;
b) Các yêu cầu về
dịch vụ phụ trợ;
c) Công suất dự phòng
hệ thống;
d) Điện năng dự phòng
hệ thống;
đ) Dự kiến các ràng
buộc trên lưới điện truyền tải.
9. Trường hợp Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức dự phòng công suất, dự
phòng điện năng thấp hơn mức dự phòng được phê duyệt quy định tại Điều 92 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có thể từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải
điện và Đơn vị phát điện.
10. Trường hợp Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện kế hoạch sửa đổi trong thời hạn bảy (07) ngày.
11. Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ
thống trung hạn. Nếu các mức dự phòng công suất, dự phòng điện năng và an ninh
cung cấp điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa sửa đổi.
12. Sau khi các điều
kiện an ninh hệ thống trung hạn được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phải công bố toàn bộ việc đánh giá an ninh hệ thống.
Điều
94. Đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn
1. Thời gian quy định
cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn là mười bốn (14) ngày tới kể từ 24h00
của ngày công bố đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho đến 24h00 của ngày thứ
14 kế tiếp với đơn vị thời gian tính toán là giờ.
2. Hàng ngày, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đánh giá an
ninh hệ thống ngắn hạn.
3. Các thông tin đầu
vào cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:
a) Dự báo nhu cầu phụ
tải điện;
b) Suất sự cố của các
tổ máy và lưới điện truyền tải;
c) Yêu cầu về dịch vụ
phụ của hệ thống;
d) Dự kiến các ràng
buộc trên lưới.
4. Đơn vị phát điện
phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông
tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:
a) Kế hoạch bảo dưỡng
sửa chữa các thiết bị;
b) Công suất khả dụng
của tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch;
c) Công suất công bố
của tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch;
d) Thời gian khởi
động và ngừng máy đối với tổ máy khởi động chậm;
đ) Công suất phát ổn
định thấp nhất của tổ máy.
5. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới truyền tải điện đã được phê duyệt. Trong
trường hợp kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới truyền tải có ảnh hưởng đến khả
năng phát điện của các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và
thông báo cho các Đơn vị phát điện biết các điều chỉnh và ràng buộc trên lưới
điện truyền tải.
6. Đơn vị phân phối
điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải.
7. Các thông tin do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ
thống ngắn hạn bao gồm:
a) Tổng công suất khả
dụng hệ thống có tính đến kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới truyền tải;
b) Tổng công suất
công bố của hệ thống có tính đến kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng lưới truyền tải;
c) Dự báo phụ tải hệ
thống;
d) Yêu cầu về dịch vụ
phụ;
đ) Dự phòng công suất
hệ thống;
e) Dự phòng điện năng
hệ thống;
g) Các dự kiến ràng
buộc lưới.
8. Trường hợp Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức dự phòng công suất, dự
phòng điện năng hay an ninh cung cấp điện cục bộ không đảm bảo mức dự phòng đã
phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối kế
hoạch bảo dưỡng sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và các Đơn vị phát điện.
9. Trường hợp Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa
thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện kế hoạch sửa đổi trong thời hạn bảy (07) ngày.
10. Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ
thống ngắn hạn. Nếu các mức dự phòng công suất, dự phòng điện năng và an ninh
cung cấp điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa sửa đổi.
11. Nếu các điều kiện
an ninh hệ thống ngắn hạn được thoả mãn, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phải công bố toàn bộ việc đánh giá an ninh hệ thống.
Chương
VIII
ĐÁNH
GIÁ CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
95. Yêu cầu chung
Hàng tháng, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách
nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Bộ Công Thương về tình hình vận hành hệ
thống điện, lưới điện truyền tải và việc thực hiện các tiêu chuẩn chất lượng
vận hành.
Điều
96. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
Hàng tháng, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các chỉ số thực hiện
sau:
1. Số lần tần số hệ
thống vượt ra ngoài dải tần số cho phép quy định tại Điều 4 Thông
tư này.
2. Tổng chi phí hàng
tháng cho các loại dịch vụ phụ trợ (dự phòng) có hợp đồng.
3. Tổng chi phí hàng
tháng cho điều tần và khởi động đen.
4. Công suất huy động
và thời gian huy động thực tế của từng loại dự phòng.
5. Số lần và khoảng
thời gian khi mức độ các loại dự phòng không đáp ứng các mức dự phòng được quy
định tại Điều 92 Thông tư này.
6. Sai số dự báo nhu
cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tế.
Điều
97. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị truyền tải điện
1. Hàng tháng, Đơn vị
truyền tải điện phải công bố các chỉ số thực hiện sau:
a) Thống kê tình
trạng quá tải của các thiết bị trên lưới điện truyền tải (mức độ quá tải, thời
gian quá tải);
b) Thống kê tình
trạng cắt điện ở các đường dây truyền tải và máy biến áp bao gồm:
- Số lần ngừng, giảm
cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch;
- Thời gian bắt đầu
và thời gian kết thúc việc ngừng, giảm cung cấp điện.
c) Thống kê các thanh
cái trong lưới điện truyền tải có điện áp không đạt tiêu chuẩn quy định tại Điều 5 Thông tư này, bao gồm:
- Thời gian bắt đầu
và thời gian kết thúc của mỗi lần vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Điện áp cao nhất và
thấp nhất ghi được khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Các sự kiện bất
thường khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp. d) Độ tin cậy của lưới điện truyền
tải:
- Thống kê số lần và
thời gian ngừng cung cấp điện không theo kế hoạch với các gián đoạn trên lưới
điện truyền tải kéo dài hơn một (01) phút;
- Tổng điện năng không
cung cấp được do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch quy định tại Điều 13 Thông tư này.
đ) Tổn thất điện năng
hàng tháng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;
e) Danh sách các sự
cố bất thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải
được quy định tại
f) Chương II Thông tư này. Báo cáo
giải trình nguyên nhân vi phạm và những đề xuất thay đổi để đạt được các tiêu
chuẩn kỹ thuật vận hành.
2. Hàng năm, Đơn vị
truyền tải điện phải công bố các chỉ số thực hiện sau:
a) Tổng số các thiết
bị trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm;
b) Tổng số lần ngừng,
giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở các đường dây truyền tải
và máy biến áp;
c) Tổng số lần và
tổng thời gian vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 5 Thông
tư này;
d) Độ tin cậy của
lưới điện truyền tải, cụ thể như sau:
- Tổng số lần và tổng
thời gian ngừng cung cấp điện không theo kế hoạch với các gián đoạn trên lưới
điện truyền tải kéo dài hơn một (01) phút;
- Tổng điện năng
không cung cấp được do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch quy định
tại Điều 13 Thông tư này.
đ) Tổng tổn thất điện
năng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;
e) Tổng số các sự cố
bất thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải.
Chương
IX5 (được
bãi bỏ)
Chương
X
MIỄN
TRỪ THỰC HIỆN
Điều
110. Các trường hợp được miễn trừ thực hiện
Các đơn vị thuộc đối
tượng áp dụng của Thông tư này có quyền nộp hồ sơ đề nghị để được miễn trừ thực
hiện trong các trường hợp sau:
1. Đã có hợp đồng
được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực mà hợp đồng có nội dung khác
với quy định tại Thông tư này.
2. Việc áp dụng Thông
tư hệ thống điện truyền tải làm tăng chi phí quá mức và không hợp lý cho đơn vị
đó.
3. Đơn vị chứng minh
được việc được hưởng miễn trừ phù hợp với các nguyên tắc của Thông tư này.
Điều
111. Thẩm quyền và căn cứ quyết định miễn trừ
1. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm xem xét và phê duyệt các trường hợp được miễn trừ thực hiện
quy định tại Điều 110 Thông tư này.
2. Các cơ sở để xem
xét miễn trừ thực hiện bao gồm:
a) Quyền của các bên
trong các hợp đồng đã được ký kết trước khi Thông tư này có hiệu lực;
b) Ý kiến của Đơn vị
truyền tải điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về ảnh hưởng
của việc miễn trừ thực hiện tới việc đảm bảo các tiêu chuẩn vận hành hệ thống
điện;
c) Chi phí cho đơn vị
đề nghị được miễn trừ thực hiện nếu phải đầu tư nâng cấp để đáp ứng các tiêu
chuẩn quy định tại Thông tư này;
d) Các chi phí phát
sinh trong hệ thống điện nếu đơn vị đề nghị được phép miễn trừ thực hiện;
đ) Thời hạn đề nghị
được hưởng miễn trừ thực hiện;
e) Các thông tin khác
liên quan đến đề nghị được miễn trừ thực hiện.
Điều
112. Hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện
Hồ sơ đề nghị miễn
trừ bao gồm:
1. Văn bản đề nghị
miễn trừ, bao gồm các nội dung được quy định tại khoản 2 Điều
111 Thông tư này.
2. Bản sao giấy phép
hoạt động điện lực (đối với đơn vị điện lực).
3. Báo cáo giải trình
chi tiết ảnh hưởng đến vận hành của hệ thống điện và các nghĩa vụ cam kết nếu
được miễn trừ thực hiện.
Điều
113. Thẩm định hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện
1. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ đề nghị hưởng miễn trừ thực hiện.
2. Trong thời hạn bảy
(07) ngày kể từ ngày tiếp nhận hồ sơ đề nghị được miễn trừ thực hiện, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên nộp hồ sơ về tính hợp lệ
của hồ sơ. Trường hợp hồ sơ chưa hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
chỉ rõ những nội dung cần bổ sung.
3. Trong thời hạn ba
mươi (30) ngày làm việc kể từ nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực phải
hoàn thành thẩm định hồ sơ đề nghị được miễn trừ thực hiện và có trách nhiệm
ban hành quyết định cho phép miễn trừ thực hiện. Trường hợp không chấp thuận đề
nghị được miễn trừ thực hiện, Cục Điều tiết điện lực phải có văn bản thông báo
cho đơn vị đề nghị trong đó nêu rõ lý do.
4. Trường hợp đề nghị
miễn trừ thực hiện có nhiều tình tiết phức tạp, liên quan tới nhiều đơn vị khác
cho phép thời hạn thẩm định được gia hạn nhưng không quá mười lăm (15) ngày làm
việc.
5. Đơn vị nộp hồ sơ
phải nộp chi phí thẩm định hồ sơ đề nghị được miễn trừ thực hiện theo quy định
của pháp luật.
Điều
114. Trách nhiệm cung cấp thông tin
Đơn vị truyền tải
điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị liên quan
có trách nhiệm cung cấp thông tin và có ý kiến bằng văn bản về đề nghị được
miễn trừ thực hiện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Điều
115. Rút đề nghị hưởng miễn trừ
Trường hợp rút đề
nghị được miễn trừ thực hiện, đơn vị đã nộp hồ sơ phải thông báo bằng văn bản
tới Cục Điều tiết điện lực.
Điều
116. Bãi bỏ Quyết định cho phép miễn trừ thực hiện
Cục Điều tiết điện
lực có quyền bãi bỏ Quyết định cho phép miễn trừ thực hiện trong các trường hợp
sau:
1. Phát hiện ra sự
gian dối trong việc đề nghị được miễn trừ thực hiện.
2. Đơn vị được miễn
trừ thực hiện không thực hiện hoặc thực hiện không đúng các điều kiện, nghĩa vụ
đã cam kết và thời gian thực hiện quy định tại Quyết định cho phép miễn trừ
thực hiện.
3. Các điều kiện cho
phép miễn trừ thực hiện không còn tồn tại.
Chương
XI
GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Điều
117. Giải quyết tranh chấp
1. Trường hợp xảy ra
tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn
vị tranh chấp cần tự giải quyết trên cơ sở thỏa thuận trong thời hạn sáu mươi
(60) ngày.
2. Hết thời hạn được
quy định tại khoản 1 Điều này mà không tự giải quyết được thì các đơn vị có
quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định của
pháp luật.
3. Quyết định giải
quyết tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực chung thẩm trừ các nội
dung tranh chấp có liên quan đến thỏa thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.
Điều
118. Xử lý vi phạm
1. Mọi tổ chức, cá
nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm Thông tư Quy
định hệ thống điện truyền tải.
2. Trình báo về hành
vi vi phạm phải có các thông tin sau:
a) Tên tổ chức, cá
nhân có hành vi vi phạm;
b) Hành vi vi phạm;
c) Thời gian vi phạm;
d) Các tổ chức, cá
nhân bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm;
đ) Các thông tin khác
có liên quan (nếu có).
3. Cục Điều tiết điện
lực có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm
trong quá trình điều tra và xử lý vi phạm.
Chương
XII
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều
119. Thời hạn chuyển đổi đối với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
Trong thời hạn một
(01) năm kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm đầu tư nâng cấp các trang thiết bị để đáp ứng các
tiêu chuẩn được quy định tại Thông tư này.
Điều
120. Thời hạn chuyển đổi đối với Đơn vị truyền tải điện
1. Trong thời hạn sáu
(06) tháng kể từ ngày Thông tư Quy định hệ thống điện truyền tải có hiệu lực,
Đơn vị truyền tải điện phải xây dựng kế hoạch đầu tư, nâng cấp lưới điện truyền
tải đáp ứng các tiêu chuẩn yêu cầu trong Thông tư này để trình Cục Điều tiết
điện lực xem xét, phê duyệt.
2. Trong thời hạn ba
(03) tháng kể từ ngày nhận được kế hoạch của Đơn vị truyền tải điện, Cục Điều tiết
điện lực phải xem xét để ra quyết định phê duyệt kế hoạch đầu tư, nâng cấp lưới
điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện trình.
Điều
121. Tổ chức thực hiện
1. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Trong quá trình
thực hiện nếu có vướng mắc, các đơn vị phải thông báo tới Cục Điều tiết điện
lực để xem xét, giải quyết.
3. Trường hợp cần sửa
đổi, bổ sung Thông tư này, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổng hợp các ý
kiến và đề xuất sửa đổi, bổ sung Thông tư này.
Điều 122. Hiệu lực
thi hành
6
1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng
6 năm 2010.
2. Bãi bỏ các quy định trước đây trái với quy
định tại Thông tư này./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN
HỢP NHẤT
BỘ TRƯỞNG
Vũ Huy Hoàng
|
PHỤ LỤC 1A
SỐ LIỆU PHỤC VỤ CÔNG TÁC DỰ BÁO NHU
CẦU PHỤ TẢI ĐIỆN NĂM
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1. Số liệu phụ tải
điện hiện tại và năm (05) năm trước gần nhất, bao gồm số liệu hàng tháng về:
điện năng, công suất cực đại (tác dụng và phản kháng), biểu đồ phụ tải ngày
điển hình tổng hợp của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tất cả các điểm đấu nối vào lưới điện
truyền tải.
2. Số liệu xuất nhập
khẩu điện hiện tại và năm (05) năm trước gần nhất, bao gồm số liệu hàng tháng
về điện năng, công suất cực đại (tác dụng và phản kháng), biểu đồ ngày điển
hình của Đơn vị bán buôn điện và các điểm đấu nối phục vụ xuất nhập khẩu điện.
3. Số liệu dự báo nhu
cầu phụ tải điện cho năm (05) năm tiếp theo:
a) Cho năm đầu tiên
- Số liệu dự báo phụ
tải điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ phụ tải ngày điển
hình tổng hợp của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải và tất cả các điểm đấu nối vào lưới điện truyền
tải;
- Số liệu dự báo xuất
nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển
hình của Đơn vị bán buôn điện và tại các điểm đấu nối phục vụ xuất nhập khẩu
điện.
b) Cho bốn (04) năm
tiếp theo
- Số liệu dự báo phụ
tải điện năm về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ phụ tải ngày điển hình
tổng hợp của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp
từ lưới điện truyền tải và tất cả các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải;
- Số liệu dự báo xuất
nhập khẩu điện năm về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của
Đơn vị bán buôn điện và tại các điểm đấu nối phục vụ xuất nhập khẩu điện.
PHỤ LỤC 1B
SỐ LIỆU PHỤC VỤ DỰ BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI
ĐIỆN THÁNG
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1. Số liệu phụ tải
điện tháng trước bao gồm điện năng, công suất cực đại (tác dụng và phản kháng),
biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tất cả các điểm đấu nối với
lưới điện truyền tải điện.
2. Số liệu xuất nhập
khẩu điện tháng trước bao gồm điện năng, công suất cực đại (tác dụng và phản
kháng), biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Đơn vị bán buôn điện và tất cả các điểm
đấu nối phục vụ xuất nhập khẩu điện.
PHỤ LỤC 1C
SỐ LIỆU PHỤC VỤ DỰ BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI
ĐIỆN TUẦN
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1. Các số liệu thống
kê về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối,
biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối trong
bốn (04) tuần trước gần nhất;
2. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện từng ngày bao gồm điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình
của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới
điện truyền tải và tại các điểm đấu nối.
PHỤ LỤC 2A
THÔNG TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO CÁC
KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
Thông tin đăng ký đấu
nối áp dụng cho các điểm đấu nối mới hoặc sửa đổi tại các điểm đấu nối cũ, bao
gồm:
Họ và tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối:
Chức danh:
Tên đơn vị công tác:
Có trụ sở đăng ký
tại:
Địa chỉ:
Điện thoại:
Fax:
Email:
1. Mô tả dự án:
a) Tên dự án;
b) Lĩnh vực hoạt
động/loại hình sản xuất;
c) Sản lượng dự
kiến/Năng lực sản xuất;
d) Ngày dự kiến bắt
đầu khởi công xây dựng;
đ) Ngày dự kiến đưa
vào vận hành;
e) Điểm đấu nối hiện
tại (nếu có);
g) Điểm đấu nối đề
nghị;
h) Cấp điện áp và số
mạch đường dây đấu nối đề xuất;
i) Ngày dự kiến đóng
điện điểm đấu nối.
2. Bản đồ, sơ đồ và
kế hoạch
a) Bản đồ địa lý tỷ
lệ 1:50000 có đánh dấu vị trí của khách hàng có nhu cầu đấu nối, phần lưới điện
truyền tải liên quan của Đơn vị truyền tải điện và vị trí điểm đấu nối;
b) Sơ đồ bố trí mặt
bằng tỷ lệ 1:200 hoặc 1:500 mô tả vị trí các tổ máy phát, máy biến áp, các toà
nhà, vị trí đấu nối;
c) Cung cấp kế hoạch
xây dựng các công trình đề xuất cho các vùng bao quanh trạm biến áp, Đơn vị
phát điện, tổ máy phát điện, công trình xây dựng, điểm đấu nối với tỷ lệ 1:200
hoặc 1:500.
3. Hồ sơ pháp lý
Các tài liệu về tư
cách pháp nhân (bản sao Giấy phép đầu tư hoặc Quyết định đầu tư, Quyết định
thành lập doanh nghiệp, Giấy đăng ký kinh doanh, Giấy phép hoạt động điện lực
và các giấy phép khác theo quy định của pháp luật).
PHỤ LỤC 2B
THÔNG TIN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ CÁC TỔ
MÁY PHÁT ĐIỆN CỦA KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
Thông tin áp dụng cho
các nhà máy điện, tổ máy phát điện, trạm điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối
gồm:
1. Mô tả nhà máy
- Tên nhà máy;
- Địa điểm đặt;
- Loại nhà máy (thủy
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 có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền tải, nêu
rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai.
3. Đặc tính vận hành
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 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 quá 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 truyền tải của Đơn vị truyền tải 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 suất ngừng chạy
ép buộc;
- Tổng 100%;
- Giới hạn điện năng;
- Phát điện ngày
(GWh);
- Phát điện tuần
(GWh);
- Phát điện tháng
(GWh);
- Phát điện năm
(GWh).
11. Số liệu kỹ thuật
của các thiết bị điện tại điểm đấu nối
a) Thiết bị đóng cắt:
cầu dao, dao cách ly của các mạch đấu nối liên quan tới điểm đấu nối.
- Điện áp vận hành
định mức;
- Dòng điện định mức
(A);
- Dòng cắt ngắn mạch
3 pha định mức (kA);
- Đòng cắt ngắn mạch
1 pha định mức (kA);
- Dòng cắt tải 3 pha
định mức (kA);
- Dòng cắt tải 1 pha
định mức (kA);
- Dòng ngắn mạch 3
pha nặng nề nhất định mức;
- Dòng ngắn mạch 1
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 3 cuộn dây, cả 3 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
kiểm tra tuân theo quy định đo đếm.
đ) Hệ thống bảo vệ và
điều khiển
- Cấu hình hệ thống
bảo vệ;
- Giá trị cài đặt đề
xuất;
- Thời gian giải
phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;
- Chu ký tự động đóng
lại (nếu có);
- Quản lý điều khiển
và giao tiếp dữ liệu.
e) Đường dây và cáp
truyền tải liên quan tới điểm đấu nối
- Điện trở/ điện
kháng/ điện dung;
- Dòng điện tải định
mức và dòng điện tải lớn nhất.
12. Máy phát điện
thuộc sở hữu của khách hàng có nhu cầu 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.
13. Nhà máy thủy điện
Đối với nhà máy thủy
điện phải cung cấp thêm dữ liệu về công suất phát và điện năng dự kiến cho mỗi
tháng của năm và các thông tin liên quan đến thủy văn, thủy năng, cụ thể như
sau:
a) Năng lượng sơ cấp
- thủy năng
- Các thông số hồ
chứa và điều tiết hồ chứa:
+ Dung tích hữu ích
(tỉ m3);
+ Dung tích toàn bộ
hồ (tỉ m3);
+ Dung tích chống lũ
(tỉ m3);
+ Mực nước dâng bình
thường (m);
+ Mực nước chết (m);
+ Mực nước gia cường
(m);
+ Dung tích dành cho điều
tiết nhiều năm (nếu có) (tỉ m3);
+ Diện tích lòng hồ
(km2);
+ Chiều dài hồ ở mực
nước dâng bình thường (km);
+ Chiều rộng trung
bình hồ (km);
+ Chiều sâu trung
bình hồ (m);
+ Đường đặc tính hồ
chứa V = f(h);
+ Kiểu điều tiết
(năm, nhiều năm, hỗn hợp);
+ Quy trình điều tiết
hồ chứa tóm tắt (đặt trong 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).
- Các thông số về đập
chính:
+ Loại đập (đất đá,
bê tông,..);
+ Kiểu xả lũ (xả tự
nhiên, dùng cửa xả);
+ Cao độ đỉnh đập
(m);
+ Chiều cao mặt đập
(m);
+ Chiều dài mặt đập
(m);
+ Chiều dài đáy đập
(m);
+ Cao độ trên của
cánh phai xả lũ (m);
+ Sơ đồ nguyên lý cấu
tạo đập (file ảnh).
- Các thông số về đập
phát điện:
+ Loại đập (đất đá,
bê tông,..);
+ Cao độ đỉnh đập
(m);
+ Chiều cao mặt đập
(m);
+ Chiều dài mặt đập
(m);
+ Chiều dài đáy đập
(m);
+ Cao độ trên của cửa
nhận nước (m);
+ Sơ đồ nguyên lý cấu
tạo đập (file ảnh).
- Các thông số phía
thượng lưu:
+ Mực nước dâng bình
thường (m);
+ Mực nước chết (m);
+ Mực nước gia cường
(m);
+ Mực nước điều tiết
nhiều năm (nếu có) (m).
- Các thông số phía
hạ lưu:
+ Mực nước khi dừng
toàn bộ nhà máy (m);
+ Mực nước khi chạy
công suất min (m);
+ Mực nước khi chạy
công suất định mức (m);
+ Mực nước khi xả lưu
lượng tần suất 0,01% (m).
- Các số liệu chính
về thời tiết và thủy văn:
+ Đặc điểm thời tiết
khí hậu;
+ Diện tích lưu vực
sông (km2);
+ Tổng lượng dòng
chảy trung bình nhiều năm (m3);
+ Lưu lượng nước về
trung bình năm(m3/s);
+ Bảng tổng hợp lưu
lượng nước về trung bình tháng;
+ Lượng mưa trung
bình hằng năm (mm);
+ Lưu lượng lũ.
b) Tần suất nước về
và năng lượng theo thiết kế
- Các số liệu chính
về tần suất nước về theo bảng sau:
|
Tần
suất
|
Lưu
lượng lũ tối đa
(m3/s)
|
Lưu
lượng trung bình ngày đêm
(m3/s)
|
|
10,00%
|
|
|
|
1,00%
|
|
|
|
0,10%
|
|
|
|
0,01%
|
|
|
- Các số liệu chính
về tần suất nước về và năng lượng theo thiết kế:
|
Tần
suất
|
Lưu
lượng
|
Năng
lượng
|
|
25%
|
|
|
|
50%
|
|
|
|
65%
|
|
|
|
75%
|
|
|
|
90%
|
|
|
|
Trung
bình nhiều năm
|
|
|
c) Cơ khí thủy lực
- Các loại cánh phai
(van) dùng cho công trình:
+ Hệ thống nhận nước
(file văn bản);
+ Hệ thống xả nước
(file văn bản);
- Các thông số về Tua
bin nước:
+ Kiểu (francis,
pelton, hỗn hợp);
+ Nước sản xuất;
+ Mã hiệu;
+ Công suất thiết kế
(MW);
+ Dải công suất khả
dụng ứng với cột nước tính toán (từ …MW đến …MW);
+ Cột nước tính toán
(m);
+ Cột nước tối đa
(m);
+ Cột nước tối thiểu
(m);
+ Lưu lượng nước qua
Tua bin ứng với tải định mức (m3/s);
+ Tốc độ quay định
mức (vòng/phút);
+ Tốc độ quay lồng
tốc(vòng/phút);
+ Độ cao hút HS (m);
+ Suất tiêu hao nước
ở cột nước định mức (m3/kWh).
- Cấu tạo của Tua bin
nước (file văn bản):
+ Stator tuabin;
+ Séc măng ổ đỡ;
+ Séc măng ổ hướng;
+ Buồng xoắn;
+ Bánh xe công tác;
+ Trục tuabin;
+ Cánh hướng nước;
+ Servomotor;
+ Bộ điều tốc của
tuabin.
- Hoạt động của Tua
bin nước:
+ Khởi động;
+ Vận hành bình
thường;
+ Ngừng bình thường
tuabin;
+ Ngừng sự cố
tuanbin;
+ Chuyển bù;
+ Đặc tính tuabin
P=f(delta h);
+ Đặc tính suất tiêu
hao nước theo cột nước.
d) Các hệ thống,
thiết bị phụ đi kèm
+ Hệ thống khí nén
cao áp - hạ áp;
+ Hệ thống dầu;
+ Hệ thống nước cứu
hoả;
+ Hệ thống nước kỹ
thuật làm mát.
e) Những lưu ý đặc
biệt
PHỤ LỤC 2C
THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN CỦA
ĐƠN VỊ PHÂN PHỐI ĐIỆN VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
Thông tin áp dụng cho
các Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới
điện truyền tải, Đơn vị bán buôn điện có xuất nhập khẩu điện thông qua lưới
điện truyền tải có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối cũ, bao gồm:
1. Số liệu về điện
năng và công suất định mức
|
Công suất tác dụng:
|
(MW)
|
|
Công suất phản
kháng:
|
(MVAr)
|
|
Điện năng tiêu
thụ/ngày/tháng/năm:
|
(kWh)
|
2. Số liệu dự báo nhu
cầu điện tại điểm đấu nối
a) Số liệu tiêu thụ
điện năm đầu
- Đối với nhu cầu
thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp
các thông tin về tình hình tiêu thụ điện của phụ tải điện hiện có tại điểm đấu
nối, Biểu đồ phụ tải tất cả các ngày trong năm gần nhất, trong đó bao gồm các
số liệu sau:
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
- Đối với nhu cầu đấu
nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp các thông tin về nhu
cầu phụ tải điện tại điểm đấu nối bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu
đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng của năm vào vận hành, trong đó bao gồm chi
tiết các số liệu sau:
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
b) Dự báo nhu cầu
điện dự kiến trong năm (05) năm tiếp theo
- Đối với nhu cầu
thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp
phụ tải điện dự kiến tại điểm đấu nối, bao gồm công suất cực đại, điện năng và
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng cho năm (05) năm tiếp theo. Trong đó
xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải
và tự phát;
- Đối với nhu cầu đấu
nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp những thông tin dự báo
nhu cầu điện chi tiết, bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu đồ phụ tải
ngày điển hình từng tháng cho năm (05) năm tiếp theo từ ngày vận hành hành
chính thức. Trong đó xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ
lưới điện truyền tải và tự phát.
c) Các số liệu liên
quan tới dự báo nhu cầu điện (nếu có): bao gồm các số liệu liên quan tới
tiêu thụ điện như sản lượng sản phẩm, suất tiêu hao điện cho một đơn vị sản
phẩm, chế độ tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc và ngày nghỉ), tổng công suất lắp
đặt của thiết bị điện và công suất cực đại, hệ số công suất…
3. Số liệu kỹ thuật
thiết bị, lưới điện của phụ tải điện tại điểm đấu nối
a) Sơ đồ điện
- Sơ đồ mặt bằng bố
trí thiết bị;
- Sơ đồ nối điện
chính, trong đó chỉ rõ:
+ Bố trí thanh cái;
+ Các mạch điện
(đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);
+ Các tổ máy phát
điện;
+ Bố trí pha;
+ Bố trí nối đất;
+ Các thiết bị đóng
cắt;
+ Điện áp vận hành;
+ Phương thức bảo vệ;
+ Vị trí điểm đấu
nối;
+ Bố trí thiết bị bù
công suất phản kháng.
Sơ đồ này chỉ giới
hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách
hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền tải, nêu
rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai.
b) Các thiết bị điện
- Thiết bị đóng cắt
(cầu dao, cách ly…) của các mạch điện liên quan tới điểm đấu nối:
+ Điện áp vận hành
định mức;
+ Dòng điện định mức
(A);
+ Dòng điện cắt ngắn
mạch 3 pha định mức (kA);
+ Dòng điện cắt ngắn
mạch 1 pha định mức (kA);
+ Dòng cắt tải 3 pha
định mức (kA);
+ Dòng cắt tải 1 pha
định mức (kA);
+ Dòng ngắn mạch 3
pha nặng nề nhất định mức (kA);
+ Dòng ngắn mạch 1
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. Cho máy biến áp 3
cuộn dây, có cả 3 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
kiểm tra tuân thủ Quy định đo đếm điện năng.
- Hệ thống bảo vệ và điều
khiển:
+ Cấu hình hệ thống
bảo vệ;
+ Giá trị cài đặt đề
xuất;
+ Thời gian giải
phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;
+ Chu kỳ tự động đóng
lại (nếu có);
+ Quản lý điều khiển
và giao tiếp dữ liệu.
- Đường dây trên
không và cáp điện liên quan tới điểm đấu nối:
+ Điện trở/ điện
kháng/ điện dung;
+ Dòng điện tải định
mức và dòng điện tải lớn nhất.
c) Các thông số liên
quan đến ngắn mạch
- Dòng điện ngắn mạch
3 pha (xuất hiện tức thì tại điểm sự cố và sau sự cố thoáng qua) từ hệ thống
điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải
tại điểm đấu nối;
- Giá trị điện trở và
điện kháng thứ tự không của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải tính từ điểm đấu nối;
- Giá trị điện áp
trước khi sự cố phù hợp với dòng sự cố lớn nhất;
- Giá trị điện trở và
điện kháng thứ tự nghịch của của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải tính từ điểm đấu nối;
- Giá trị điện trở và
điện kháng thứ tự không của mạch tương đương Pi của của hệ thống điện của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
d) Yêu cầu về mức độ
dự phòng
Đối với Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu cầu nhận điện từ
hai nguồn trở lên, yêu cầu chỉ rõ:
- Nguồn dự phòng;
- Công suất dự phòng
yêu cầu (MW và MVAr).
4. Đặc tính phụ tải
Yêu cầu Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông
tin sau đây:
- Chi tiết về các
thành phần phụ tải của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải, trong đó đặc biệt lưu ý cung cấp thông tin về các phụ tải có thể
gây ra dao động quá 5% tổng công suất của Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối và mức gây nhấp nháy điện áp
của các phụ tải đó.
- Các chi tiết sau
đây về đặc tính phụ tải tại từng điểm đấu nối:
|
Thông
số
|
Đơn
vị
|
|
Hệ số công suất
trong chế độ nhận công suất phản kháng
|
|
|
Độ nhạy của phụ tải
với điện áp
|
MW/kV,
MVAr/kV
|
|
Độ nhạy của phụ tải
với tần số
|
MW/Hz,
MVAr/Hz
|
|
Dự kiến mức độ gây
mất cân bằng pha cực đại và trung bình
|
%
|
|
Dự kiến mức độ gây
sóng hài tối đa
|
|
|
Dự kiến mức độ gây
nhấp nháy điện áp ngắn hạn và dài hạn
|
|
Đối với Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu sử dụng với công suất từ 5MW trở lên tại điểm
đấu nối phải cung cấp các dữ liệu sau:
- Tỷ lệ thay đổi tải
(kW/s và kVAr/s) bao gồm cả tăng lên và hạ xuống;
- Bước thời gian lặp
lại ngắn nhất của độ dao động phụ tải (giây);
- Độ lớn của bước
thay đổi lớn nhất trong nhu cầu điện (kW; kVAr).
5. Các yêu cầu khác
có liên quan tới phụ tải điện
PHỤ LỤC 3
THỎA THUẬN ĐẤU NỐI MẪU
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
--------------
THỎA
THUẬN ĐẤU NỐI
GIỮA (ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI ĐIỆN) VÀ …( TÊN KHÁCH HÀNG ĐỀ NGHỊ ĐẤU NỐI)
Số:
/NPT - TTĐN
- Căn cứ Thông tư số
……/2010/TT-BCT ngày …tháng….năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy
định hệ thống điện truyền tải;
- Căn cứ đơn đề nghị
đấu nối vào lưới điện truyền tải ngày … tháng … năm ….. của [tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị truyền tải điện];
- Căn cứ hồ sơ đề
nghị đấu nối của [tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị
truyền tải điện] ngày … tháng … năm …. ;
- Căn cứ vào các biên
bản làm việc và thỏa thuận sơ bộ phương án đấu nối ….;
- Căn cứ vào yêu cầu
và khả năng cung cấp dịch vụ truyền tải điện,
Hôm nay, ngày… tháng
… năm … tại …, chúng tôi gồm:
Bên A: [Tên Đơn vị
truyền tải điện]
Đại diện là: ...
Chức vụ: ....
Địa chỉ: ....
Điện thoại: .....; Fax:
....
Tài khoản số: ...
Mã số thuế: ...
Bên B: [Tên tên khách
hàng có nhu cầu đấu nối]
Đại diện là: ...
Chức vụ: ...
Địa chỉ: ...
Điện thoại: ...;
............................................. Fax: ...
Tài khoản số: ....
Mã số thuế: ...
Hai bên đồng ý ký kết
Thỏa thuận đấu nối với các nội dung sau:
Điều 1. Nội dung đấu
nối
[Tên Đơn vị truyền
tải điện] thống
nhất phương án đấu nối nhà máy điện .... của [tên khách hàng có nhu cầu
đấu nối] vào lưới điện truyền tải, cụ thể như sau:
1. Quy mô công trình:
a) Điểm đầu: ...
b) Điểm cuối: ...
c) Cấp điện áp đấu
nối: ...
d) Dây dẫn: ...
đ) Số mạch: ...
e) Kết cấu: ...
g) Chế độ vận hành:
...
h) Chiều dài tuyến:
...
2. Ranh giới đo đếm:
Ranh giới đo đếm mua
bán điện năng lắp đặt tại vị trí đấu nối ..... vào lưới điện truyền tải.
3. Ranh giới đầu tư:
4. Yêu cầu về giải
pháp kỹ thuật:
5. Các tài liệu kèm
theo
a) Tài liệu đính kèm
1: ...
b) Tài liệu đính kèm
2: ...
c) Tài liệu đính kèm
3: ...
d) Tài liệu đính kèm
4: ...
Điều 2. Trách nhiệm
của các bên
1. Trách nhiệm của
Bên A
[Tên Đơn vị truyền
tải điện] có
trách nhiệm đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải để kết nối với lưới điện của [tên
khách hàng có nhu cầu đấu nối] theo đúng ranh giới đầu tư xây dựng quy định
tại khoản 3 Điều 1 của Thỏa thuận đấu nối này.
2. Trách nhiệm của
Bên B
a) [tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm đầu tư xây dựng hệ thống lưới điện trong
phạm vi quản lý theo các mô tả kỹ thuật tại Tài liệu đính kèm 3, tuân thủ Quy
định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có liên quan.
b) [tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm quản lý, vận hành hệ thống điện hoặc nhà
máy điện tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có
liên quan.
Điều 5. Ngày đấu nối
Ngày đấu nối dự kiến
là ……………(ngày, tháng, năm).
Điều 6. Chi phí kiểm
tra và thử nghiệm bổ sung
Chi phí kiểm tra và
thử nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại khoản 1 Điều 47 Thông tư số
…/2010/TT-BCT ngày…tháng…năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy
định hệ thống điện truyền tải được hai bên thống nhất như sau:
1. ………..
2. ………..
Điều 7. 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 Thỏa thuận đấu nối này.
2. ………
3. ………
Điều 8. Sau khi thực hiện đấu
nối, [tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] có quyền đề xuất kế hoạch tách
đấu nối vĩnh viễn hoặc tạm thời trong các trường hợp được nêu trong tài liệu
kèm theo 6 và phải tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải.
Điều 9. Hiệu lực thi
hành
1. Thỏa thuận đấu nối
này có hiệu lực kể từ ngày ký.
2. Thỏa thuận đấu nối
này được làm thành 4 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản./.
|
Đại
diện Bên B
(Tên, chức danh)
|
Đại
diện Bên A
(Tên, chức danh)
|
Tài liệu đính kèm 1
Sơ đồ 1 sợi tại khu
vực đấu nối
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Tài liệu đính kèm 2
quy định ranh giới cố định
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Ngày……Tháng……..Năm………
Tên Trạm biến áp:
Địa điểm:
Địa chỉ:
Số điện thoại:
Kỹ thuật viên điều
khiển mạng lưới truyền tải của Đơn vị truyền tải điện (Tên):
Kỹ thuật viên điều
khiển lưới của của Khách hàng có nhu cầu đấu nối (Tên):
Điểm đấu nối:
Ranh giới sở hữu:
Giám đốc/ trưởng Trạm
(Ký và ghi tên)
|
Kỹ
thuật viên điều khiển mạng lưới truyền tải của Đơn vị truyền tải điện
(Ký
và ghi tên)
|
Kỹ
thuật viên điều khiển lưới điện của Khách hàng có nhu cầu đấu nối
(Ký
và ghi tên)
|
Tài liệu đính kèm 3
Danh sách thiết bị sở
hữu cố định tại điểm đấu nối
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
I. Thiết bị chính
(bao gồm đường dây truyền tải điện và trạm biến áp)
1. Số, tên của thiết
bị:
2. Mô tả kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
II. Thiết bị thứ cấp
1. Số tên thiết bị:
2. Mô tả kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
III. Hệ thống đo đếm
1. Số/ Tên thiết bị:
2. Mô tả kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
IV. Các thiết bị khác
liên quan đến điểm đấu nối
1. Số/ tên thiết bị:
2. Thông số kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
Tài liệu đính kèm 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………)
Bao gồm tất cả các dữ
liệu cập nhật sửa đổi trong phần 2 và phần 3 của Hồ sơ đấu nối vào lưới điện
truyền tải, đã được cập nhật và/ hoặc sửa đổi.
Tài liệu đính kèm 5
Mô tả Danh sách các
dữ liệu truyền về hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống và thị trường
điện, hệ thống kỹ thuật thiết bị hệ thống DCS(Gateway)/RTU liên quan tới đấu
nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Tài liệu đính kèm 6
Yêu cầu ngừng đấu nối
vĩnh viễn hoặc tạm thời của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Mô tả tất cả các trường
hợp mà khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đề xuất ngừng đấu nối tạm thời
(ít hơn mười hai (12) tháng) và dài hạn tới TNO và các trách nhiệm phù hợp của
khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với từng trường hợp.