|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 16/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 07
tháng 8 năm 2024
|
THÔNG
TƯ
QUY ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Thông tư số
25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện truyền tải, có hiệu lực kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017, được sửa
đổi, bổ sung bởi:
1. Thông tư số
30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số
39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện phân phối, có hiệu lực kể từ ngày 03 tháng 01 năm 2020;
2. Thông tư số
39/2022/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2022 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số
39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống điện phân phối, Thông tư số 30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019
sửa đổi, bổ sung một số điều Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư
số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định hệ thống điện phân phối, có hiệu lực kể từ ngày 16 tháng 02 năm 2023.
3. Thông tư số
12/2024/TT-BCT ngày 01 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi,
bổ sung một số Thông tư của Bộ trưởng Bộ Công Thương liên quan đến điều độ, vận
hành hệ thống điện quốc gia và thị trường điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng
8 năm 2024.
Căn cứ Nghị định số
95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm
vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện
lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Nghị định số
137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi
hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của
Luật Điện lực;
Theo đề nghị của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực,
Bộ trưởng Bộ Công
Thương ban hành Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải.[1]
Chương
I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Thông tư này quy định
về:
1. Các yêu cầu trong
vận hành hệ thống điện truyền tải.
2. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện.
3. Lập kế hoạch phát
triển lưới điện truyền tải.
4. Điều kiện, yêu cầu
kỹ thuật và trình tự đấu nối vào lưới điện truyền tải.
5. Đánh giá an ninh
hệ thống điện.
6. Vận hành hệ thống
điện truyền tải.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
1. Thông tư này áp
dụng cho các đối tượng sau đây:
a) Đơn vị truyền tải
điện;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện;
c) Đơn vị bán buôn
điện;
d) Đơn vị phân phối
điện;
đ) Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện;
e) Đơn vị phát điện;
g) Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
h) Tập đoàn Điện lực
Việt Nam;
i) Tổ chức, cá nhân
khác có liên quan.
2. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện
phân phối phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối vào lưới
điện truyền tải và các yêu cầu khác có liên quan quy định tại Thông tư này.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này,
những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết
tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều
chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của
hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế
tổ máy phát điện.
2. An ninh hệ
thống điện là khả năng nguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ
tải điện tại một thời điểm hoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các
ràng buộc trong hệ thống điện.
3. AVR (viết
tắt theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) là hệ thống tự động điều khiển
điện áp đầu cực máy phát điện thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy
phát điện để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giới hạn cho phép.
4. Cấp điện áp
là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống
điện, bao gồm:
a) Hạ áp là
cấp điện áp danh định đến 01 kV;
b) Trung áp là
cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV;
c) Cao áp là
cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV;
d) Siêu cao áp
là cấp điện áp danh định trên 220 kV.
5. Cấp điều độ có
quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện
theo phân cấp điều độ tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành.
5a. [2] Công suất định mức
của nhà máy điện
là tổng công suất định mức của các tổ máy trong nhà máy điện ở chế độ vận hành
ổn định, bình thường và được nhà sản xuất công bố theo thiết kế của tổ máy. Đối
với nhà máy điện mặt trời, công suất định mức của nhà máy điện mặt trời là công
suất điện xoay chiều tối đa có thể phát được của nhà máy được tính toán và công
bố, phù hợp với công suất điện một chiều của nhà máy điện mặt trời theo quy
hoạch.
6. Công suất khả
dụng của tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát
điện có thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.
6a. [3]DIM
(viết tắt theo tiếng Anh: Dispatch Instruction Management) là hệ thống quản lý
thông tin lệnh điều độ giữa cấp điều độ có quyền điều khiển với nhà máy điện
hoặc Trung tâm Điều khiển các nhà máy điện.
7. Dải chết của hệ
thống điều tốc là dải tần số mà khi tần số hệ thống điện thay đổi trong
phạm vi đó thì hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện không có phản ứng hoặc
tác động để tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp.
8. [4](được
bãi bỏ).
9. [5](được
bãi bỏ).
10. [6] Điều khiển tần số
trong hệ thống điện
(sau đây viết tắt là điều khiển tần số) là quá trình điều khiển trong hệ thống
điện để duy trì sự vận hành ổn định của hệ thống điện, bao gồm điều khiển tần
số sơ cấp, điều khiển tần số thứ cấp và điều khiển tần số cấp 3:
a) Điều khiển tần số
sơ cấp là quá trình điều khiển tức thời tần số hệ thống điện được thực hiện tự
động bởi số lượng lớn các tổ máy phát điện có trang bị hệ thống điều tốc;
b) Điều khiển tần số
thứ cấp là quá trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số sơ cấp được
thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC nhằm đưa tần số về dải làm việc
lâu dài cho phép;
c) Điều khiển tần số
cấp 3 là quá trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số thứ cấp được thực
hiện bằng lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy
định hiện hành và đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát điện.
11. Điều độ hệ
thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải
điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy chuẩn kỹ
thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
12. Đơn vị bán
buôn điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực bán buôn điện. Theo từng cấp độ của thị trường điện lực cạnh tranh,
Đơn vị bán buôn điện là một trong các đơn vị sau:
a) Công ty Mua bán
điện;
b) Tổng công ty Điện
lực;
c) Đơn vị bán buôn
điện khác được thành lập theo từng cấp độ của thị trường điện cạnh tranh.
13. Đơn vị phát
điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh
vực phát điện, sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền
tải hoặc nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW đấu nối vào lưới điện phân
phối.
14. Đơn vị phân
phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện
lực;
b) Công ty Điện lực
tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực
tỉnh) trực thuộc Tổng công ty Điện lực.
15. Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện
lực trong lĩnh vực truyền tải điện.
16. [7] Đơn vị truyền tải
điện
là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải
điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
17. [8] 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 và điều hành
giao dịch trên thị trường điện.
18. Độ tin cậy của
hệ thống bảo vệ bao gồm:
a) Độ tin cậy tác
động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng hệ thống bảo vệ làm
việc đúng khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác
định;
b) Độ tin cậy
không tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng hệ thống bảo
vệ tránh làm việc nhầm ở chế độ vận hành bình thường hoặc sự cố xảy ra ngoài
phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác định.
19. Hệ thống điều
tốc (viết tắt theo tiếng Anh: Governor) là hệ thống tự động điều chỉnh tốc
độ quay của tuabin tổ máy phát điện theo sự biến đổi tần số góp phần khôi phục
tần số về tần số danh định của hệ thống điện.
20. Hệ thống quản
lý năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ
thống phần mềm quản lý năng lượng để vận hành tối ưu hệ thống điện.
21. Hệ thống điều
khiển phân tán DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là
hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối
mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh
hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.
22. Hệ thống điện
là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ
trợ được liên kết với nhau.
23. Hệ thống điện
quốc gia là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
24. Hệ thống điện
truyền tải là hệ thống điện bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy
điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
25. Hệ thống SCADA
(viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống
thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống
điện.
26. Hệ số chạm đất
là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch
chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất (áp
dụng cho trường hợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất).
27. Hòa đồng bộ là
thao tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống
điện với nhau theo điều kiện hòa đồng bộ quy định tại Quy trình thao tác trong
hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
28. Khả năng khởi
động đen là khả năng của một nhà máy điện có thể khởi động ít nhất một tổ
máy phát điện từ trạng thái dừng hoàn toàn và hoà đồng bộ vào lưới điện mà
không cần nhận điện từ lưới điện khu vực.
29. Khởi động đen
là quá trình khôi phục lại toàn bộ (hoặc một phần) hệ thống điện từ trạng thái
mất điện toàn bộ (hoặc một phần) bằng cách sử dụng các tổ máy phát điện có khả
năng khởi động đen.
30. Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới
điện đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao
gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị phân phối
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
31. Lệnh điều độ là
lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
32. Lưới điện là hệ
thống đường dây tải điện, trạm điện và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn
điện.
33. Lưới điện phân
phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến
110 kV.
34. Lưới điện truyền
tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên
110 kV.
35. [9] Mức nhấp nháy điện áp
ngắn hạn (Pst) và mức nhấp nháy
điện áp dài hạn (Plt) là giá trị đo theo tiêu chuẩn quốc gia hiện
hành. Trường hợp giá trị đo Pst và Plt chưa có trong tiêu chuẩn quốc gia, đo theo
Tiêu chuẩn IEC hiện hành do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố.
36. [10] (được bãi bỏ)
37. Năm N là
năm hiện tại vận hành hệ thống điện, được tính theo năm dương lịch.
38. Ngày điển hình
là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo Quy
định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ
Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc,
ngày cuối tuần (thứ Bẩy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
39. Ngừng, giảm
cung cấp điện theo kế hoạch là việc ngừng cung cấp điện cho các khách hàng
sử dụng điện để thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, đại tu, xây lắp các
công trình điện; điều hòa, hạn chế phụ tải theo kế hoạch do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thông báo khi thiếu điện.
40. Nhà máy nhiệt
điện là nhà máy điện hoạt động theo nguyên lý biến đổi nhiệt năng thành
điện năng, bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện
sử dụng chất thải rắn.
41. Quy định vận
hành thị trường điện cạnh tranh là quy định do Bộ Công Thương ban hành về
vận hành thị trường điện cạnh tranh và trách nhiệm của các đơn vị trong thị trường
điện theo từng cấp độ.
42. Sa thải phụ
tải là quá trình cắt phụ tải điện ra khỏi hệ thống điện khi có sự cố hoặc
không đảm bảo an ninh hệ thống điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động
sa thải phụ tải hoặc lệnh điều độ.
43. Sự cố là
sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do một hoặc nhiều
nguyên nhân dẫn đến hệ thống điện hoạt động không bình thường, gây ngừng cung
cấp điện hoặc ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định và liên
tục cho hệ thống điện quốc gia.
44. Sự cố một phần
tử (sự cố đơn lẻ) là sự cố xảy ra ở một phần tử trong hệ thống điện truyền
tải khi hệ thống điện đang ở chế độ vận hành bình thường.
45. Sự cố nhiều
phần tử là sự cố xảy ra ở hai phần tử trở lên tại cùng một thời điểm trong
hệ thống điện truyền tải.
46. Sự cố nghiêm
trọng là sự cố trong hệ thống điện gây mất điện diện rộng trên lưới điện
truyền tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người hoặc tài sản.
47. Tan rã hệ
thống điện là tình huống hệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ
thống điện nhỏ không liên kết với nhau do sự cố.
48. Thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit/Gateway) là
thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ
liệu về hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm điều
khiển.
49. [11] Thiết bị ổn định hệ
thống điện PSS
(viết tắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ
sung tác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp (AVR) để làm suy giảm mức dao động
công suất trong hệ thống điện.
50. Thời gian khởi
động là khoảng thời gian tối thiểu để khởi động một tổ máy phát điện tính
từ khi Đơn vị phát điện nhận được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện đến khi tổ máy phát điện được hoà đồng bộ vào hệ thống
điện quốc gia.
51. Tiêu chí N-1
là một tiêu chí phục vụ quy hoạch, thiết kế, đầu tư xây dựng và vận hành hệ
thống điện đảm bảo khi có sự cố một phần tử xảy ra trong hệ thống điện hoặc khi
một phần tử tách khỏi vận hành để bảo dưỡng, sửa chữa thì hệ thống điện vẫn vận
hành ổn định, đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành, giới hạn vận hành cho phép và
cung cấp điện an toàn, liên tục.
52. Tiêu chuẩn IEC
là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế IEC
(International Electrotechnical Commission) ban hành.
53. [12] Sa thải phụ tải tự
động
là tác động cắt tải tự động của rơ le theo tín hiệu tần số, điện áp, mức công
suất truyền tải của hệ thống điện khi tần số, điện áp, mức công suất truyền tải
ra ngoài ngưỡng cho phép theo tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
54. Trạm điện
là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
55. Trung tâm điều
khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin,
viễn thông để giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện
hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
56. pu là hệ
đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị thực tế so với giá trị định mức.
Chương
II
YÊU
CẦU TRONG 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 50 Hz. Trong chế độ vận hành bình
thường, tần số hệ thống điện được phép dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz so với
tần số danh định. Ở các chế độ vận hành khác của hệ thống điện, dải tần số được
phép dao động và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường được quy
định tại Bảng 1 như sau:
Bảng
1
Dải
tần số được phép dao động và thời gian khôi phục hệ thống điện về chế độ vận
hành bình thường trong các chế độ vận hành khác của hệ thống điện quốc gia
|
Chế độ vận
hành của hệ thống điện
|
Dải tần
số được phép dao động
|
Thời
gian khôi phục, tính từ thời điểm xảy ra sự cố (Áp dụng từ ngày 01 tháng 01
năm 2018)
|
|
Trạng
thái chưa ổn định (chế độ xác lập)
|
Khôi
phục về chế độ vận hành bình thường
|
|
Sự cố đơn lẻ
|
49 Hz ÷
51 Hz
|
02 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
05 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
Sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng
hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp
|
47,5 Hz
÷ 52 Hz
|
10 giây
để đưa tần số về phạm vi 49 Hz ÷ 51 Hz
|
10 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
05 phút
để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
2. Dải tần số được
phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều
phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp được xác định theo chu
kỳ 01 năm hoặc 02 năm được quy định tại Bảng 2 như sau:
Bảng
2
Dải
tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp
sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp
|
Dải
tần số được phép (Hz)
(“f”
là tần số hệ thống điện)
|
Số
lần được phép theo chu kỳ thời gian
(tính
từ thời điểm bắt đầu chu kỳ)
|
|
52
≥ 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 ≥ 47,5
|
01
lần trong 02 năm
|
Trong đó, một lần tần
số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép là một lần tần số hệ thống điện
vượt quá giới hạn được phép trong khoảng thời gian từ 05 giây (s) trở lên.
3. Trong quá trình
vận hành hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và huy động các
loại hình dịch vụ phụ trợ để đảm bảo tần số nằm trong dải được phép.
Điều 5. Ổn định hệ
thống điện
1. Ổn định hệ thống
điện là khả năng của hệ thống điện, với điều kiện vận hành ban đầu xác định,
trở lại chế độ vận hành bình thường hoặc chế độ cân bằng xác lập sau khi xảy ra
một kích động vật lý trong hệ thống điện làm thay đổi các thông số vận hành của
hệ thống điện. Ổn định hệ thống điện được phân loại như sau:
a) Ổn định quá độ
(Transient Stability) là khả năng của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện
duy trì được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động lớn trong
hệ thống điện;
b) Ổn định tín hiệu
nhỏ (Small Signal stability) là khả năng các tổ máy phát điện trong hệ thống
điện duy trì được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động nhỏ
trong hệ thống điện, với mức độ dập tắt các dao động công suất tự nhiên trong
giới hạn cho phép;
c) Ổn định điện áp
động (Dynamic Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp
xác lập tại các nút sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;
d) Ổn định điện áp
tĩnh (Steady State Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì
điện áp xác lập tại các nút sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống
điện;
đ) Ổn định tần số
(Frequency Stability) là khả năng hệ thống điện duy trì được tần số xác lập sau
khi xảy ra các kích động làm mất cân bằng công suất giữa nguồn điện và phụ tải
điện.
2. Cộng hưởng dưới
đồng bộ (cộng hưởng tần số thấp, Sub-Synchronous resonance) là hiện tượng tần
số dao động riêng của hệ thống điện cộng hưởng với tần số dao động riêng của tuabin tổ
máy phát điện làm tăng mô men xoắn tác động lên trục tuabin và rôto của tổ máy
phát điện.
3. Hệ thống điện quốc
gia đang vận hành ở chế độ bình thường hoặc sau khi sự cố đã được loại trừ phải
duy trì chế độ đồng bộ và đáp ứng tiêu chuẩn về ổn định hệ thống điện được quy
định tại Bảng 3 như sau:
Bảng
3
Tiêu
chuẩn về ổn định hệ thống điện
|
Dạng
ổn định
|
Tiêu
chuẩn ổn định
|
|
Ổn định quá độ
|
Góc pha của roto tổ
máy phát điện không được vượt quá 120 độ.
Dao động góc pha
roto tổ máy phát điện phải được dập tắt trong khoảng 20 giây sau khi sự cố
được loại trừ.
|
|
Ổn định tín hiệu
nhỏ
|
Hệ số suy giảm của
dao động (Damping Ratio) không được nhỏ hơn 5 %.
|
|
Ổn định điện áp
động
|
Trong thời gian 05
giây sau khi sự cố được loại trừ, điện áp tại điểm sự cố phải được phục hồi
ít nhất 75 % giá trị điện áp trước khi sự cố.
|
|
Ổn định điện áp
tĩnh
|
Hệ thống điện phải
có dự phòng công suất ít nhất 5% theo đặc tính P-V trong trường hợp 01 (một) phần
tử bị tách ra khỏi vận hành (N-1).
|
|
Ổn định tần số
|
Hệ thống điện phải
đảm bảo tiêu chuẩn về ổn định tần số đáp ứng theo quy định tại Khoản
1 Điều 4 Thông tư này.
|
Điều 6. Điện áp
1. Các cấp điện áp
danh định trong lưới điện truyền tải bao gồm 500 kV, 220 kV.
2. Trong điều kiện
làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền
tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải được quy
định tại Bảng 4 như sau:
Bảng
4
Điện
áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải
|
Cấp
điện áp
|
Chế
độ vận hành của hệ thống điện
|
|
Vận
hành bình thường
|
Sự
cố đơn lẻ
|
|
500
kV
|
475
÷ 525
|
450
÷ 550
|
|
220
kV
|
209
÷ 242
|
198
÷ 242
|
3. Trong trường hợp
hệ thống điện truyền tải bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong chế
độ vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc chế độ khôi phục hệ thống điện, cho phép mức
dao động điện áp trên lưới điện truyền tải tạm thời lớn hơn ± 10 % so với điện
áp danh định nhưng không được vượt quá ± 20 % so với điện áp danh định.
4. Trong thời gian sự
cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị
bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110 % điện áp danh định ở các pha không bị
sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.
Điều 7. Cân bằng pha[13]
1. Trong chế độ vận
hành bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá
3% điện áp danh định đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền
tải.
2. Cho phép thành phần
thứ tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện truyền tải trong một số thời điểm
vượt quá giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá
trị đo với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không
được vượt quá giới hạn quy định.
Điều 8. Sóng hài
1. [14] Sóng hài điện áp
a) Tổng biến dạng
sóng hài điện áp là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá
trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản được tính theo công thức sau:
N
Trong đó:
- THD: Tổng biến dạng
sóng hài điện áp;
- Vi: Giá trị hiệu dụng
của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- V1: Giá trị hiệu dụng
của điện áp bậc cơ bản (tần số 50 Hz).
b) Giá trị cực đại
cho phép của tổng biến dạng sóng hài điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao
gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
2. [15] Sóng hài dòng điện
a) Tổng biến dạng
sóng hài dòng điện là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện với
giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản ở chế độ phụ tải, công suất phát cực
đại được tính theo công thức sau:
Trong đó:
- TDD: Tổng biến dạng
sóng hài dòng điện;
- Ii: Giá trị hiệu dụng
của sóng hài dòng điện bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- IL: Giá trị hiệu dụng
của dòng điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải, công suất phát cực đại (phụ
tải, công suất phát cực đại là giá trị trung bình của 12 phụ tải, công suất
phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó, trường hợp đối với các đấu nối
mới hoặc không thu thập được giá trị phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng
với 12 tháng trước đó thì sử dụng giá trị phụ tải, công suất phát cực đại trong
toàn bộ thời gian thực hiện phép đo).
b) Giá trị cực đại
cho phép của tổng biến dạng sóng hài dòng điện do các thành phần sóng hài bậc
cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
3. Trong chế độ vận
hành bình thường, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đảm bảo tổng mức biến
dạng do sóng hài trên lưới điện truyền tải không vượt quá các giá trị quy định Khoản
1 Điều này.
4. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối với lưới điện
truyền tải không phát sóng hài lên lưới điện truyền tải vượt quá giá trị quy
định tại Khoản 2 Điều này.
5. Trường hợp tổng
mức biến dạng sóng hài có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1
hoặc Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị
truyền tải điện có quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra các giá trị sóng hài
hoặc thuê đơn vị thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho
thấy tổng mức biến dạng sóng hài vi phạm quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều
này, đơn vị nào gây ra nguyên nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu
toàn bộ chi phí kiểm tra, xác minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp
khắc phục.
6. [16] Cho phép đỉnh nhọn
bất thường của sóng hài trên lưới điện truyền tải vượt quá tổng biến dạng sóng
hài quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95 % giá trị đo
sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần
suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.
Điều 9. 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 5 như sau:
Bảng
5
Mức
nhấp nháy điện áp
|
Cấp
điện áp
|
Plt95%
|
Pst95%
|
|
220,
500 kV
|
0,6
|
0,8
|
Trong đó: Plt95% là ngưỡng giá trị của
Plt sao cho trong khoảng
95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá
trị này; Pst95% là ngưỡng giá trị của
Pst sao cho trong khoảng
95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá
trị này.
2. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm kiểm soát mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải
đảm bảo mức nhấp nháy điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị quy
định tại Bảng 5 trong chế độ vận hành bình thường. Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình với lưới điện
truyền tải không gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy
định tại Bảng 5.
3. Trường hợp cho
rằng mức nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1
Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện
có quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra mức nhấp nháy điện áp hoặc thuê đơn vị
thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp
nháy điện áp vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn vị nào gây ra nguyên
nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, xác
minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.
Điều
10. 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 6 Thông tư này.
2. Trong trường hợp
chuyển nấc phân áp dưới tải bằng tay, dao động điện áp tại điểm đấu nối với phụ
tải không được vượt quá giá trị điều chỉnh điện áp của nấc phân áp máy biến áp điều
áp dưới tải.
3. Cho phép mức điều
chỉnh điện áp mỗi lần tối đa là 5 % giá trị điện áp danh định, với điều kiện
việc điều chỉnh điện áp không được gây ra hỏng hóc thiết bị trên hệ thống điện
truyền tải và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
Điều
11. Chế độ nối đất trung tính
1. Chế độ nối đất
trung tính của lưới điện truyền tải là chế độ nối đất trực tiếp.
2. Trường hợp chế độ
nối đất trung tính của một số thiết bị trong lưới điện truyền tải thực hiện
khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
12. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố [17]
1. Dòng điện ngắn
mạch lớn nhất cho phép
a) Trị số dòng điện
ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ
chính trong hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 6 như sau:
Bảng
6
Dòng
điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ
chính
|
Cấp
điện áp
|
Dòng
điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)
|
Thời
gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính (ms)
|
|
500
kV
|
50
|
80
|
|
220
kV
|
50
|
100
|
b) Bảo vệ chính trang
thiết bị điện là bảo vệ chủ yếu và được lắp đặt, chỉnh định để thực hiện tác
động trước tiên, đảm bảo các tiêu chí về độ chọn lọc, độ tin cậy tác động và
thời gian tác động của hệ thống bảo vệ khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ
đối với trang thiết bị được bảo vệ;
c) Thanh cái 110 kV
của các trạm biến áp 500 kV, 220 kV trong lưới điện truyền tải được áp dụng
dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép là 40 kA.
2. Thiết bị đóng cắt
trên lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất
qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến
đưa thiết bị vào vận hành và chịu đựng được dòng điện ngắn mạch này trong thời
gian tối thiểu từ 01 giây trở lên.
3. Đối với tổ máy
thủy điện và nhiệt điện có công suất lớn hơn 30 MW, tổng giá trị điện kháng
siêu quá độ chưa bão hòa của tổ máy phát điện (Xd’’-%) và điện kháng
ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (Uk-%) tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu
quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn
40%.
Trường hợp không đáp
ứng được yêu cầu trên, chủ đầu tư có trách nhiệm tính toán, đầu tư và lắp đặt
thêm kháng điện để tổng giá trị của Xd’’, Uk và kháng điện tính trong hệ đơn vị tương đối
(đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được
nhỏ hơn 40%.
4. Các công trình
điện đấu nối vào hệ thống điện truyền tải có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm
đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép
quy định tại Bảng 6 thì chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng
các biện pháp để dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng
giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6.
5. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu
nối tại thời điểm hiện tại và theo tính toán trong ít nhất 10 năm tiếp theo để
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp
đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn
mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm
dự kiến đưa thiết bị vào vận hành.
Điều
13. 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
14. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải
1. Độ tin cậy của
lưới điện truyền tải được xác định bằng tỷ lệ sản lượng điện năng không cung
cấp được hàng năm do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm
cung cấp điện có kế hoạch và sự cố trên lưới điện truyền tải gây mất điện cho
khách hàng.
2. Sản lượng điện
năng không cung cấp được được tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị
ngừng, giảm cung cấp điện với thời gian ngừng, giảm cung cấp điện tương ứng
trong các trường hợp mất điện kéo dài trên 01 phút, trừ các trường hợp sau:
a) Ngừng, giảm cung
cấp điện do hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn;
b) Ngừng, giảm mức
cung cấp điện do sự kiện bất khả kháng (sự kiện xảy ra một cách khách quan
không thể kiểm soát được, không thể lường trước được và không thể tránh được
mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết trong khả năng cho phép).
3. Tỷ lệ sản lượng
điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong một năm được xác
định theo công thức sau:
Trong đó:
- kkccđ: Tỷ lệ sản lượng
điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong 01 năm;
- Ti: Thời gian ngừng,
giảm cung cấp điện lần i kéo dài trên 01 phút, được xác định bằng khoảng thời
gian từ lúc bắt đầu ngừng, giảm cung cấp cho tới lúc khôi phục được cung cấp
điện (giờ);
- Pi: Công suất phụ tải
trung bình bị ngừng, giảm cung cấp điện lần thứ i (kW);
- n: Số lần ngừng,
giảm cung cấp điện năm tính toán;
- Att: Tổng sản lượng điện
truyền tải qua lưới điện truyền tải trong năm tính toán (kWh).
Điều
15. 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:
Trong đó:
- ∆A: Tổn thất hàng
năm trên lưới điện truyền tải;
- Attnhận: Tổng lượng điện
năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng nhận từ tất cả
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại các điểm đấu nối với lưới điện
truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu qua lưới điện truyền tải;
- Attgiao: Tổng lượng điện
năng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng mà các Đơn vị
phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải tiếp nhận từ các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng
điện năng xuất khẩu qua lưới điện truyền tải.
Chương
III
DỰ
BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
Điều
16. 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 độc
lập và không nối lưới điện quốc gia. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện
quốc gia là cơ sở để lập kế hoạch phát triển hệ thống điện truyền tải hàng năm,
kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện, vận hành thị trường điện.
2. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện hệ thống điện quốc gia bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng,
tuần, ngày và chu kỳ giao dịch thị trường điện.
3. Trách nhiệm dự báo
nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ
thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền (Bắc, Trung, Nam) và tại các điểm
đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối
điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình,
bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị và nhu cầu phụ tải
điện tại từng trạm biến áp 110 kV;
c) Đơn vị bán buôn
điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện các số liệu dự báo nhu cầu xuất, nhập khẩu điện, trong đó bao gồm dự báo
nhu cầu xuất, nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm đấu nối phục vụ xuất,
nhập khẩu điện.
4. Đối với dự báo nhu
cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải và độ phân giải
của chu kỳ dự báo nhu cầu phụ tải điện, tùy theo từng giai đoạn phát triển và
yêu cầu của thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn
việc thực hiện quy định này.
Điều
17. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
1. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện năm được thực hiện cho 01 năm tới (năm N+1) và 01 năm tiếp theo (năm
N+2).
2. Số liệu phục vụ dự
báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu
cầu phụ tải điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển
hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;
b) Số liệu dự báo
xuất, nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày
điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.
3. Các yếu tố xét đến
khi dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Tốc độ tăng trưởng
kinh tế (GDP) của 02 năm tiếp theo được cơ quan có thẩm quyền công bố chính thức;
b) Số liệu dự báo nhu
cầu phụ tải điện và hệ số phụ tải hàng năm theo quy hoạch phát triển điện lực
đã được phê duyệt;
c) Các số liệu thống
kê về công suất, điện năng tiêu thụ, xuất, nhập khẩu điện trong ít nhất 05 năm
trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn
vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải;
d) Các giải pháp, mục
tiêu của các Chương trình tiết kiệm năng lượng và Quản lý nhu cầu điện;
đ) Những thông tin
cần thiết khác.
4. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia năm bao gồm: Công suất cực đại, điện
năng, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống
điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện
truyền tải với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 01
tháng 8 hàng năm, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn
vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm trong phạm vi quản lý theo
quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách
hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không
đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của năm trước
để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước ngày 01
tháng 9 hàng năm, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các
đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và
thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Khoản
4 Điều này.
Điều
18. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
1. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện tháng được thực hiện cho 01 tháng tới.
2. Số liệu phục vụ dự
báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu
cầu phụ tải điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển
hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;
b) Số liệu dự báo
xuất, nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày
điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.
3. Các yếu tố xét đến
khi dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện từng tháng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã công bố;
b) Các số liệu thống
kê về công suất, điện năng tiêu thụ, xuất nhập khẩu, phụ tải cực đại ban ngày
và buổi tối của tháng cùng kỳ năm trước và 03 tháng trước gần nhất của Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách
hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Các sự kiện có thể
gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện và các thông tin cần thiết khác.
4. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tháng bao gồm: Công suất cực đại, điện
năng, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện
quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền
tải với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 20 hàng
tháng, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn
điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số
liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản
2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách
hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không
đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tháng
trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm để dự báo nhu cầu phụ tải
điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước 07 ngày làm
việc cuối cùng hàng tháng, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện
được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống
điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng theo quy định
tại Khoản 4 Điều này.
Điều
19. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
1. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện tuần được thực hiện cho 02 tuần tới.
2. Số liệu phục vụ dự
báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất với
chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của Đơn vị phân phối
điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống
điện.
3. Các yếu tố xét đến
khi dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện tuần trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng và dự báo nhu cầu
phụ tải điện của tuần trước đó đã công bố;
b) Các số liệu thống
kê về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối
trong 04 tuần trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán
lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Dự báo thời tiết
của các ngày trong 02 tuần tới, các ngày lễ, tết và các sự kiện có thể gây biến
động lớn đến nhu cầu phụ tải điện.
4. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tuần bao gồm: Điện năng, công suất với
chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của hệ thống điện quốc
gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải
với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước 10h00 thứ Ba
hàng tuần, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng
sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu
phụ tải điện tuần trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị
phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận
điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số
liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tuần trước hoặc kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện tháng để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước 15h00 thứ
Năm hàng tuần, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn
vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị
trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần theo quy định tại Khoản 4 Điều
này.
Điều
20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày
1. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện ngày được thực hiện cho 02 ngày tới.
2. Các yếu tố xét đến
khi dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần và dự báo nhu cầu phụ
tải điện của ngày hôm trước đã công bố;
b) Các số liệu công
suất, điện năng thực tế của hệ thống điện trong 07 ngày trước; trường hợp ngày
lễ, tết phải sử dụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;
c) Dự báo thời tiết
của 02 ngày tới và các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia ngày bao gồm các số liệu sau: Điện
năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống
điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện
phân phối.
4. Trước 10h00 hàng
ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn
thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường
điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày theo quy định tại Khoản 3 Điều này.
Điều
21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện
1. Dự báo nhu cầu phụ
tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện được thực hiện cho 01 (một) chu kỳ
giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo.
2. Các yếu tố xét đến
khi dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày và kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện trước đó đã công bố;
b) Các số liệu công
suất, điện năng thực tế của hệ thống điện cùng kỳ tuần trước;
c) Dự báo thời tiết
tại thời điểm gần nhất;
d) Các thông tin cần
thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu
cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Công suất và sản
lượng của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam cho
chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo;
b) Công suất và sản
lượng tại từng điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối
cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 8 chu kỳ giao dịch tiếp theo.
4. Chậm nhất 15 phút
trước chu kỳ giao dịch tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ
thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao
dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều này.
Chương
IV
[18](được bãi bỏ)
Chương
V
ĐẤU
NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Mục
1. NGUYÊN TẮC CHUNG
Điều
26. 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 hệ thống điện truyền tải.
2. Tuỳ thuộc vào cấu
trúc của lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định như sau:
a) Đối với đường dây
trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối
vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện;
b) Đối với cáp ngầm, điểm
đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân
phân phối của nhà máy điện.
3. Trường hợp điểm
đấu nối khác với quy định tại Khoản 2 Điều này, điểm đấu nối thay thế do hai
bên tự thỏa thuận.
4. Điểm đấu nối phải
được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong Thoả
thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
Điều
27. 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 điểm đấu nối phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có
liên quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
3. Tài sản thuộc sở hữu
của bên nào thì bên đó có trách nhiệm đầu tư, xây dựng, quản lý và vận hành
theo các tiêu chuẩn và quy định của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa thuận
khác.
Điều
28. 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 phát triển điện lực và kế hoạch đầu tư đã được duyệt, đảm bảo trang thiết
bị lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo
quy định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy
định tại Chương này.
2. Việc đấu nối trang
thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải vào lưới điện truyền tải phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện
lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, đảm bảo trang thiết bị
lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy
định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật chung và cụ thể tại điểm
đấu nối quy định tại Chương này.
3. [19] Trường hợp phương án
đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực
đã được phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách
hàng có nhu cầu đấu nối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo
quy định.
4. Đơn vị truyền tải
điện và khách hàng có đề nghị đấu nối phải có Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy
định tại Thông tư này, bao gồm những nội dung chính sau:
a) Vị trí điểm đấu
nối;
b) Các nội dung kỹ
thuật liên quan đến điểm đấu nối;
c) Tiến độ thời gian
hoàn thành đấu nối;
d) Trách nhiệm đầu
tư, quản lý vận hành;
đ) Các nội dung
thương mại của Thỏa thuận đấu nối.
5. Đơn vị truyền tải
điện có quyền từ chối đề nghị đấu nối trong các trường hợp sau:
a) Trang thiết bị,
lưới điện của khách hàng có đề nghị đấu nối không đáp ứng các yêu cầu vận hành
và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Thông tư này và các quy chuẩn kỹ thuật ngành
có liên quan;
b) Đề nghị đấu nối
không đúng với quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt.
6. Đơn vị truyền tải
điện có quyền tách đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi
lưới điện truyền tải trong trường hợp khách hàng vi phạm các yêu cầu kỹ thuật
và yêu cầu vận hành theo quy định tại Thông tư này hoặc các vi phạm quy định về
an toàn, vận hành trên tài sản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có
thể gây ảnh hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải. Trường hợp hai bên
không thống nhất về việc tách đấu nối thì phải thực hiện trình tự, thủ tục giải
quyết tranh chấp quy định tại Chương IX Thông tư này.
7. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi, nâng cấp thiết bị hoặc
thay đổi sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến
vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải hoặc các thiết bị điện của Đơn vị
truyền tải điện tại điểm đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải
thông báo bằng văn bản và phải được Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có
quyền điều khiển thống nhất kế hoạch trước khi thực hiện.
8. Những thay đổi
liên quan đến điểm đấu nối trong quá trình đầu tư, vận hành phải được cập nhật
trong hồ sơ về điểm đấu nối và Thoả thuận đấu nối đã ký.
9. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm lưu trữ các số liệu về chế độ làm việc,
công tác vận hành, duy tu, bảo dưỡng và các sự cố trên các phần tử thuộc phạm
vi quản lý của mình trong thời hạn 05 năm. Khi Đơn vị truyền tải điện yêu cầu,
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các
thông tin cần thiết liên quan đến sự cố xảy ra trên các phần tử thuộc phạm vi
quản lý của mình. Đối với các đấu nối phục vụ mua bán, trao đổi điện với nước
ngoài hoặc đấu nối giữa nhà máy điện nằm ngoài lãnh thổ Việt Nam với hệ thống
điện quốc gia, các yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu vận hành đối với thiết bị đấu nối
vào lưới điện truyền tải được thực hiện theo thứ tự ưu tiên như sau:
a) Thực hiện theo các
quy định, điều ước và cam kết quốc tế mà Việt Nam tham gia;
b) Thỏa thuận thống
nhất cụ thể giữa các bên liên quan để đáp ứng tối đa các yêu cầu, quy định kỹ
thuật về hệ thống điện của mỗi nước và đảm bảo vận hành lưới điện liên kết,
lưới điện đấu nối được an toàn, tin cậy và ổn định.
Mục
2. YÊU CẦU KỸ THUẬT CHUNG ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
29. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
1. Sơ đồ đấu nối điện
chính phải bao gồm các thiết bị điện từ cấp điện áp trung áp đến siêu cao áp
tại điểm đấu nối và thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện
phải được mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Cấp điều độ có
quyền điều khiển đánh số thiết bị theo quy định tại Quy trình thao tác trong hệ
thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Máy cắt có liên hệ
trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm
phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp
ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện
lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
3. Các thiết bị trực
tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng điện
ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo tính toán và thông báo
của Đơn vị truyền tải điện đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện
trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm
tiếp theo.
4. Máy cắt thực hiện
thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị thiết bị
kiểm tra hoà đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị
dao cách ly kèm theo các phương tiện khoá liên động để đảm bảo an toàn trong
quá trình vận hành và khi bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị.
Điều
30. Yêu cầu đối với hệ thống rơ le bảo vệ
1. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thiết kế, lắp
đặt, chỉnh định và thử nghiệm hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý đảm
bảo đáp ứng các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy, tính chọn lọc và tin cậy
khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy.
2. Việc phối hợp
trang bị, lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối phải được thỏa
thuận giữa Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải không tự ý thay đổi thiết bị bảo vệ và các giá trị
cài đặt của thiết bị rơ le bảo vệ khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có
quyền điều khiển.
3. Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm ban hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi
lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện và thông qua các trị số chỉnh
định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơle bảo vệ của
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
4. Thời gian tối đa
loại trừ sự cố trên các phần tử trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải bằng các bảo vệ chính không vượt quá các giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này.
5. Trường hợp thiết
bị bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với
thiết bị bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng
các yêu cầu của Đơn vị truyền tải điện về kết nối và được sự chấp thuận của Cấp
điều độ có quyền điều khiển.
6. Trường hợp lưới
điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị rơ le bảo
vệ trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể được phép
gửi lệnh đi cắt các máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải được sự chấp
thuận của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các
máy cắt này và phải được ghi trong Thỏa thuận đấu nối.
7. Độ tin cậy tác
động của hệ thống rơ le bảo vệ không nhỏ hơn 99 %.
8. Ngoài các yêu cầu
quy định từ Khoản 1 đến Khoản 7 Điều này, hệ thống rơ le bảo vệ của Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện phải đáp ứng thêm các
yêu cầu sau:
a) Nhà máy điện phải
được trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác;
b) Nhà máy điện phải
được trang bị hệ thống giám sát ghi sự cố có chức năng đồng bộ thời gian GPS
(Global Positioning System);
c) Nhà máy điện có
tổng công suất đặt từ 300 MW trở lên, phải được trang bị thiết bị có chức năng
đo góc pha (PMU - Phasor Measurement Unit) và đồng bộ thời gian GPS (Global
Positioning System). Nhà máy điện có tổng công suất đặt dưới 300 MW, việc trang
bị PMU phải theo tính toán và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện;
d) Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không phải Đơn vị phát điện có
trách nhiệm trang bị, lắp đặt thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha theo tính
toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo kết nối tương
thích, tin cậy, ổn định với hệ thống ghi sự cố và đo góc pha đặt tại Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách
nhiệm tích hợp thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha của Đơn vị truyền tải điện
và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với hệ thống đặt tại Cấp điều độ có
quyền điều khiển;
đ) Trong quá trình
vận hành, khi có nhu cầu nâng cấp, thay thế thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc
pha, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách
nhiệm thông báo và thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi
thực hiện;
e) Đường dây truyền
tải điện cấp điện áp từ 220 kV trở lên đấu nối tổ máy phát điện hoặc sân phân
phối của nhà máy điện phải có 02 kênh truyền thông tin liên lạc độc lập về vật
lý phục vụ cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với
thời gian truyền không lớn hơn 20 ms;
g) Khách hàng sử dụng
điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt
rơ le tần số thấp trong phạm vi quản lý phục vụ tự động sa thải phụ tải theo
tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
9. Phạm vi, cách bố
trí và yêu cầu kỹ thuật đối với các thiết bị rơ le bảo vệ cho tổ máy phát điện,
máy biến áp, thanh cái và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải theo Quy
định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà
máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
31. Yêu cầu đối với hệ thống thông tin
1. [20] Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống
thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này với hệ
thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển;
đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống
SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ
thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu
phục vụ công tác điều độ, vận hành trong hệ thống điện truyền tải gồm kênh trực
thông, điện thoại, DIM và mạng máy tính.
2. Hệ thống thông tin
của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông
tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khách hàng có thể
thoả thuận sử dụng hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện hoặc của các
nhà cung cấp khác để kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều
khiển để đảm bảo thông tin liên tục và tin cậy phục vụ vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
3. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý
lưới điện truyền tải để phục vụ việc quản lý, vận hành hệ thống điện và thị
trường điện; phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để thiết lập đường
truyền thông tin về Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải các yêu cầu về dữ liệu thông tin, truyền dữ
liệu và giao diện thông tin cần thiết phục vụ vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
5. Cấp điều độ có
quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ
thống thông tin, dữ liệu của khách hàng vào hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có
do đơn vị quản lý.
Điều
32. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
1. [21] Trạm biến áp có cấp
điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và nhà
máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển
phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết nối độc lập về mặt vật
lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. [22] Trạm biến áp có cấp
điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các
nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã kết nối và được điều khiển,
thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và
thiết lập một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và
hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển.
3. Trường hợp nhà máy
điện, trạm biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có
trách nhiệm chia sẻ thông tin để phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.
4. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt,
quản lý, vận hành thiết bị đầu cuối RTU/Gateway trong phạm vi quản lý, đường
truyền dữ liệu hoặc thuê đường truyền dữ liệu của đơn vị cung cấp dịch vụ để
đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu liên tục, đầy đủ, tin cậy về hệ thống SCADA của
Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển
(nếu có).
5. Thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối được với hệ thống
SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều
khiển (nếu có).
6. Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp các dữ liệu theo danh sách dữ liệu đã
thoả thuận với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải vào hệ thống SCADA của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều
khiển để cấu hình, thiết lập cơ sở dữ liệu trên hệ thống của mình đảm bảo sự
tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều
khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).
7. Trường hợp hệ
thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển có sự thay đổi về công nghệ và
được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời điểm ký Thoả thuận đấu nối dẫn
đến phải thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp thực hiện các hiệu chỉnh cần
thiết để các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải tương thích với các thay đổi của hệ thống SCADA. Đơn vị truyền
tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, nâng
cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway để đảm bảo kết nối tương
thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Trong quá trình
vận hành, khi có nhu cầu nâng cấp, mở rộng hệ thống điều khiển, thiết bị đầu
cuối RTU/Gateway, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải có trách nhiệm thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi
thực hiện nâng cấp, mở rộng.
9. Yêu cầu danh sách dữ
liệu, yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đầu cuối RTU/Gateway được quy định cụ thể
tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều
tiết điện lực ban hành.
Điều
33. Nối đất trung tính máy biến áp
1. Cuộn dây phía cao
áp của máy biến áp ba pha hoặc 03 (ba) máy biến áp một pha đấu nối vào lưới
điện truyền tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối
đất.
2. Việc nối đất trung
tính máy biến áp phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị
quy định tại Điều 13 Thông tư này.
Điều
34. 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 vị
trí đo đếm chính không nhỏ hơn 0,9 trong trường hợp nhận công suất phản kháng
và không nhỏ hơn 0,98 trong trường hợp phát công suất phản kháng.
2. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có
quyền điều khiển các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng trong
lưới điện của mình (nếu có), bao gồm:
a) Công suất phản
kháng định mức và dải điều chỉnh;
b) Nguyên tắc điều
chỉnh công suất phản kháng.
Điều
35. Độ dao động phụ tải điện
Tốc độ thay đổi công
suất tiêu thụ của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải trong 01 phút không được vượt quá 10 % công suất tiêu thụ khi đang
vận hành ở chế độ bình thường, trừ trường hợp Khách hàng sử dụng điện có thể điều
chỉnh nhu cầu sử dụng điện theo yêu cầu hoặc có thỏa thuận khác với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
36. Hệ thống tự động sa thải phụ tải [23]
1. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan để thống
nhất lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống sa thải phụ tải tự động
trong hệ thống điện của mình theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền
điều khiển.
2. Hệ thống sa thải
phụ tải tự động phải được thiết kế, chỉnh định đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Độ tin cậy không
nhỏ hơn 99%;
b) Việc sa thải không
thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ
hệ thống điện;
c) Trình tự sa thải
và lượng công suất sa thải phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có quyền điều
khiển, không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có sự cho phép
của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trình tự khôi phục
phụ tải điện phải tuân thủ theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều
khiển.
Điều
37. Yêu cầu đối với Trung tâm điều khiển
1. Yêu cầu kỹ thuật
chung
a) Hệ thống giám sát,
điều khiển và hệ thống thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được
trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm
điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;
b) Hệ thống giám sát,
điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và
đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện và thiết bị
đóng cắt trên lưới điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều
độ có quyền điều khiển;
c) Trung tâm điều
khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường
hợp mất nguồn điện từ hệ thống điện quốc gia.
d) [24] Tổng công suất định
mức của các nhà máy điện thuộc Trung tâm điều khiển không vượt quá công suất
định mức của tổ máy phát điện lớn nhất đang vận hành phát điện trong hệ thống
điện quốc gia do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
2. [25] Yêu cầu kết nối của
Trung tâm điều khiển
a) Yêu cầu về kết nối
hệ thống thông tin
- Có một đường truyền
dữ liệu kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách
nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;
- Có hai đường truyền
dữ liệu (một đường truyền làm việc, một đường truyền dự phòng) kết nối với hệ
thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển
thực hiện điều khiển từ xa;
- Các phương tiện
thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ giữa Các cấp điều độ có
quyền điều khiển với Trung tâm điều khiển gồm trực thông, điện thoại, DIM, mạng
máy tính. Thông tin liên lạc tối thiểu giữa Trung tâm điều khiển với các nhà
máy điện, trạm điện gồm trực thông, điện thoại và mạng máy tính.
b) Yêu cầu về kết nối
hệ thống SCADA
- Có một kết nối với
hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều
độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;
- Có hai kết nối với
thiết bị đầu cuối RTU hoặc Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm
điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều
khiển từ xa.
c) Trung tâm điều
khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát
an ninh tại nhà máy điện, trạm điện.
3. Nhà máy điện, trạm
điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều
khiển, thao tác từ xa phải được trang bị hệ thống giám sát, điều khiển, camera
và thông tin viễn thông để truyền, kết nối dữ liệu ổn định, tin cậy và liên tục
với Trung tâm điều khiển đáp ứng các yêu cầu tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
Mục
3. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN VÀ NHIỆT ĐIỆN
Điều
38. Yêu cầu khả năng huy động, điều khiển công suất tổ máy phát điện
1. [26] Nhà máy điện có công
suất lắp đặt trên 30 MW phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, hệ
thống AGC đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển
công suất tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều
khiển từ xa công suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện. Đối với các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán
một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia, sự cần thiết của việc trang
bị hệ thống AGC được các bên thỏa thuận và ghi rõ trong Thảo thuận đấu nối. Yêu
cầu kỹ thuật cụ thể về kết nối tín hiệu hệ thống AGC của tổ máy phát điện với
hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được
quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do
Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ
số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,9 (ứng
với chế độ nhận công suất phản kháng) tại đầu cực của máy phát điện, phù hợp
với đặc tính công suất phản kháng của tổ máy.
3. [27] Tổ máy phát điện của
nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp khi
tần số lệch ra khỏi dải chết của hệ thống điều tốc và đáp ứng ít nhất 50% công
suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 15 giây đầu tiên, 100% công suất
điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 30 giây và duy trì công suất này tối
thiểu 15 giây tiếp theo. Công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy được
tính toán theo độ lệch tần số thực tế, lượng công suất khả dụng còn lại của tổ
máy, giới hạn khả năng đáp ứng sơ cấp theo công nghệ của tổ máy và các thông số
cài đặt do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu cầu.
4. Trong chế độ vận
hành bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải
trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này
không được ảnh hưởng đến lượng công suất tác dụng đang phát và khả năng phát
toàn bộ công suất phản kháng của tổ máy phát điện.
5. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức
trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 46 Hz đến dưới 49 Hz
và trên 51 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ
yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa
công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành
phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW hoặc nhà máy điện
đấu nối vào lưới điện truyền tải tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
theo quy định tại Bảng 7 như sau:
Bảng
7
Thời
gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ
thống điện
|
Dải
tần số của hệ thống điện
|
Thời
gian duy trì tối thiểu
|
|
Nhà
máy thủy điện
|
Nhà
máy nhiệt điện
|
|
Từ 46 Hz đến 47,5
Hz
|
20
giây
|
Không
yêu cầu
|
|
Trên 47,5 Hz đến
48,0 Hz
|
10
phút
|
10
phút
|
|
Trên 48 Hz đến dưới
49 Hz
|
30
phút
|
30
phút
|
|
Từ 49 Hz đến 51 Hz
|
Phát
liên tục
|
Phát
liên tục
|
|
Trên 51 Hz đến 51,5
Hz
|
30
phút
|
30
phút
|
|
Trên 51,5 Hz đến 52
Hz
|
03
phút
|
01
phút
|
6. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ
thống điện theo quy định tại Điều 7 Thông tư này và chịu
được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không xuất hiện trong thời
gian loại trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần máy phát bằng bảo vệ dự
phòng có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách ra khỏi vận hành.
7. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:
a) Tải không cân bằng
giữa ba pha từ 10 % trở xuống;
b) Hệ số đáp ứng của
kích từ đối với tổ máy phát điện đồng bộ lớn hơn 0,5 %;
c) Dòng điện thứ tự
nghịch nhỏ hơn 5 % dòng điện định mức.
8. [28] Tổ máy phát điện của
nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống điện
trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500
miligiây.
Điều
39. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện
1. Hệ thống kích từ
của tổ máy phát điện phải đảm bảo cho tổ máy phát điện có thể làm việc với dải
hệ số công suất quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này.
Hệ thống kích từ phải đảm bảo cho tổ máy phát điện vận hành ở công suất biểu
kiến định mức (MVA) trong dải ± 5 % điện áp định mức tại đầu cực máy phát.
2. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện phải được trang bị AVR hoạt động liên tục có khả năng giữ điện
áp đầu cực với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức trong toàn bộ dải
làm việc cho phép của máy phát điện.
3. AVR phải có khả
năng bù lại sự sụt áp trên máy biến áp đầu cực và đảm bảo sự phân chia ổn định
công suất phản kháng giữa các máy phát điện cùng nối vào một thanh cái chung.
4. AVR phải cho phép
cài đặt các giới hạn về:
a) Dòng điện kích từ
tối thiểu;
b) Dòng điện kích từ
tối đa.
5. Khi điện áp đầu
cực máy phát điện nằm trong dải từ 80 đến 120 % điện áp định mức và tần số hệ
thống nằm trong dải từ 47,5 đến 52 Hz, trong thời gian tối đa 0,1 giây hệ thống
kích từ tổ máy phát điện phải có khả năng tăng dòng điện và điện áp kích từ tới
các giá trị như sau:
a) Đối với tổ máy
phát điện của nhà máy thủy điện: 1,8 lần giá trị định mức;
b) Đối với tổ máy
phát điện của nhà máy nhiệt điện: 2,0 lần giá trị định mức.
6. Tốc độ thay đổi
điện áp kích từ không được thấp hơn 2,0 lần so với điện áp kích từ định
mức/giây khi tổ máy phát điện mang tải định mức.
7. Tổ máy phát điện
có công suất trên 30 MW phải trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện (Power
System Stabiliser - PSS) có khả năng làm suy giảm các dao động có tần số trong
dải từ 0,1 Hz đến 5 Hz góp phần nâng cao ổn định hệ thống điện. Đơn vị phát
điện phải cài đặt, hiệu chỉnh các thông số của thiết bị PSS theo tính toán của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo thiết bị PSS có hệ
số suy giảm dao động (Damping ratio) không nhỏ hơn 5%. Đối với các tổ máy phát
điện có trang bị thiết bị PSS, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đưa thiết bị PSS
vào hoạt động theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều
40. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện
1. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ
cấp trong hệ thống điện quốc gia.
2. Tổ máy phát điện
của nhà máy điện phải được trang bị hệ thống điều tốc tác động nhanh đáp ứng
được sự thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường. Hệ
thống điều tốc phải có khả năng tiếp nhận và thực hiện các lệnh tăng, giảm hoặc
thay đổi điểm đặt công suất từ hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện, trừ trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện không có yêu cầu.
3. Hệ thống điều tốc
của tổ máy phát điện phải có khả năng chỉnh định giá trị hệ số tĩnh của đặc
tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5 %. Giá trị cài đặt của hệ số tĩnh của đặc
tính điều chỉnh do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán
và xác định.
4. Trừ các tổ máy
phát điện đuôi hơi của nhà máy điện chu trình hỗn hợp, giá trị nhỏ nhất có thể
đặt được của dải chết hệ thống điều tốc của các tổ máy phát điện phải nằm trong
phạm vi ± 0,05 Hz. Giá trị dải chết hệ thống điều tốc của từng tổ máy phát điện
sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định
trong quá trình đấu nối và vận hành.
5. Hệ thống điều
khiển bộ điều tốc phải cho phép cài đặt các giới hạn và các bảo vệ chống vượt
tốc như sau:
a) Đối với các tua
bin hơi: Từ 104 % đến 112 % tốc độ định mức;
b) Đối với tua bin
khí và thuỷ điện: Từ 104% đến 130% tốc độ định mức;
c) Trường hợp tổ máy
phát điện vận hành trong khu vực lưới điện đang tạm thời bị tách khỏi hệ thống
điện truyền tải quốc gia nhưng vẫn tiếp tục cấp điện cho khách hàng thì hệ
thống điều tốc máy phát điện phải duy trì được sự ổn định tần số cho khu vực
lưới điện đã tách ra.
Điều
41. Khởi động đen
1. Tại các vị trí
quan trọng trong hệ thống điện truyền tải, một số nhà máy điện phải có khả năng
khởi động đen. Yêu cầu về trang bị khả năng khởi động đen phải được ghi rõ
trong Thỏa thuận đấu nối.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các vị trí quan trọng
trong hệ thống điện quốc gia phải xây dựng các nhà máy điện có khả năng khởi
động đen và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện trong quá
trình thỏa thuận đấu nối để xác định các yêu cầu cụ thể về khởi động đen đối
với từng nhà máy điện.
Mục
4. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ, NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI
Điều
42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời [29]
1. Nhà máy điện gió,
nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng
theo các chế độ sau:
a) Chế độ phát tự do:
Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng
lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);
b) Chế độ điều khiển
công suất phát:
Nhà máy điện gió, nhà
máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều độ
trong các trường hợp sau:
- Trường hợp nguồn
năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì
phát công suất lớn nhất có thể;
- Trường hợp nguồn
năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều
độ thì phát công suất đúng giá trị giới hạn theo lệnh điều độ với sai số trong
dải ± 01 % công suất định mức.
2. Nhà máy điện gió,
nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì
vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận
hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:
Bảng
8
Thời
gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió, nhà máy điện
mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
Dải
tần số của hệ thống điện
|
Thời
gian duy trì tối thiểu
|
|
Từ 47,5 Hz đến 48,0
Hz
|
10
phút
|
|
Trên 48 Hz đến dưới
49 Hz
|
30
phút
|
|
Từ 49 Hz đến 51 Hz
|
Phát
liên tục
|
|
Trên 51 Hz đến 51,5
Hz
|
30
phút
|
|
Trên 51,5 Hz đến 52
Hz
|
01
phút
|
3. Khi tần số hệ
thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng
giảm công suất tác dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop
characteristics) trong dải từ 02 % đến 10 %. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối
của đường đặc tuyến tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác
định. Quá trình giảm công suất tác dụng này phải ghi nhận bắt đầu suy giảm
không muộn hơn 02 giây khi ghi nhận tần số trên 50,5 Hz và phải hoàn thành
trong vòng 15 giây.
4. Nhà máy điện gió,
nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc
tính như hình vẽ dưới đây và mô tả tại điểm a và điểm b khoản này:
a) Trường hợp nhà máy
điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất tác dụng định mức
và điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10
% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công
suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất
phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại phía cao áp
của máy biến áp tăng áp của nhà máy hoặc tại điểm đo lường phân tách công suất
phản kháng của từng Nhà máy trong trường hợp nhiều nhà máy cùng nối vào 01 máy
biến áp tăng áp ứng với công suất định mức;
b) Trường hợp nhà máy
điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có
thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của
nhà máy điện.
5. Chế độ điều khiển
điện áp và công suất phản kháng:
a) Nhà máy điện gió,
nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng
theo các chế độ sau:
- Chế độ điều khiển
điện áp theo giá trị đặt điện áp, đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính
quan hệ điện áp/công suất phản kháng);
- Chế độ điều khiển
theo giá trị đặt công suất phản kháng;
- Chế độ điều khiển
theo hệ số công suất.
b) Nếu điện áp tại
phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh
định, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh
điện áp tại phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5 %
điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản
kháng của tổ máy phát điện còn nằm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành
trong thời gian không quá 05 giây.
6. Nhà máy điện gió,
nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì
vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng
áp của nhà máy điện trong thời gian như sau:
a) Điện
áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;
b) Điện
áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công
thức sau:
Tmin = 4 x U - 0,6
Trong đó:
- Tmin (giây):
Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;
- U (pu):
Điện áp thực tế tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện tính theo
đơn vị pu (đơn vị tương đối);
c) Điện
áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải
duy trì vận hành phát điện liên tục;
d) Điện
áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải
duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;
đ) Điện
áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải
duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.
7. Độ mất
cân bằng pha, tổng biến dạng sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện
gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà
máy điện không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 7, Điều 8
và Điều 9 Thông tư này.
8. Nhà
máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều
khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều
khiển công suất tổ máy (AGC) của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
9. Nhà
máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên
tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung
thời gian 500 miligiây.
10. Khi
điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện nằm ngoài dải ± 10
% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng thiết lập chế độ ưu tiên
phát dòng điện phản kháng (khi điện áp thấp) hoặc hút dòng điện phản kháng (khi
điện áp cao) để hỗ trợ hệ thống điện trong quá trình sự cố, dòng điện phản
kháng có khả năng thay đổi từ 0 % đến 10 % dòng điện định mức của nhà máy cho
mỗi 01 % điện áp thay đổi với sai số không quá 20 % (tốc độ thay đổi do cấp điều
độ có quyền điều khiển tính toán xác định), thời gian hoàn thành đáp ứng không
trễ hơn 100 miligiây.
11. Sau
khi sự cố được loại trừ và hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường,
nhà máy điện phải đảm bảo:
a) Nhà
máy điện phải có khả năng khôi phục công suất tác dụng để quay trở về chế độ
vận hành trước sự cố với tốc độ tăng công suất tác dụng không nhỏ hơn 30 % công
suất định mức trên 01 giây và không lớn hơn 200 % công suất định mức trên 01
giây;
b) Trường
hợp các tổ máy tuabin gió hoặc các inverter của nhà máy điện mặt trời bị ngừng
vận hành khi sự cố hệ thống điện duy trì lớn hơn thời gian yêu cầu nối lưới tối
thiểu, quá trình hòa lại của các tổ máy này không được sớm hơn 03 phút sau khi
hệ thống điện quay về trạng thái vận hành bình thường và tốc độ khôi phục công
suất tác dụng không lớn hơn 10 % công suất định mức trên 01 phút.
12. Nhà
máy điện phải duy trì nối lưới khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp
của nhà máy điện xuất hiện dao động góc pha điện áp (Phase Swing) tức thời lên
đến 20 độ trong khoảng thời gian 100 miligiây mà không bị gián đoạn phát điện
hay suy giảm công suất phát.
Mục 5. TRÌNH TỰ THỎA THUẬN ĐẤU NỐI
Điều 43. Trình tự thoả 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.
2. Hồ sơ
đề nghị đấu nối bao gồm:
a) Văn
bản đề nghị đấu nối, kèm theo các nội dung theo mẫu quy định tại các Phụ lục 1A, 1B, 1C ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Các
tài liệu kỹ thuật về các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các thay đổi dự
kiến tại điểm đấu nối hiện tại;
c) Thời
gian dự kiến hoàn thành dự án, số liệu kinh tế - kỹ thuật của dự án đấu nối mới
hoặc thay đổi đấu nối hiện tại.
3. Sau
khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị truyền tải điện có
trách nhiệm:
a) Xem
xét các yêu cầu liên quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;
b) Chủ
trì thực hiện đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện,
nhà máy điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối đối với lưới điện truyền tải,
bao gồm các nội dung chính sau:
- Tính
toán các chế độ xác lập cho lưới điện khu vực đề nghị đấu nối trong giai đoạn
10 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả
năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải khu vực;
- Tính
toán, đánh giá dòng điện ngắn mạch tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền
tải;
- Xác
định cụ thể các ràng buộc, hạn chế do đấu nối mới có thể ảnh hưởng đến việc vận
hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải;
- Đánh
giá khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại
Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.
c) Dự
thảo Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Phụ lục 2
ban hành kèm theo Thông tư này, gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và Cấp điều
độ có quyền điều khiển;
d) Chậm
nhất sau 15 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và
hợp lệ của khách hàng, gửi văn bản đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển và các
đơn vị có liên quan có ý kiến chính thức về các nội dung chính sau:
- Đánh
giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải;
- Các nội
dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị điện tại điểm đấu nối, yêu
cầu phục vụ vận hành, điều độ đối với các tổ máy phát điện, yêu cầu về trang bị
hệ thống sa thải phụ tải theo tần số đối với khách hàng sử dụng điện để đảm bảo
đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Chương II và
Chương V Thông tư này;
- Dự thảo
Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục Thông tư này.
4. Cấp điều
độ có quyền điều khiển có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện để
thực hiện đánh giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải theo
các nội dung quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều này.
5. Khách
hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết
khác cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để xác định
các đặc tính kỹ thuật, yêu cầu kỹ thuật cần thiết khác đảm bảo vận hành an
toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền tải.
6. Trong
thời hạn 20 ngày làm việc kể từ khi nhận được đề nghị của Đơn vị truyền tải
điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có trách nhiệm
gửi ý kiến góp ý bằng văn bản đối với các nội dung quy định tại Điểm d Khoản 3
và Khoản 4 Điều này cho Đơn vị truyền tải điện.
7. Sau
khi nhận được ý kiến góp ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị
liên quan khác, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thiện dự thảo Thỏa
thuận đấu nối, thoả thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối các yêu
cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và cùng khách hàng ký Thỏa thuận đấu nối.
8. Thoả
thuận đấu nối được lập thành 04 bản, mỗi bên giữ 02 bản. Đơn vị truyền tải có
trách nhiệm gửi 01 bản sao cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, và các đơn vị
liên quan để phối hợp thực hiện trong quá trình đầu tư xây dựng, đóng điện chạy
thử và vận hành chính thức.
9. Thời
gian xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối, thỏa thuận các nội dung liên quan và ký Thỏa
thuận đấu nối thực hiện theo quy định tại Điều 44 Thông tư này.
10.
Trường hợp khách hàng có nhu cầu đấu nối vào lưới điện hoặc thiết bị của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách
nhiệm thoả thuận trực tiếp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải này. Trước khi
thoả thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối về phương án đấu nối,
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải sở hữu thiết bị có trách nhiệm phối hợp
với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thiết bị
của khách hàng có nhu cầu đấu nối đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật của thiết
bị tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này. Các nội dung phát sinh liên quan
đến đấu nối mới với khách hàng có nhu cầu đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải có trách nhiệm cập nhật các nội dung này vào Thỏa thuận đấu nối đã
ký với Đơn vị truyền tải điện.
11.
Trường hợp đấu nối vào thanh cái cấp điện áp 110 kV hoặc trung áp thuộc các
trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong phạm vi quản lý của Đơn vị truyền tải
điện, trình tự và thủ tục thỏa thuận đấu nối được thực hiện theo quy định từ Khoản
1 đến Khoản 9 Điều này.
Điều 44. Thời hạn xem xét và ký thoả thuận đấu nối
Thời hạn
để thực hiện các bước đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối được quy định tại Bảng
9 như sau:
Bảng 9
Thời hạn xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối
|
Các
nội dung thực hiện
|
Thời
gian thực hiện
|
Trách
nhiệm thực hiện
|
|
Gửi hồ sơ đề nghị
đấu nối đầy đủ và hợp lệ
|
|
Khách hàng có nhu
cầu đấu nối
|
|
Xem xét hồ sơ đề
nghị đấu nối, chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối và gửi lấy ý kiến các đơn
vị
|
Không quá 35 ngày
làm việc kể từ khi nhận hồ sơ đầy đủ và hợp lệ
|
Đơn vị truyền tải
điện chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên
quan
|
|
Hoàn thiện dự thảo
Thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận thống nhất và ký kết Thỏa thuận đấu nối
|
Không quá 20 ngày
làm việc kể từ khi nhận được ý kiến góp ý của các đơn vị liên quan
|
Đơn vị truyền tải điện
và khách hàng có nhu cầu đấu nối
|
Mục
6. THỰC HIỆN THỎA THUẬN ĐẤU NỐI
Điều
45. 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
46.
[30] Cung
cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu
1. Hồ sơ phục vụ kiểm
tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác
nhận của khách hàng có nhu cầu đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được
chứng thực theo quy định), bao gồm:
a) Các biên bản
nghiệm thu từng phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường
dây và trạm biến áp vào lưới điện truyền tải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật
Việt Nam hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam cho phép áp dụng và đáp ứng các
yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định tại Chương này;
b) Tài liệu thiết kế
kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu,
bao gồm các tài liệu sau:
- Thuyết minh chung,
mặt bằng bố trí thiết bị điện;
- Sơ đồ nối điện
chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện;
- Sơ đồ nguyên lý,
thiết kế của hệ thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển thể hiện rõ các máy
cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao
tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
- Sơ đồ nhị thứ của
hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;
- Sơ đồ thể hiện chi
tiết phương án đấu nối công trình điện của khách hàng với lưới điện truyền tải
và thông số của đường dây đấu nối;
- Các sơ đồ có liên
quan khác (nếu có).
c) Các tài liệu về
thông số kỹ thuật và quản lý vận hành bao gồm các tài liệu sau:
- Thông số kỹ thuật
của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu nối[31];
- Tài liệu về hệ
thống năng lượng sơ cấp, tài liệu kỹ thuật về hệ thống kích từ, điều tốc, mô
hình mô phỏng và tài liệu hướng dẫn mô phỏng của hệ thống kích từ, điều tốc, hệ
thống PSS, sơ đồ hàm truyền Laplace cùng các giá trị cài đặt (đối với công
trình mới là nhà máy điện);
- Tài liệu hướng dẫn
chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và
chỉnh định rơ le bảo vệ, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về
phía khách hàng;
- Tài liệu hướng dẫn
vận hành thiết bị của nhà chế tạo và các tài liệu kỹ thuật có liên quan khác.
d) Tính toán, đề xuất
kế hoạch khởi động, chạy thử; đề xuất phương thức đóng điện và vận hành.
2. Trừ trường hợp có
thỏa thuận khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ
các nội dung, tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có
quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ lập phương thức đóng điện
theo thời hạn sau:
a) Chậm nhất 03 tháng
trước ngày dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;
b) Chậm nhất 02 tháng
trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu.
3. Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm lập phương thức đóng điện đưa công trình mới
vào vận hành để đảm bảo an toàn, tin cậy cho thiết bị trong hệ thống điện quốc
gia. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có
quyền điều khiển trong quá trình lập phương thức đóng điện.
4. Chậm nhất 20 ngày
làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách
nhiệm gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số
thiết bị;
b) Các yêu cầu về
phương thức nhận lệnh điều độ;
c) Các yêu cầu đối
với chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá của khách hàng từ điểm đấu nối về phía
khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá thuộc phạm vi lưới điện
truyền tải và các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với
các thiết bị rơ le bảo vệ, tự động hoá của khách hàng có nhu cầu đấu nối;
d) Phương thức đóng
điện đã thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối;
đ) Các yêu cầu về thử
nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về
thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết
nối và vận hành đối với hệ thống SCADA, thiết bị giám sát ghi sự cố, hệ thống
PMU và hệ thống PSS;
h) Các yêu cầu về
trang bị hệ thống công nghệ thông tin, cơ sở hạ tầng cần thiết khác phục vụ vận
hành thị trường điện;
i) Danh mục các Quy
trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
k) Danh sách các cán
bộ liên quan và điều độ viên kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
5. Chậm nhất 20 ngày
làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
thỏa thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển lịch chạy thử, phương
thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện.
6. Chậm nhất 15 ngày
làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử,
phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện đã thoả thuận thống
nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Thỏa thuận phân
định trách nhiệm mỗi bên về quản lý, vận hành trang thiết bị đấu nối;
c) Các quy định nội
bộ về vận hành an toàn thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các nhân
viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực theo quy định tại Quy trình điều độ
hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh
chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên lạc.
7. Chậm nhất 15 ngày
làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải
cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung quy định tại các Điểm
b, c, d Khoản 6 Điều này và cung cấp cho Đơn vị bán buôn điện nội dung quy định
tại Điểm a Khoản 6 Điều này.
Điều
47.
[32] Kiểm
tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu
1. Chậm nhất 05 ngày
làm việc trước ngày dự kiến thực hiện đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu
cầu đấu nối có trách nhiệm thoả thuận với Đơn vị truyền tải điện ngày thực hiện
kiểm tra thực tế tại điểm đấu nối.
2. [33] Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm thỏa thuận với khách hàng có nhu cầu đấu nối về trình tự
kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực tế lắp đặt trang thiết bị theo Thỏa
thuận đấu nối.
3. Trường hợp Đơn vị
truyền tải điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan đến điểm
đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách
hàng có trách nhiệm hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu
cầu và thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra
lần sau.
4. Trường hợp Cấp điều
độ có quyền điều khiển cảnh báo việc đóng điện có nguy cơ ảnh hưởng đến vận
hành an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện truyền tải hoặc thiết bị của
khách hàng thì khách hàng có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều
khiển và Đơn vị truyền tải điện để kiểm tra lại nội dung liên quan đến cảnh
báo, thống nhất phương án giải quyết và thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải
điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
5. Trường hợp khách
hàng có nhu cầu đấu nối nhận thấy việc thực hiện đóng điện công trình điện có
khả năng ảnh hưởng đến vận hành ổn định, an toàn thiết bị của khách hàng, khách
hàng có trách nhiệm đề xuất với đơn vị có liên quan để phối hợp xử lý và thoả
thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
6. Đơn vị truyền tải
điện, khách hàng có nhu cầu đấu nối và các đơn vị liên quan tham gia kiểm tra
có trách nhiệm ký vào Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.
Điều
48.
[34] Đóng
điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu
1. Sau khi có Biên
bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối xác nhận đủ điều kiện đóng điện,
khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều
khiển và Đơn vị truyền tải điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo
các tài liệu sau:
a) [35] Các tài liệu pháp lý
và kỹ thuật của công trình:
- Văn bản xác nhận và
cam kết của Khách hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị trong phạm vi
đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ
thuật thỏa thuận tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Bản sao Biên bản
kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định đã đáp ứng đầy đủ các yêu
cầu tại Thỏa thuận đấu nối;
- Hệ thống đo đếm đã
được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;
- Hợp đồng mua bán
điện đã ký hoặc thoả thuận về mua bán, giao nhận điện;.
b) Các tài liệu xác
nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ bao gồm:
- Thiết bị nhất thứ
đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban
hành;
- Hệ thống rơ le bảo
vệ, tự động hoá, hệ thống điều khiển, kích từ và điều tốc đã được cài đặt,
chỉnh định đúng theo các yêu cầu quy định tại Thông tư và của Cấp điều độ có
quyền điều khiển;
- Danh sách nhân viên
vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều
độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh
chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax;
- Phương tiện thông
tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ
Công Thương ban hành;
- Hoàn thiện kết nối
thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ
thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
- Quy trình phối hợp
vận hành đã được thống nhất giữa Đơn vị phát điện với Cấp điều độ có quyền điều
khiển.
2. Trường hợp việc
đóng điện điểm đấu nối của khách hàng có ảnh hưởng đến chế độ vận hành hoặc
phải tách thiết bị trên lưới điện truyền tải ra khỏi vận hành, Đơn vị truyền
tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch
tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình để phối hợp đóng điện điểm đấu
nối.
3. Trong thời hạn 05
ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và khách
hàng có nhu cầu đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.
4. Đơn vị truyền tải
điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp thực hiện đóng
điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển
thông báo.
Điều
49. Chạy thử, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối
1. Trong thời gian
chạy thử, nghiệm thu để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối của
khách hàng có nhu cầu đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cử nhân viên
vận hành, cán bộ có thẩm quyền trực 24/24h và thông báo danh sách cán bộ trực
kèm theo số điện thoại, số fax để liên hệ với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều
độ có quyền điều khiển khi cần thiết.
2. Trình tự chạy thử,
nghiệm thu thực hiện theo quy trình hướng dẫn của nhà chế tạo và các quy định
hiện hành (nếu có).
3. Trong thời gian
chạy thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với
Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên
quan khác để giảm thiểu ảnh hưởng của các thiết bị mới đang được chạy thử,
nghiệm thu đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.
4. Kết thúc quá trình
chạy thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm xác nhận và
cung cấp đầy đủ các thông tin sau cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị
truyền tải điện:
a) Thông số kỹ thuật
thực tế của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp, tổ máy phát điện;
b) Kết quả thí nghiệm
và thông số cài đặt thực tế của các hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc;
c) Các yêu cầu kỹ
thuật khác đã được thống nhất trong Thoả thuận đấu nối.
Trường hợp các thiết
bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối không đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông
tư này và Thỏa thuận đấu nối đã ký, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có
quyền điều khiển có quyền chưa thực hiện đấu nối nhà máy điện hoặc lưới điện
của khách hàng vào lưới điện truyền tải và yêu cầu khách hàng có nhu cầu đấu
nối thực hiện các biện pháp bổ sung và khắc phục.
5. [36] Lưới điện, nhà máy
điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối
chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thí nghiệm,
chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy
định tại Thông tư này.
Điều
50. 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 Cấp điều độ có quyền điều khiển (sau đây
gọi là bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung) có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải thực hiện kiểm tra, thử nghiệm, thí nghiệm bổ sung các
thiết bị trong phạm vi quản lý của khách hàng cho các mục đích sau:
a) Kiểm tra sự đáp
ứng của các thiết bị trong lưới điện, nhà máy điện và tại điểm đấu nối với các
quy định tại Thông tư này, quy chuẩn kỹ thuật được phép áp dụng tại Việt Nam và
các yêu cầu cụ thể trong Thoả thuận đấu nối đã ký;
b) Kiểm tra sự tuân
thủ các thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và Thoả thuận đấu nối đã ký đối
với các thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải;
c) Đánh giá ảnh hưởng
của lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đến sự
vận hành an toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện quốc gia;
d) Chuẩn xác và hiệu
chỉnh lại các thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện và lưới điện của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ tính toán, vận hành an toàn, ổn định
và tin cậy hệ thống điện quốc gia.
2. Chi phí thực hiện
kiểm tra, thử nghiệm và thí nghiệm bổ sung phải được hai bên thoả thuận và quy
định trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện. Trường hợp chưa quy
định trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện, thực hiện như sau:
a) Trường hợp kết quả
kiểm tra cho thấy các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
không tuân thủ các quy định tại Thông tư này và quy chuẩn kỹ thuật được áp dụng
cho các thiết bị thì Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ
các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung;
b) Trường hợp kết quả
kiểm tra không phát hiện vi phạm, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải chịu
toàn bộ các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung. Đối với yêu cầu kiểm tra
theo quy định tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, Cấp điều độ có quyền điều
khiển phải báo cáo và được sự cho phép của Cục Điều tiết điện lực trước khi
thực hiện kiểm tra.
3. Trước khi kiểm tra
và thử nghiệm bổ sung lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải thông báo trước ít nhất
15 ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải về nội dung, thời điểm,
thời gian kiểm tra và danh sách các cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp và tạo điều kiện thuận lợi để
bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung thực hiện công tác kiểm tra.
4. Trong quá trình
kiểm tra, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung được phép lắp đặt các thiết bị giám
sát và kiểm tra trong lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải nhưng không được làm ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị và an
toàn vận hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải.
5. Trong quá trình
vận hành, trường hợp thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại điểm
đấu nối phát sinh các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy
cho hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo
cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện về nguy
cơ vận hành không đảm bảo an toàn cho hệ thống điện truyền tải và yêu cầu thời
gian khắc phục các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo. Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải tiến hành các biện pháp khắc phục và thử nghiệm lại để đưa
thiết bị sau điểm đấu nối vào vận hành trở lại theo quy định tại Điều
49 Thông tư này. Trường hợp sau thời gian khắc phục mà vẫn chưa giải quyết
được các vấn đề kỹ thuật thì Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền
tải điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải.
6. Đối với mỗi tổ máy
phát điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu Đơn vị phát điện tiến
hành thử nghiệm vào bất kỳ thời gian nào để kiểm chứng một hoặc tổ hợp các đặc
tính vận hành mà Đơn vị phát điện đã đăng ký, nhưng không được thử nghiệm một
tổ máy phát điện quá 03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp sau:
a) Kết quả thử nghiệm
và kiểm tra chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính vận hành không đúng với các
thông số mà Đơn vị phát điện đã công bố;
b) Khi Cấp điều độ có
quyền điều khiển và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về đặc tính vận
hành của tổ máy phát điện;
c) Thử nghiệm, kiểm
tra theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;
d) Thí nghiệm về
chuyển đổi nhiên liệu.
7. Đơn vị phát điện
có quyền tiến hành kiểm tra và thử nghiệm các tổ máy phát điện của mình với mục
đích xác định lại các đặc tính vận hành của mỗi tổ máy phát điện sau khi sửa
chữa, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các thử nghiệm
phải thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều
51. Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối
1. Trong quá trình
vận hành, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền
tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu
cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đầu tư, nâng cấp, thay thế hoặc điều
chỉnh các trị số chỉnh định của các thiết bị tại điểm đấu nối và phải thông
báo, thống nhất với khách hàng trước khi thực hiện.
2. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị
tại điểm đấu nối hoặc lắp đặt bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh
hưởng đến chế độ làm việc bình thường của lưới điện truyền tải, Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải phải thông báo bằng văn bản và thỏa thuận với Đơn vị
truyền tải điện về các thay đổi này. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi
nhận được thông báo bằng văn bản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải,
Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm trả lời bằng văn bản về các đề nghị thay
thế, nâng cấp thiết bị tại điểm đấu nối của khách hàng.
3. Trường hợp đề xuất
của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được chấp thuận, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải lý do không chấp thuận đề xuất hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung cần thiết
đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
4. Toàn bộ thiết bị
thay thế, bổ sung tại điểm đấu nối phải được thực hiện kiểm tra, thử nghiệm và
nghiệm thu theo quy trình quy định từ Điều 45 đến Điều 50 Thông
tư này. Các nội dung về nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh các trị số chỉnh
định của các thiết bị tại điểm đấu nối phải được bổ sung vào Thỏa thuận đấu nối
đã ký.
Mục
7. CHUẨN BỊ ĐÓNG ĐIỆN ĐIỂM ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI
ĐIỆN
Điều
52.
[37] Cung
cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị
truyền tải điện để chạy thử, nghiệm thu
1. Hồ sơ phục vụ kiểm
tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác
nhận của Đơn vị truyền tải điện và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực
theo quy định), bao gồm:
a) Sơ đồ nối điện
chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện; sơ đồ
nguyên lý, thiết kế của hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá và điều khiển thể
hiện rõ các máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly,
mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
b) Tài liệu hướng dẫn
chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và
chỉnh định rơ le, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối;
c) Tài liệu và thông
số kỹ thuật của các thiết bị được lắp đặt;
d) Sơ đồ nhị thứ của
hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;
đ) [38] Sơ đồ thể hiện chi
tiết phương án đấu nối công trình điện của Đơn vị truyền tải điện và thông số
của đường dây đấu nối;
e) Các sơ đồ có liên
quan khác (nếu có);
g) Dự kiến kế hoạch
đóng điện các hạng mục công trình, lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
2. Chậm nhất 02 tháng
trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử nghiệm lần đầu,
Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu theo quy
định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Chậm nhất 20 ngày
làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách
nhiệm gửi cho Đơn vị truyền tải điện các tài liệu sau:
a) Lịch chạy thử,
phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện;
b) Sơ đồ đánh số
thiết bị;
c) Các yêu cầu về
phương thức nhận lệnh điều độ;
d) Phiếu chỉnh định
rơ le cho các thiết bị rơ le bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện;
đ) Các yêu cầu về thử
nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về
thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết
nối và vận hành đối với hệ thống SCADA;
h) Danh mục các Quy
trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
i) Danh sách các cán
bộ liên quan và Điều độ viên, kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 20 ngày
trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận được
với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch đóng điện các hạng mục công trình,
lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
Điều
53.
[39] Đóng
điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện để chạy thử, nghiệm
thu
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký
đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) [40] Các tài liệu về pháp
lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và
cam kết của Chủ đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được
thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm
đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Hệ thống đo đếm đã
được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;.
b) Các tài liệu xác
nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ:
- Thiết bị nhất thứ
đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban
hành;
- Hệ thống rơ le bảo
vệ và tự động hoá đã được chỉnh định đúng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền
điều khiển ban hành;
- Danh sách nhân viên
vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều
độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh
chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên hệ;
- Phương tiện thông
tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ
Công Thương ban hành;
- Hoàn thiện kết nối
thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ
thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trường hợp việc
đóng điện điểm đấu nối công trình lưới điện của Đơn vị truyền tải điện có ảnh
hưởng đến chế độ vận hành lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ
có quyền điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình. Cấp điều
độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải bị ảnh hưởng để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.
3. Trong thời hạn 05
ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện về thời
gian cụ thể đóng điện điểm đấu nối.
4. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được
Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.
Điều
54. 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 thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển về các thay đổi này.
Trường hợp việc thay thế, nâng cấp thiết bị của Đơn vị truyền tải điện dẫn đến
phải thay đổi thiết bị tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng để phối
hợp thực hiện đảm bảo không gây ảnh hưởng đến chế độ vận hành thiết bị điện tại
điểm đấu nối của khách hàng.
2. Trường hợp đề xuất
của Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận, Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện lý do không chấp
thuận hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung đối với các thiết bị mới dự kiến thay
đổi.
3. Các thiết bị thay
thế, bổ sung phải được thực hiện theo quy định tại Điều 52 và Điều
53 Thông tư này.
Mục
8. TÁCH ĐẤU NỐI VÀ KHÔI PHỤC ĐẤU NỐI
Điều
55. Quy định chung về tách đấu nối và khôi phục đấu nối
1. Các trường hợp
tách đấu nối bao gồm:
a) Tách đấu nối tự
nguyện;
b) Tách đấu nối bắt
buộc.
2. Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối và khôi
phục đấu nối.
Điều
56. Tách đấu nối tự nguyện
1. Tách đấu nối vĩnh
viễn
a) Các trường hợp
tách đấu nối vĩnh viễn Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống
điện truyền tải và trách nhiệm của các bên liên quan phải được quy định trong
hợp đồng mua bán điện và Thoả thuận đấu nối.
b) Khi có nhu cầu
tách đấu nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải có trách nhiệm:
- Thông báo bằng văn
bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 02
tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng
không sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;
- Thông báo bằng văn
bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 06
tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng sở
hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
2. Tách đấu nối tạm
thời
Khi có nhu cầu tách
đấu nối tạm thời ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải thông báo và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều
độ có quyền điều khiển về thời điểm và thời gian tách đấu nối tạm thời ít nhất
01 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối tạm thời.
Điều
57. Tách đấu nối bắt buộc
1. Đơn vị truyền tải
điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền tách đấu nối các thiết bị
của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải
trong các trường hợp sau:
a) Theo yêu cầu tách
đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải vi phạm các quy định của pháp luật;
b) Các trường hợp
tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thoả thuận
đấu nối;
c) Trường hợp quy
định tại Khoản 5 Điều 50 Thông tư này.
2. Cục Điều tiết điện
lực có quyền yêu cầu tách đấu nối bắt buộc trong trường hợp Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải vi phạm các quy định tại Thông tư này, quy định trong Giấy
phép hoạt động điện lực, Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh, Quy định
đo đếm điện năng trong hệ thống điện.
3. Trường hợp Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải không thực hiện tách đấu nối bắt buộc thì bị
xử lý theo quy định của pháp luật.
Điều
58. 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 cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc Cục Điều tiết điện
lực hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển với điều kiện các nguyên nhân dẫn đến
tách đấu nối bắt buộc đã được loại trừ và hậu quả đã được khắc phục.
2. Khi có đề nghị
khôi phục đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp
tách đấu nối tạm thời và các khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh
toán.
Chương
VI
VẬN
HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Mục
1. NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
59. 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) Không thực hiện sa
thải phụ tải điện;
c) Mức mang tải của
đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải đều dưới 90 % giá trị định
mức;
d) Các nhà máy điện
và thiết bị điện khác vận hành trong dải thông số cho phép;
đ) Tần số hệ thống
điện trong phạm vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường theo quy định
tại Điều 4 Thông tư này;
e) Điện áp tại các
nút trên lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này đối với chế độ vận hành bình thường;
g) Các nguồn dự phòng
của hệ thống điện quốc gia ở trạng thái sẵn sàng đảm bảo duy trì tần số và điện
áp của hệ thống điện quốc gia trong dải tần số và điện áp ở chế độ vận hành
bình thường; các thiết bị tự động làm việc trong phạm vi cho phép để khi xảy ra
sự cố bất thường sẽ không phải sa thải phụ tải điện.
2. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ cảnh báo khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều
kiện sau đây:
a) [41] Mức dự phòng điều tần
thứ cấp, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức yêu cầu ở chế độ vận hành bình
thường;
b) Mức mang tải của
các đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải từ 90 % trở lên nhưng
không vượt quá giá trị định mức;
c) Điện áp tại một
nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải ngoài phạm vi cho phép trong chế độ vận
hành bình thường, nhưng trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự
cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 6 Thông tư này;
d) Có khả năng xảy ra
thiên tai hoặc các điều kiện thời tiết bất thường có thể gây ảnh hưởng tới an
ninh cung cấp điện;
đ) Có khả năng xảy ra
các vấn đề về an ninh, quốc phòng đe dọa an ninh hệ thống điện.
3. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều
kiện sau đây:
a) Tần số hệ thống
điện vượt ra ngoài phạm vi cho phép của chế độ vận hành bình thường, nhưng
trong dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống
điện quy định tại Điều 4 Thông tư này;
b) Điện áp tại một
nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với
trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ quy định tại Điều 6 Thông tư này;
c) Mức mang tải của
bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối
vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110 % giá trị
định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành
cực kỳ khẩn cấp.
4. [42] Hệ thống điện truyền
tải vận hành ở chế độ cực kì khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều
kiện sau đây:
a) Tần số hệ thống
điện nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong
hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này hoặc sau khi
đã huy động hết nguồn dự phòng mà tần số tiếp tục giảm xuống dưới 49,5Hz;
b) Mức mang tải của
bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới
điện truyền tải từ 110% giá trị định mức trở lên mà thiết bị này khi bị sự cố
do quá tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện;
c) Điện áp tại nút
bất kỳ trên lưới điện truyền tải giảm thấp dẫn đến rơ le sa thải phụ tải theo
điện áp thấp làm việc; điện áp trên lưới điện truyền tải thấp hơn 10% điện áp
danh định hoặc có nguy cơ sụp đổ điện áp hệ thống điện theo tính toán của cấp điều
độ khi không còn biện pháp điều chỉnh ngoài việc sa thải phụ tải và điện áp
tiếp tục có xu hướng giảm thấp..
5. Hệ thống điện
truyền tải vận hành ở chế độ khôi phục khi các tổ máy phát điện, lưới điện
truyền tải và các phụ tải điện đã được đóng điện và đồng bộ để trở về trạng
thái làm việc bình thường.
Điều
60. 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, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế. Đảm bảo phù
hợp với các nguyên tắc, quy định về vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia
quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban
hành.
2. Nguyên tắc lập kế
hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải
a) Đảm bảo vận hành
an toàn, ổn định và tin cậy;
b) Tuân thủ yêu cầu
về chống lũ, tưới tiêu và duy trì dòng chảy sinh thái theo các quy trình vận
hành hồ chứa thủy điện đã được phê duyệt;
c) Đảm bảo ràng buộc
về nhiên liệu sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện;
d) Đảm bảo các điều
kiện kỹ thuật cho phép của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;
đ) Đảm bảo thực hiện
các thỏa thuận về sản lượng điện và công suất trong các hợp đồng xuất, nhập
khẩu điện, hợp đồng mua bán điện;
e) Đảm bảo nguyên tắc
tối thiểu chi phí mua điện cho toàn hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện truyền tải cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2),
tháng tới, tuần tới, lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch
tới, bao gồm các nội dung chính sau:
a) Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện truyền tải;
b) Đánh giá an ninh
hệ thống điện;
c) Dự báo nhu cầu phụ
tải điện, kế hoạch cung cấp nhiên liệu từ các nhà máy nhiệt điện, tiến độ vào
vận hành các công trình điện mới, dự báo thuỷ văn từ các nhà máy thủy điện,
tính toán mức dự phòng hệ thống điện, kế hoạch huy động nguồn, huy động các
dịch vụ phụ trợ và sa thải phụ tải (nếu có) để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
d) Cảnh báo tình
trạng suy giảm an ninh hệ thống điện (nếu có);
đ) [43] Yêu cầu cấu hình huy
động nguồn tối thiểu và quán tính tối thiểu hệ thống điện để đảm bảo vận hành
an toàn hệ thống điện..
4. Kế hoạch vận hành
hệ thống điện truyền tải năm tới (năm N+1) và có xét đến một năm tiếp theo (năm
N+2) phải đảm bảo:
a) Kế hoạch vận hành
hệ thống điện truyền tải năm tới (năm N+1) được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lập phù hợp với phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia
năm tới (năm N+1) quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ
Công Thương ban hành;
b) Kế hoạch vận hành
hệ thống điện truyền tải cho năm N+2 phục vụ đánh giá an ninh, định hướng các
kịch bản vận hành và các giải pháp trong trung hạn để đảm bảo hệ thống điện
quốc gia vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.
5. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải căn cứ vào kế hoạch vận hành,
phương thức vận hành và lịch huy động của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện để lập kế hoạch vận hành nhà máy điện và lưới điện trong phạm vi
quản lý đảm bảo không ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ
thống điện truyền tải.
6. Trong quá trình
vận hành hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phải tuân thủ các nguyên tắc sau đây để đảm bảo duy trì sự an toàn, ổn
định và tin cậy của hệ thống điện truyền tải:
a) Trong chế độ vận
hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện đảm bảo các tiêu chuẩn, thông số vận hành
trong phạm vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường quy định tại Chương
II Thông tư này và đáp ứng các điều kiện quy định tại Khoản 1 Điều
59 Thông tư này;
b) Trong chế độ vận
hành cảnh báo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo
trên trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện về tình trạng
và các thông tin cần cảnh báo của hệ thống điện, đồng thời đưa ra các biện pháp
cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường;
c) Trong chế độ vận
hành khẩn cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành
các biện pháp cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình
thường sớm nhất;
d) Trong chế độ vận
hành cực kỳ khẩn cấp hoặc khi xảy ra sự cố nhiều phần tử hoặc khi có nguy cơ đe
dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, có quyền sa thải phụ tải
điện nhưng phải phù hợp với quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống
điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
7. [44] Trong trường hợp có
khả năng thừa nguồn, cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền thực hiện ngay
việc điều tiết giảm công suất phát các nguồn điện đang phát lên lưới theo đúng
các quy định hiện hành đảm bảo tần số hệ thống điện nằm trong dải quy định, hệ
thống điện vận hành an toàn, ổn định.
Mức điều tiết giảm
công suất huy động của các nhà máy điện và loại hình nhà máy điện phải tiết
giảm do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và công bố phù hợp với cơ cấu
nguồn điện đang phát, công suất truyền tải giữa các vùng miền, mức dự phòng
dịch vụ phụ trợ cần thiết tại thời điểm phải tiết giảm theo nguyên tắc minh
bạch giữa các loại hình nguồn điện.
Điều
61. Kiểm tra, giám sát hệ thống rơ le bảo vệ
Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm kiểm tra, giám sát và yêu cầu các đơn vị liên quan đảm bảo
hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trong hệ thống điện đáp ứng
các yêu cầu tại Thông tư này, Quy phạm trang bị điện do Bộ Công Thương ban hành
và Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa
trong nhà máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
62. Vận hành ổn định hệ thống điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định giới hạn vận
hành ổn định của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải cung cấp thông tin theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện phục vụ cho việc nghiên cứu đánh giá ổn định
hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét các ràng buộc an ninh hệ
thống điện khi lập kế hoạch vận hành hệ thống điện để đảm bảo chế độ vận hành
của hệ thống điện không vượt quá tiêu chuẩn ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.
3. [45] Các Đơn vị phát điện
có trách nhiệm vận hành nhà máy điện để duy trì điều chỉnh điện áp làm việc và
đảm bảo cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời gian vận
hành; không được tách các tổ máy phát điện ra khỏi vận hành khi xảy ra sự cố,
trừ trường hợp sự cố có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn
thiết bị hoặc tần số vượt quá giới hạn cho phép được quy định tại Điều 38 và Điều 42 Thông tư này hoặc được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện cho phép.
4. Đơn vị phân phối
điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có
trách nhiệm duy trì vận hành các thiết bị điều chỉnh điện áp trong lưới điện
thuộc phạm vi quản lý của mình nhằm đảm bảo ổn định điện áp cho toàn hệ thống
điện.
5. Các đơn vị liên
quan khác có trách nhiệm duy trì vận hành lưới điện, nhà máy điện thuộc phạm vi
quản lý trong các giới hạn ổn định đã xác lập cho từng giai đoạn, phối hợp duy
trì sơ đồ bảo vệ để loại trừ sự cố nhanh, nhạy và chọn lọc.
Điều
63. 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 yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Khi yêu cầu
thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo
thời gian ngừng giám sát hoạt động tổ máy vì mục đích thử nghiệm.
2. Thử nghiệm về đáp
ứng tự động của một tổ máy phát điện theo các thay đổi của tần số hệ thống điện
được thực hiện khi hệ thống điện vận hành trong chế độ bình thường. Trong
trường hợp này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo
trước ít nhất 03 ngày làm việc về việc thử nghiệm tổ máy phát điện của Đơn vị
phát điện để phối hợp thực hiện.
3. Thử nghiệm chỉ
được tiến hành trong giới hạn làm việc theo đặc tính vận hành của tổ máy phát
điện và trong thời gian được thông báo tiến hành thử nghiệm.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát điện vào bất
cứ thời gian nào nhưng không được thử nghiệm đối với một tổ máy phát điện quá
03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp quy định tại Khoản
6 Điều 50 Thông tư này.
5. Đơn vị phát điện
có quyền yêu cầu thử nghiệm trong các trường hợp sau:
a) Kiểm tra lại các
đặc tính vận hành của tổ máy phát điện đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự
cố hư hỏng liên quan đến tổ máy phát điện;
b) Kiểm tra tổ máy
phát điện sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.
6. Khi có yêu cầu thử
nghiệm tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện phải đăng ký cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, trong đó ghi rõ các thông tin sau:
a) Lý lịch của tổ máy
phát điện;
b) Các đặc tính của
tổ máy phát điện;
c) Các giá trị của
đặc tính vận hành dự định thay đổi trong quá trình thử nghiệm.
7. Trong thời hạn 03
ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Đơn vị phát điện, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm bố trí kế hoạch thử
nghiệm. Trường hợp chưa thể thực hiện thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành tổ máy phát điện
theo đặc tính vận hành hiện tại.
Điều
64. Xử lý sự cố
1. Trong quá trình xử
lý sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép vận hành
hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định ở chế độ vận
hành bình thường nhưng phải nhanh chóng thực hiện các giải pháp để khôi phục hệ
thống điện về chế độ vận hành bình thường, đảm bảo sự làm việc ổn định của hệ thống
điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải thực hiện xử lý sự cố đảm bảo tuân thủ quy định tại
Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Các biện pháp
chính xử lý sự cố
a) [46] Thay đổi công suất
phát tổ máy phát điện, ngừng hoặc khởi động tổ máy phát điện để khôi phục hệ
thống điện về chế độ vận hành bình thường;
b) [47] Sa thải phụ tải theo
từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải hoặc sa thải phụ tải theo lệnh điều
độ;
c) [48] Hệ thống sa thải phụ
tải tự động phải được bố trí, cài đặt hợp lý để đảm bảo hệ thống điện không bị
tan rã khi có sự cố xảy ra. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm xác định vị trí lắp đặt, các giá trị chỉnh định của các rơ le bảo
vệ để thực hiện sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố xảy ra trong hệ thống
điện nhằm đảm bảo an toàn, an ninh hệ thống điện;
d) Xây dựng các
phương thức phân tách hệ thống thành các vùng hoặc tạo mạch vòng để khi xảy ra
sự cố lan truyền vẫn có thể cân bằng được công suất trong từng vùng, nhằm duy
trì vận hành riêng rẽ một phần hệ thống điện và ngăn ngừa sự cố lan rộng trong
hệ thống điện;
đ) Khi tần số tăng
đến trị số cho phép, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm khôi phục lại các phụ tải đã bị sa thải;
e) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền can thiệp để hạn chế việc phải tách liên
tiếp các tổ máy phát điện, các đường dây tải điện ra khỏi vận hành;
g) Trường hợp sự cố
tan rã toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện được chỉ định nhà máy điện có khả năng khởi động đen để khôi
phục hệ thống điện. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có thể yêu cầu nhà máy phát điện vận hành tổ máy phát điện không
theo các đặc tính vận hành với điều kiện đảm bảo an toàn cho người và thiết bị.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh khởi động đen và thông báo lại
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm khôi phục các phụ tải thích hợp để đảm
bảo vận hành ổn định tổ máy phát điện và hoà đồng bộ với các tổ máy phát điện
khác.
Điều
65. Thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện
1. Tại bất kỳ thời điểm
nào, khi nhận thấy có tín hiệu suy giảm an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện phải gửi ngay thông báo về tình trạng giảm mức
độ an toàn của hệ thống điện cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải và các bên có liên quan những thông tin sau:
a) Tình trạng suy
giảm an ninh hệ thống điện;
b) Nguyên nhân;
c) Phụ tải có khả
năng bị sa thải;
d) Các đơn vị và khu
vực chịu ảnh hưởng.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải thông báo trước cho các đơn vị bị ảnh hưởng
khi thực hiện sa thải phụ tải theo lệnh điều độ. Thông báo phải bao gồm những
thông tin sau:
a) Các khu vực bị
ngừng, giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm
cung cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu
ngừng, giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm dự kiến
khôi phục cung cấp điện.
3. Khi không thể
thông báo trước về sa thải phụ tải theo lệnh điều độ, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải thông báo cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng
sử dụng lưới điện truyền tải và các đơn vị liên quan ngay sau khi thực hiện sa
thải phụ tải theo lệnh điều độ:
a) Các khu vực đã bị
ngừng, giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm
cung cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu
ngừng, giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm dự kiến
khôi phục cung cấp điện.
4. Hình thức thông
báo: Trên cơ sở đánh giá an ninh hệ thống điện theo kế hoạch vận hành hệ thống
điện năm, tháng, tuần và lịch huy động ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện và các
biện pháp phòng ngừa ngừng, giảm cung cấp điện (nếu có) như sau:
a) Gửi văn bản tới
các đơn vị liên quan và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ
thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện
theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm, tháng;
b) Gửi văn bản, ra
lệnh điều độ trong phạm vi quyền điều khiển và đăng thông tin trên Trang thông
tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an
ninh hệ thống điện theo kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện tuần,
ngày.
Điều
66. Sa thải phụ tải đảm bảo an ninh hệ thống điện
1. Cấp điều độ có
quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán, phân bổ công suất và điện năng cắt
giảm tại các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực
tiếp từ lưới điện truyền tải phù hợp với các quy định tại Điều 60
và Điều 64 Thông tư này và Quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng
điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện do Bộ Công Thương ban hành để
đảm bảo hệ thống điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.
2. Các Đơn vị phân
phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền
tải có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm cung cấp điện đúng mức công suất và
điện năng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trường hợp hệ
thống điện vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp, Cấp điều độ có quyền điều khiển
có quyền sa thải một phần phụ tải của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng
sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, kể cả khi lượng điện
năng và công suất cắt giảm đã được thực hiện theo đúng yêu cầu.
Mục
2. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC ĐƠN VỊ TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
67. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Lập kế hoạch,
phương thức vận hành phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia
cho năm, tháng, tuần, ngày và lịch huy động giờ tới theo quy định tại Thông tư
này và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Chỉ huy, điều độ
hệ thống điện truyền tải tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện
quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao
tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định tại
Thông tư này để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh
tế.
3. Kiểm tra và thông
qua sơ đồ bảo vệ các trang thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải trong trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng đến hệ thống bảo vệ
lưới điện truyền tải.
4. Thiết lập và đảm
bảo duy trì hoạt động ổn định, tin cậy và liên tục hệ thống thông tin, hệ thống
thông tin liên lạc, truyền dữ liệu, hệ thống SCADA/EMS và điều khiển từ xa phục
vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.
5. Điều độ, vận hành
các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải theo quy định tại Chương này và Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
6. Chủ trì thoả thuận
thống nhất kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các tổ máy phát điện và lưới điện với
Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
7. Kiểm tra, giám sát
việc cài đặt, chỉnh định các thông số hệ thống bảo vệ, tự động hoá, điều khiển,
hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC của Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu quy định
tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận
hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải. Báo cáo Cục Điều tiết điện lực
các trường hợp không tuân thủ để có biện pháp giải quyết.
8. Yêu cầu thực hiện
kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong phạm vi quản lý của Đơn vị
truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
9. Phối hợp với Đơn
vị truyền tải điện trong quá trình thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền
tải quốc gia và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp
với sơ đồ bảo vệ.
10. Chia sẻ và cung
cấp các thông tin cần thiết cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền
tải.
Điều
68. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
1. Quản lý, vận hành
lưới điện truyền tải thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành
và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện
quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương
ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều
độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian
do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa
có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị truyền tải điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị
của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Đơn vị truyền tải điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền
điều khiển mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay
đổi.
3. Thiết lập các hệ
thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn
ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều
độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện
truyền tải.
4. Thiết lập các sơ
đồ bảo vệ lưới điện truyền tải và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết
bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.
5. Duy trì vận hành
lưới điện truyền tải trong tình trạng an toàn và tin cậy, khôi phục lại lưới
điện truyền tải sau sự cố.
6. Tuân thủ các tiêu
chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật về vận hành lưới điện truyền tải; tuân thủ các quy
định về an toàn điện, bảo vệ hành lang an toàn lưới điện, công trình điện theo
quy định của pháp luật.
7. Đầu tư, lắp đặt,
bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có
quyền điều khiển.
8. Phối hợp với Cấp điều
độ có quyền điều khiển trong quá trình lập kế hoạch vận hành, bảo dưỡng, sửa
chữa lưới điện truyền tải, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc,
hệ thống thông tin, truyền dữ liệu SCADA và tín hiệu điều khiển phục vụ vận
hành hệ thống điện quốc gia.
9. Cung cấp các thông
tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều
69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
1. Quản lý, vận hành
nhà máy điện và lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận
hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều
độ có quyền điều khiển các thông tin về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện,
bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ máy, tốc độ tăng giảm
tải. Trường hợp có thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, Đơn vị
phát điện có trách nhiệm cung cấp ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các
thay đổi và nêu rõ lý do.
2a. [49] Cung cấp thông tin về
nguồn năng lượng sơ cấp (thông tin về thủy văn đối với nhà máy thủy điện, than
- dầu - chất đốt đối với nhà máy nhiệt điện, thông tin quan trắc khí tượng đối
với nhà máy điện gió, mặt trời), dự báo công suất, sản lượng của nhà máy và
truyền số liệu về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Duy trì hoạt động
tin cậy và ổn định hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và
các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan đến thiết bị tại điểm đấu nối theo quy định
tại Thông tư này để đảm bảo cung cấp đầy đủ công suất theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phù hợp với hợp đồng mua bán điện và
Thỏa thuận đấu nối đã ký. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh định của các
hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và các yêu cầu kỹ
thuật khác liên quan khi chưa được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện. Tiến hành các thí nghiệm, thử nghiệm và hiệu chỉnh cần
thiết khi có yêu cầu từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục
vụ công tác tính toán ổn định, vận hành hệ thống điện.
4. Khi thực hiện đại
tu tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện thí nghiệm để
đánh giá vận hành của hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc tổ máy phát điện và
gửi kết quả thí nghiệm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Chi tiết nội dung và yêu cầu thí nghiệm thực hiện theo Quy trình thử nghiệm và
giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
5. Thiết lập các hệ
thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn
ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều
độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện quốc gia.
6. Đầu tư, lắp đặt,
bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
10. Cung cấp các
thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải
điện phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều
70. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
1. Quản lý, vận hành
lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành
và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện
quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương
ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều
độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian
do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa
có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị phân phối điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của
mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều
khiển. Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển
mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
3. Thiết lập các hệ
thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn
ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều
độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện
truyền tải.
4. Vận hành các thiết
bị bù trong lưới điện phân phối để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng mà đơn
vị có nghĩa vụ cung cấp cho hệ thống điện.
5. Duy trì hoạt động
của hệ thống bảo vệ, khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống tự động sa thải
phụ tải theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Lập và cung cấp số
liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
7. Đầu tư, lắp đặt,
bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Cung cấp các thông
tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện
phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều
71. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải
1. Quản lý, vận hành
thiết bị điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận
hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống
điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công
Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Thực hiện đúng biểu
đồ phụ tải và đảm bảo hệ số công suất quy định trong hợp đồng mua bán điện đã
ký.
3. Đầu tư, lắp đặt,
bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá và điều khiển
trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy chống sự cố
lan truyền vào hệ thống điện quốc gia. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh
định của các hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá, điều khiển và các yêu cầu kỹ
thuật khác liên quan trong phạm vi quản lý khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều
độ có quyền điều khiển. Tiến hành các thí nghiệm hiệu chỉnh cần thiết khi có
yêu cầu từ Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Lập và cung cấp số
liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
5. Đầu tư, lắp đặt,
bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối
RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông
tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục
về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có
quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới
gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự
đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Cung cấp các thông
tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện khi
có yêu cầu phục vụ vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia.
Mục
3. DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Điều
72. Các loại dịch vụ phụ trợ [50]
Các loại dịch vụ phụ
trợ trong hệ thống điện bao gồm:
1. Điều khiển tần số
thứ cấp (Điều tần thứ cấp).
2. Khởi động nhanh.
3. Điều chỉnh điện
áp.
4. Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
5. Khởi động đen.
Điều
73. Yêu cầu kỹ thuật đối với các dịch vụ phụ trợ [51]
1. Điều tần thứ cấp:
Tổ máy phát điện, nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp phải có khả
năng bắt đầu cung cấp công suất điều tần trong vòng 20 giây kể từ khi nhận được
tín hiệu AGC từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và cung cấp
toàn bộ công suất điều tần thứ cấp đã đăng ký trong vòng 10 phút và duy trì mức
công suất này tối thiểu 15 phút.
2. Khởi động nhanh:
Tổ máy phát điện, nhà máy điện cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả
năng tăng đến công suất định mức trong vòng 25 phút và duy trì ở mức công suất này
tối thiểu 08 giờ.
3. Điều chỉnh điện
áp: Tổ máy phát điện, nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có
khả năng thay đổi công suất phản kháng ngoài dải điều chỉnh quy định tại khoản 2 Điều 38 và khoản 4 Điều 42 Thông tư này, đáp ứng yêu
cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện, nhà máy điện cung
cấp dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải
có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 01 giờ và duy trì mức công
suất định mức tối thiểu trong 08 giờ (không bao gồm thời gian khởi động).
5. Khởi động đen: Tổ
máy phát điện, nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự
khởi động từ trạng thái nguội mà không cần nguồn cấp từ hệ thống điện quốc gia
và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho hệ thống điện sau khi đã khởi động
thành công.
Điều
74. Xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ[52]
1. Nguyên tắc chung
để xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, bao gồm:
a) Đảm bảo duy trì
mức dự phòng điện năng và công suất của hệ thống điện để đáp ứng các tiêu chuẩn
vận hành và an ninh hệ thống điện;
b) Đảm bảo chi phí
tối thiểu phù hợp với các điều kiện, ràng buộc trong hệ thống điện quốc gia.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định và trình nhu cầu dịch vụ
phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia theo Quy trình xác định nhu cầu và vận hành
dịch vụ phụ trợ do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều
75. Đăng ký dịch vụ phụ trợ
1. Trừ dịch vụ khởi
động đen, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát
điện phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật và nhu cầu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 73 và Điều 74 Thông tư này.
2. Đối với nhà máy
điện chuẩn bị đóng điện đưa vào vận hành thương mại, Đơn vị phát điện có trách
nhiệm đăng ký khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện chậm
nhất 03 tháng trước ngày tổ máy phát điện vận hành thương mại.
3. Đơn vị phát điện
phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kỳ thay
đổi nào về thiết bị ảnh hưởng đến khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của đơn vị
mình trong thời gian sớm nhất.
Mục
4. BẢO DƯỠNG, SỬA CHỮA HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
76. 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, sửa chữa
hệ thống điện truyền tải bao gồm kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền
tải, các nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu
nối vào lưới điện truyền tải phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền
tải theo quy định.
2. Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải được lập trên cơ sở đăng ký kế hoạch
vận hành và kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Đơn vị
truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và phải được tính toán
cân đối trong toàn bộ hệ thống điện quốc gia theo các nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo vận hành
an toàn, ổn định, tin cậy và kinh tế toàn hệ thống điện quốc gia;
b) Cân bằng công suất
nguồn điện và phụ tải điện, có đủ lượng công suất, điện năng dự phòng và các
dịch vụ phụ trợ cần thiết trong các chế độ vận hành của hệ thống điện quốc gia;
c) Tối ưu việc phối
hợp bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, lưới điện và nhà máy điện với các ràng buộc
về điều kiện thủy văn, yêu cầu về cấp nước hạ du, phòng lũ và cung cấp nhiên
liệu sơ cấp cho phát điện;
d) Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa ngắn hạn phải được lập dựa trên Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
dài hạn;
đ) Đảm bảo công suất,
điện năng dự phòng ở mức cao nhất có thể trong các giờ cao điểm của hệ thống
điện quốc gia. Ưu tiên bố trí sắp xếp bảo dưỡng, sửa chữa vào những thời điểm
phụ tải thấp của hệ thống điện quốc gia;
e) Hạn chế tối đa
việc ngừng, giảm cung cấp điện trong hệ thống điện quốc gia; hạn chế bố trí kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa vào các thời điểm đặc biệt có sự kiện chính trị, văn
hoá, xã hội.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải đánh giá mức độ ảnh hưởng của kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện và Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải đăng ký đối với vấn đề an ninh hệ thống điện
theo quy định từ Điều 92 đến Điều 95 Thông tư này.
4. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện lập và công bố.
5. Kế hoạch bảo dưỡng
sửa, chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm:
a) Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa năm: Được lập cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp
theo (năm N+2) phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm và đánh giá an
ninh trung hạn;
b) Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa tháng: Được lập và cập nhật cho tháng tới và có xét đến 01
tháng tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm được duyệt;
c) Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa tuần: Được lập và cập nhật cho tuần tới và có xét đến 01 tuần tiếp
theo trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng được duyệt;
d) Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa ngày: Xác định cụ thể các công tác bảo dưỡng, sửa chữa cần thực hiện
trong ngày tới.
6. Thời gian đăng ký
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải phù hợp với quy định
về thời gian đăng ký kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải.
7. Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:
a) Tên thiết bị cần
được bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Yêu cầu và nội
dung bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Dự kiến thời gian
bắt đầu và hoàn thành công việc bảo dưỡng, sửa chữa;
d) Những thiết bị
liên quan khác.
Điều
77. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải
1. Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải đảm bảo phối hợp lịch bảo dưỡng,
sửa chữa cho các thiết bị, lưới điện, nhà máy điện để giảm thiểu ảnh hưởng tới
an ninh hệ thống điện quốc gia.
2. Định kỳ hàng năm,
Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký
với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa lưới điện, nhà máy điện năm.
3. Trên cơ sở các
thông tin đăng ký về kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa được cung cấp, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng,
sửa chữa cho các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và các thiết bị đấu nối
liên quan đảm bảo tuân thủ các quy định tại Điều 76 Thông tư
này.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải phối hợp với các đơn vị có liên quan để lập
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị hợp lý, đảm bảo an ninh cung cấp điện của
hệ thống điện quốc gia.
5. Sau khi hoàn thành
kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phải định kỳ công bố trên Trang thông tin điện tử của
hệ thống điện và thị trường điện các thông tin sau:
a) Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa năm: Công bố hàng năm;
b) Kế hoạch bảo
dưỡng, sửa chữa tháng: Công bố hàng tháng;
c) Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa tuần: Công bố hàng tuần;
d) Lịch bảo dưỡng,
sửa chữa ngày: Công bố hàng ngày.
Điều
78. 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 77 Thông
tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối yêu
cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa khi xác định việc tách thiết bị này
ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện và phải nêu rõ lý do.
2. Trước khi từ chối
yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phải lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải
theo thực hiện thứ tự ưu tiên như sau:
a) Tách thiết bị để
bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có mức ưu tiên cao hơn so với lưới điện truyền
tải;
b) Tách thiết bị để
bảo dưỡng, sửa chữa các nguồn điện phải được ưu tiên thực hiện theo nguyên tắc
tối thiểu chi phí mua điện toàn hệ thống;
c) Trường hợp có hai
hoặc nhiều yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có cùng ảnh
hưởng đến chi phí phát điện thì yêu cầu nào đưa trước sẽ có thứ tự ưu tiên cao
hơn.
3. Căn cứ thứ tự ưu
tiên quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có quyền từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa đến khi yêu
cầu an ninh hệ thống điện được đảm bảo.
Điều
79. Đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa
1. Việc đăng ký đưa
thiết bị đang vận hành hoặc dự phòng để thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn
vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được phân loại
như sau:
a) Đăng ký bảo dưỡng,
sửa chữa theo kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ
sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố;
b) Đăng ký bảo dưỡng,
sửa chữa ngoài kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa không
theo kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố;
c) Đăng ký bảo dưỡng,
sửa chữa đột xuất là đăng ký tách thiết bị đang vận hành trong tình trạng có
nguy cơ dẫn đến sự cố để 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 thiết bị cần
cô lập khác;
g) Các thông tin cần
thiết khác.
3. Trường hợp có cảnh
báo suy giảm an ninh hệ thống điện dẫn đến phải thay đổi lịch tách thiết bị ra
sửa chữa, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
phải đăng ký lại với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất
48 giờ trước giờ thiết bị được tách ra khỏi vận hành, kể cả sửa chữa trong kế
hoạch và ngoài kế hoạch.
4. Trường hợp cần
thiết, khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, Đơn
vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể tách
thiết bị đó để tránh nguy hiểm cho người hoặc thiết bị. Đơn vị truyền tải điện
hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo ngay cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin về việc tách thiết
bị khẩn cấp khỏi vận hành.
5. Khi có thông báo
suy giảm an ninh hệ thống điện quy định tại Điều 65 Thông tư
này, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có
thể đưa thiết bị đang tách bảo dưỡng, sửa chữa trở lại vận hành trong thời gian
sớm nhất so với kế hoạch đã được phê duyệt, đảm bảo không chậm hơn 48 giờ kể từ
khi nhận được yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Trường hợp này, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước
thời điểm dự kiến đưa thiết bị vận hành trở lại ít nhất 04 giờ.
Điều
80. 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 hoặc an
toàn thiết bị, nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có quyền tách khẩn cấp thiết bị ra khỏi hệ thống điện
truyền tải và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình trong việc
tách thiết bị đó ra khỏi hệ thống điện truyền tải.
2. Tách thiết bị khẩn
cấp bao gồm cả việc tách thiết bị tự động do các thiết bị bảo vệ hoặc các thiết
bị tự động khác.
Điều
81. Báo cáo việc tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị
Trường hợp tách sửa
chữa khẩn cấp thiết bị, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện báo cáo như sau:
1. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cập nhật và
thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về sự thay
đổi trạng thái của thiết bị và các thông tin liên quan đến thiết bị.
2. Trong thời hạn 24
giờ, đối với các trường hợp tách sửa chữa khẩn cấp gây ngừng, giảm cung cấp
điện diện rộng trong hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý do tách
thiết bị khỏi vận hành, nêu rõ nguyên nhân và phạm vi ảnh hưởng.
Mục
5. LẬP LỊCH VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều
82. Lập lịch huy động ngày tới
1. Mục đích của việc
lập lịch huy động ngày tới là để cập nhật, điều chỉnh lịch huy động các tổ máy
phát điện và các dịch vụ phụ trợ trong các chu kỳ giao dịch của ngày tới.
2. Lập lịch huy động
ngày tới được thực hiện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh và
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, đồng thời
xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, lập lịch huy động ngày
tới và công bố thông tin về kết quả lịch huy động ngày tới trên Trang thông tin
điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị
trường điện.
Điều
83. 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 60 và Điều 62 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải xác định cụ thể các ràng buộc an ninh hệ
thống điện trong mô hình tính toán lập lịch huy động.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và xác định danh mục
các ràng buộc an ninh hệ thống điện phục vụ quá trình lập lịch huy động và điều
độ kinh tế hệ thống điện, bao gồm:
a) Ràng buộc lưới
điện truyền tải;
b) Ràng buộc khả năng
phát của tổ máy phát điện;
c) Yêu cầu đối với
dịch vụ phụ trợ;
d) Các ràng buộc cần
thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện quy định tại Điều 60 và Điều
62 Thông tư này.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải công bố cơ sở xác định và cách tính các ràng
buộc an ninh hệ thống điện trước ít nhất 01 tuần và phải được cập nhật liên
tục.
4. Trường hợp cần
thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể thay đổi những
ràng buộc an ninh hệ thống điện trong quá trình điều độ thời gian thực để đảm
bảo vận hành an toàn hệ thống điện.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải công bố lịch huy động ngày tới, những ràng
buộc an ninh hệ thống điện ảnh hưởng đến lịch huy động ngày tới, lịch huy động
trong các chu kỳ giao dịch và những phương thức điều độ thời gian thực cùng với
giải trình về bất kỳ thay đổi nào khi thực hiện điều độ thời gian thực.
Điều
84. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
1. Mục đích điều độ
hệ thống điện thời gian thực
a) Đảm bảo điều độ
các tổ máy phát điện và dịch vụ phụ trợ trong thời gian thực được thực hiện
minh bạch đối với các bên khi tham gia thị trường điện;
b) Đảm bảo hệ thống
điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy theo quy định.
2. Các nguyên tắc điều
độ hệ thống điện thời gian thực
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện
trong thời gian thực, ra lệnh điều độ và tuân thủ theo các quy trình, quy định
có liên quan. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong thời gian thực phải đảm
bảo đáp ứng các ràng buộc an ninh hệ thống điện và tối thiểu hoá chi phí toàn
hệ thống;
b) Việc điều độ hệ
thống điện trong thời gian thực phải căn cứ trên lịch huy động ngày tới và lịch
huy động các tổ máy trong thời gian thực. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an
ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền
vận hành hệ thống điện khác với lịch huy động các tổ máy trong thời gian thực.
Các thay đổi này phải được ghi lại trong nhật ký vận hành ngày và thông báo cho
các bên có liên quan;
c) Các đơn vị tham
gia thị trường điện phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện;
d) Các lệnh điều độ
phải được ghi lại trong nhật ký điều độ, bằng máy ghi âm và cơ sở dữ liệu của
phần mềm quản lý vận hành hệ thống điện;
đ) Sau thời điểm vận
hành thời gian thực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công
bố thông tin về các lệnh điều độ huy động tổ máy, vận hành hệ thống điện trên
Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu
vận hành thị trường điện.
Điều
85. 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 có trách nhiệm đảm bảo cân bằng cung cầu trong
thời gian thực bằng cách ra lệnh điều độ và các thao tác vận hành căn cứ vào
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
b) [53] Khi xảy ra trạng thái
mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và điều chỉnh công
suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ vào thứ tự huy động của các tổ máy
phát điện trong hệ thống để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái cân bằng và
duy trì mức dự phòng theo quy định.
2. Phương thức vận
hành ở chế độ khẩn cấp
a) Trường hợp đã thực
hiện các biện pháp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này mà hệ thống điện không
trở về chế độ vận hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng
khởi động nhanh trên cơ sở lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và đảm bảo tối
thiểu hoá chi phí toàn hệ thống;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động thực tế của
các loại dịch vụ phụ trợ trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị
trường điện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh.
3. Phương thức vận
hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp
a) Trường hợp đã thực
hiện các biện pháp quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều này mà hệ thống điện vẫn ở
trạng thái mất cân bằng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được
phép thực hiện các biện pháp sa thải phụ tải điện;
b) Trường hợp xảy ra
sự cố trong vận hành thời gian thực, tùy thuộc vào mức độ nghiêm trọng của sự
cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều độ, huy động
các nhà máy điện trong hệ thống điện nhằm nhanh chóng đưa hệ thống điện trở về
chế độ vận hành bình thường;
c) Các đơn vị liên
quan phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để khôi phục hệ thống điện trở về chế
độ vận hành bình thường;
d) Các tình huống
trên phải được ghi trong báo cáo vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và thông báo cho các bên liên
quan.
4. Khôi phục hệ thống
điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phải thực hiện theo Quy định khởi động đen và
khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để tiến hành các
biện pháp khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường.
5. Vận hành khi dừng
thị trường điện
Trong trường hợp thị
trường điện dừng hoạt động, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm điều độ, huy động các tổ máy phát điện trong hệ thống điện trên cơ
sở lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới có xét đến các
ràng buộc an ninh hệ thống điện đã được tính toán, công bố và đảm bảo chi phí
tối thiểu toàn hệ thống.
Mục
6. PHỐI HỢP VẬN HÀNH, TRAO ĐỔI THÔNG TIN SỰ CỐ VÀ CÁC CHẾ ĐỘ BÁO CÁO VẬN HÀNH
Điều
86. Trách nhiệm chung trong phối hợp vận hành
1. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thống nhất về trách nhiệm,
phạm vi vận hành đối với thiết bị trên lưới điện truyền tải liên quan giữa hai
bên; cử nhân viên vận hành phối hợp vận hành an toàn lưới điện và thiết bị để
đảm bảo hệ thống điện truyền tải vận hành ổn định, an toàn và tin cậy.
2. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp, chia sẻ thông
tin, thiết lập, duy trì liên lạc và thực hiện các biện pháp an toàn cần thiết
khi tiến hành công tác hoặc thử nghiệm trong phạm vi quản lý của mình.
3. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải xây dựng quy trình phối
hợp vận hành để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị trong công tác vận hành,
thí nghiệm và bảo dưỡng, sửa chữa.
4. Khi thực hiện công
tác, thao tác trên lưới điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới
điện truyền tải phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và các quy
định điều độ, vận hành, thao tác an toàn khác có liên quan.
5. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp lắp đặt
các biển báo, thiết bị cảnh báo và hướng dẫn an toàn, cung cấp các phương tiện
phục vụ công tác phù hợp tại vị trí công tác để đảm bảo công tác an toàn.
6. Việc kiểm tra,
giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do
Nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải thực hiện.
7. Các đơn vị liên
quan có trách nhiệm phối hợp vận hành an toàn để đảm bảo tuân thủ quy định về
vận hành an toàn lưới điện truyền tải, các thiết bị điện đấu nối vào lưới điện
truyền tải.
Điều
87. 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 truyền tải
quốc gia.
2. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm gửi thông báo
ngay theo hình thức fax hoặc các hình thức thông tin khác cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị
liên quan khi có bất kỳ một sự kiện hay sự cố trong phạm vi quản lý gây ảnh
hưởng đến quá trình vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia hoặc để
phục vụ việc phân tích, xử lý sự cố.
3. Khi nhận được
thông báo theo quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải liên hệ và phối hợp với
Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để điều tra,
xác định nguyên nhân và có giải pháp xử lý kịp thời. Đơn vị truyền tải điện và
Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin có liên
quan, giải đáp các câu hỏi và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải phải cung cấp các thông tin liên quan đến sự cố cho Đơn vị truyền
tải điện phục vụ công tác phân tích, xử lý sự cố khi có sự cố trong phạm vi
quản lý của khách hàng.
4. Yêu cầu về nội
dung thông báo, báo cáo hoặc giải đáp thông tin về sự cố quy định tại các Khoản
2 và Khoản 3 Điều này bao gồm:
a) Tên và chức vụ của
người cung cấp thông báo, báo cáo hoặc giải đáp, thời gian thông báo, gửi báo
cáo hoặc giải đáp;
b) Thông tin chi tiết
liên quan đến vận hành, làm rõ trường hợp sự cố hoặc những rủi ro xảy ra;
c) Báo cáo thông tin
sự cố hoặc các giải đáp về sự cố có thể bằng văn bản hoặc bằng lời nói. Báo cáo
sự cố hoặc các giải đáp về sự cố phải bao gồm các nội dung và được thực hiện
như sau:
- Thông tin chi tiết
về nguyên nhân sự cố, những ảnh hưởng hoặc thiệt hại do sự cố, tai nạn hoặc
thiệt hại tính mạng; biện pháp khắc phục và kết quả thực hiện những biện pháp
đó;
- Trường hợp sự cố có
thể khắc phục ngay, báo cáo hoặc giải đáp dưới dạng lời nói: Người báo cáo phải
nói từng từ cho người nhận để ghi lại và người nhận phải đọc lại những thông
tin này để người cung cấp xác nhận lại một cách chính xác thông tin đó;
- Trường hợp sự cố
xảy ra trong nhà máy, nhà máy phải báo cáo hoặc giải đáp. Nếu sự cố xảy ra tại
hệ thống điện đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia, khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải báo cáo về sự cố hoặc giải đáp các câu hỏi; nếu sự cố
xảy ra trên lưới điện truyền tải quốc gia thì Đơn vị truyền tải điện phải làm
báo cáo hoặc giải đáp các câu hỏi.
Điều
88. Bảo mật thông tin
Mọi thông tin liên
quan đến quá trình vận hành hay xử lý sự cố chỉ được cung cấp cho bên thứ ba
trong các trường hợp sau:
1. Các trường hợp do
pháp luật quy định.
2. Có sự thỏa thuận
giữa các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Cấp điều độ có
quyền điều khiển đồng ý cung cấp thông tin.
3. Bên thứ ba là
khách hàng có đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia và được Cấp điều độ có
quyền điều khiển đồng ý cung cấp thông tin.
Điều
89. Chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia
1. Cấp điều độ có
quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền
tải có trách nhiệm thực hiện chế độ báo cáo sự cố theo quy định tại Quy trình
xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Ngoài các quy định
về chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia quy định tại Khoản 1 Điều này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều
khiển có trách nhiệm thực hiện các chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện
quốc gia như sau:
a) Đối với sự cố kéo
dài xảy ra trong hệ thống điện truyền tải từ cấp điện áp 220 kV trở lên gây hư
hỏng thiết bị hoặc sự cố trên hệ thống điện quốc gia gây mất điện diện rộng
trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc sự cố dẫn đến sa
thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên, ngay sau khi cô lập phần
tử bị sự cố trong hệ thống điện quốc gia, gửi báo cáo về thông tin sự cố cho
Cục Điều tiết điện lực thông qua hình thức tin nhắn hoặc thư điện tử (email);
b) Trong thời hạn 36
giờ kể từ khi xảy ra sự cố, các Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm
gửi báo cáo về Cục Điều tiết điện lực bằng thư điện tử (email) theo mẫu quy
định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo
Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
c) Định kỳ trước ngày
20 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp báo
cáo phân tích các sự cố theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 ban hành kèm theo Quy trình
xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành (đối với
các sự cố phải phân tích, đánh giá) và tổng hợp các sự cố xảy ra trong tháng
trước gửi về Cục Điều tiết điện lực theo đường văn thư và thư điện tử (email)
đối với các sự cố sau:
- Các sự cố kéo dài
trên lưới điện 500 kV;
- Các sự cố kéo dài
trên lưới điện 220 kV, 110 kV và nhà máy điện mà gây mất điện diện rộng trên
phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc một quận nội thành
của Thủ đô Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh hoặc phải sa thải phụ tải với quy mô
công suất từ 200 MW trở lên hoặc ảnh hưởng trực tiếp đến chế độ vận hành của
nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều
90. Báo cáo kết quả vận hành lưới điện truyền tải
1. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm báo cáo định kỳ về các nội dung sau:
a) Tình hình vận hành
lưới điện truyền tải;
b) Đánh giá việc thực
hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;
c) Tình hình quá tải,
sự cố thiết bị và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành lưới
điện an toàn, tin cậy và hiệu quả;
d) Các chỉ số đánh
giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 98 Thông tư này
và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;
đ) Tình trạng kết nối
tín hiệu SCADA của các trạm biến áp với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Thời điểm báo cáo
định kỳ
a) Trước ngày 15
tháng 01 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết
điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành
lưới điện truyền tải năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Trước ngày 15 hàng
tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành lưới điện
truyền tải tháng trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này.
3. Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành lưới điện truyền tải
khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực
Việt Nam, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. [54] Đơn vị truyền tải
điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này
bằng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).
Điều
91. 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 cả kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị và đánh giá an ninh
hệ thống điện quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ về tình hình
thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia hàng năm, hàng tháng, bao
gồm các nội dung chính sau:
a) Cơ cấu huy động
các dạng nguồn điện, tổng công suất đặt và khả dụng của nguồn điện; tiến độ vận
hành các công trình nguồn điện và lưới điện mới;
b) Đánh giá việc thực
hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;
c) Đánh giá nhu cầu
phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, đánh giá sai số dự báo nhu cầu phụ tải
điện;
d) Đánh giá kết quả
vận hành lưới điện truyền tải, tình hình sự cố và nguyên nhân, đề xuất các biện
pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn tin cậy và hiệu quả;
đ) Các chỉ số đánh
giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 97 Thông tư này
và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;
e) Các số liệu thống
kê về cung cấp nhiên liệu, tình hình thuỷ văn các hồ chứa thuỷ điện và huy động
các nhà máy điện; thống kê sự cố nguồn điện và lưới điện;
g) Tình trạng kết nối
tín hiệu SCADA của nhà máy điện và trạm biến áp thuộc quyền điều khiển.
3. Thời điểm báo cáo
định kỳ
a) Trước ngày 31
tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia
năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Trước ngày 25 hàng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo
Cục Điều tiết điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia tháng trước, bao
gồm các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận
hành hệ thống quốc gia khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
5. [55] Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1,
Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và thư
điện tử (email).
Chương
VII
ĐÁNH
GIÁ AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều
92. 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 quốc gia năm tới,
tháng tới, tuần tới, lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và điều độ thời gian
thực.
2. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin liên quan để
thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện. Các thông tin cung cấp bao gồm: Dự
báo nhu cầu phụ tải điện, kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới
điện, nhà máy điện, công suất truyền tải trên lưới điện truyền tải, công suất
khả dụng và công suất công bố của các tổ máy phát điện, các ràng buộc năng
lượng và các thông tin liên quan cần thiết khác.
3. [56] Đánh giá an ninh hệ
thống điện bao gồm các nội dung tính toán, phân tích và công bố tổng công suất
nguồn khả dụng dự kiến, dự báo nhu cầu phụ tải của hệ thống điện, đánh giá độ
tin cậy và khả năng sẵn sàng đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống điện, các cảnh
báo an ninh hệ thống điện và các yêu cầu khác về an ninh hệ thống điện. Đánh
giá an ninh hệ thống điện bao gồm đánh giá an ninh trung hạn và ngắn hạn được
quy định như sau:
a) Đánh giá an ninh
hệ thống điện trung hạn bao gồm:
- Đánh giá an ninh hệ
thống điện tháng tới và các tháng còn lại của năm: Được thực hiện để đánh giá
khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia cho tháng tới và các tháng còn
lại của năm, đơn vị thời gian tính toán là tháng;
- Đánh giá an ninh hệ
thống điện năm tới (năm N+1) có xét đến 1 năm tiếp theo: được thực hiện để đánh
giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia cho năm tới (N+1) và một
năm tiếp theo (năm N+2), đơn vị thời gian tính toán là tháng;
- Đánh giá an ninh hệ
thống điện ngắn hạn:
- Đánh giá an ninh hệ
thống điện ngày: được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống
điện quốc gia cho 14 ngày tới, đơn vị tính toán là giờ;
- Đánh giá an ninh hệ
thống điện tuần: được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống
điện quốc gia trong các tuần còn lại của tháng hiện tại và các tuần của tháng
tới, đơn vị thời gian tính toán là tuần.
4. Kết quả đánh giá
an ninh hệ thống điện là cơ sở để các đơn vị tham gia thị trường điện chủ động
xây dựng kế hoạch phát điện, bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, tham gia điều chỉnh
cân bằng cung cầu của hệ thống điện.
5. Để phục vụ việc
đánh giá an ninh hệ thống điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng
lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện và
nguồn điện.
6. Trường hợp Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy kế hoạch bảo dưỡng, sửa
chữa lưới điện, nguồn điện đe doạ tới an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch đó và phải nêu rõ lý do
từ chối.
7. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện chỉ được từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa
trên cơ sở xác định ảnh hưởng tới an ninh hệ thống điện do việc thực hiện kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa gây ra.
Điều
93.
[57] (được
bãi bỏ)
Điều
94.
[58] (được
bãi bỏ)
Điều
95.
[59] (được
bãi bỏ)
Chương
VIII
ĐÁNH
GIÁ CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều
96. Yêu cầu chung
1. Định kỳ hàng
tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình vận
hành hệ thống điện quốc gia, lưới điện truyền tải và việc thực hiện các tiêu
chuẩn chất lượng vận hành.
2. Các chỉ số thực
hiện được quy định trong Chương này là một trong những chỉ số để Cục Điều tiết
điện lực đánh giá chất lượng điều độ, vận hành hệ thống điện truyền tải của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện. Trường
hợp, chỉ số thực hiện của năm (N+1) kém hơn chỉ số thực hiện năm (N), Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách
nhiệm báo cáo giải trình và thực hiện các giải pháp để cải thiện chỉ số thực
hiện cho các năm tiếp theo.
Điều
97. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
Định kỳ hàng tháng,
hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo
cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống
điện và thị trường điện các chỉ số thực hiện sau:
1. Số lần tần số hệ
thống điện quốc gia vượt ra ngoài dải tần số cho phép và thời gian khôi phục về
chế độ vận hành bình thường trong các trường hợp sự cố theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.
2. Chỉ số sẵn sàng
của lưới điện, chỉ số độ lệch điện áp (Voltage Deviation Index), chỉ số độ lệch
tần số (Frequency Deviation Index).
3. Tổng chi phí hàng
tháng cho các loại dịch vụ phụ trợ.
4. Công suất huy động
và thời gian huy động thực tế của từng loại dịch vụ phụ trợ.
5. Số lần và khoảng
thời gian khi các loại dịch vụ phụ trợ không đáp ứng các yêu cầu về công suất
và điện năng dự phòng được quy định tại Điều 93 Thông tư này.
6. Sai số dự báo nhu
cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tế.
Điều
98. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị truyền tải điện
1. Định kỳ hàng
tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và
công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:
a) Thống kê tình
trạng quá tải của các thiết bị trên lưới điện truyền tải (mức độ quá tải, thời
gian quá tải);
b) Thống kê tình
trạng cắt điện trong lưới điện truyền tải bao gồm:
- Số lần ngừng, giảm
cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch;
- Thời gian bắt đầu
và thời gian kết thúc việc ngừng, giảm cung cấp điện.
c) Thống kê các thanh
cái trong lưới điện truyền tải có điện áp không đạt tiêu chuẩn quy định tại Điều 6 Thông tư này, bao gồm:
- Thống kê tình trạng
quá áp, thấp áp so với quy định tại Điều 6 Thông tư này;
- Thời gian bắt đầu
và thời gian kết thúc của mỗi lần vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Điện áp cao nhất và
thấp nhất khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Các sự kiện bất
thường khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp.
d) Các nội dung về độ
tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông
tư này;
đ) Tổn thất điện năng
hàng tháng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;
e) Danh sách các sự
cố dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải được quy
định tại Chương II Thông tư này. Báo cáo giải trình nguyên nhân vi phạm và
những đề xuất thay đổi để đạt được các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành.
2. Định kỳ hàng năm,
Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố
trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:
a) Tỷ lệ đầu tư xây
dựng theo từng cấp điện áp so với kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng
năm đã được duyệt;
b) Tổng số các thiết
bị trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm;
c) Tổng số lần ngừng,
giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở các đường dây truyền tải
và máy biến áp;
d) Tổng số lần và
tổng thời gian vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 6 Thông
tư này;
đ) Các nội dung về độ
tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông
tư này;
e) Tổn thất điện năng
trên lưới điện truyền tải và theo từng cấp điện áp;
g) Tổng số các sự cố
bất thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải.
Chương
IX
GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Điều
99. 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 có thể tự giải quyết trên cơ sở thoả thuận trong thời hạn 60
ngày.
2. Hết thời hạn được
quy định tại Khoản 1 Điều này mà không tự giải quyết được thì các đơn vị có
quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định của
pháp luật.
3. Quyết định giải quyết
tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực chung thẩm trừ các nội dung
tranh chấp có liên quan đến thoả thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.
Điều
100. Xử lý vi phạm
1. Mọi tổ chức, cá
nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm quy định tại Thông
tư này.
2. Trình báo về hành
vi vi phạm phải có các thông tin sau:
a) Ngày, tháng, năm
trình báo;
b) Tên, địa chỉ tổ
chức, cá nhân trình báo;
c) Tên, địa chỉ tổ
chức, cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;
d) Mô tả hành vi có
dấu hiệu vi phạm;
đ) Lý do biết hành vi
có dấu hiệu vi phạm (nếu có);
e) Các thông tin khác
có liên quan (nếu có).
Mẫu trình báo được
quy định tại Trình tự xác minh và xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực
điện lực thuộc thẩm quyền của Thủ trưởng Cơ quan Điều tiết điện lực do Bộ Công
Thương ban hành.
3. Cục Điều tiết điện
lực có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm
trong quá trình xác minh và xử lý vi phạm.
Chương
X
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều
101. 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. Trường hợp cần
thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy
trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu đấu nối và phương pháp dự
báo công suất, điện năng phát của các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió
đấu nối vào lưới điện truyền tải, phù hợp với các quy định tại Thông tư này và
đặc tính công nghệ, kỹ thuật của các nhà máy điện.
3. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này.
Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày ban hành Thông tư này, Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các
Quy trình, Quy định kỹ thuật để hướng dẫn thực hiện Thông tư này, bao gồm:
a) Quy trình dự báo
nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;
b) Quy trình lập kế
hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hệ thống điện quốc
gia;
c) Quy trình thực
hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn;
d) Quy trình lập kế
hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia;
đ) Quy trình xác định
và vận hành dịch vụ phụ trợ;
e) Quy định yêu cầu
kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và
trạm biến áp;
g) Quy định về yêu
cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA;
h) Quy trình thử
nghiệm và giám sát thử nghiệm;
i) Quy trình sa thải
phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia.
4. Đơn vị truyền tải
điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm xây dựng kế
hoạch để đầu tư, nâng cấp và cải tạo lưới điện, thiết bị điện trong phạm vi
quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu trong vận hành quy định
tại Thông tư này.
Điều
102. Hiệu lực thi hành [60]
1. Thông tư này có
hiệu lực kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017. Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15
tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải
hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trường hợp đã có
hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 01 tháng 6 năm 2010 có
nội dung khác với quy định tại Thông tư số 12/2010/TT- BCT ngày 15 tháng 4 năm
2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hoặc được
ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà có nội dung khác với một số nội dung
mới được quy định tại Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.
3. Trong quá trình
thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên
quan phản ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo
thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Trang thông tin điện tử Bộ Công Thương;
- Bộ Tư pháp (để theo dõi);
- Cơ sở dữ liệu quốc gia về VBPL;
- Vụ Pháp chế;
- Lưu: VT, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN HỢP
NHẤT
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Trương Thanh Hoài
|
Phụ lục 1A
THÔNG TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO KHÁCH HÀNG CÓ
NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương)
Thông tin đăng ký đấu
nối áp dụng cho các điểm đấu nối mới hoặc sửa đổi tại các điểm đấu nối cũ, bao
gồm:
Họ và tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối:
Chức danh:
Tên đơn vị công tác:
Có trụ sở đăng ký
tại:
Địa chỉ:
Điện thoại:
Fax:
Email:
1. Mô tả dự án
a) Tên dự án;
b) Lĩnh vực hoạt
động/loại hình sản xuất;
c) Sản lượng dự
kiến/Năng lực sản xuất;
d) Ngày dự kiến bắt
đầu khởi công xây dựng;
đ) Ngày dự kiến đưa
vào vận hành;
e) Điểm đấu nối hiện
tại (nếu có);
g) Điểm đấu nối đề
nghị;
h) Cấp điện áp và số
mạch đường dây đấu nối đề xuất;
i) Ngày dự kiến đóng
điện điểm đấu nối.
2. Bản đồ, sơ đồ và
kế hoạch
a) Bản đồ địa lý tỷ
lệ 1:50000 có đánh dấu vị trí của khách hàng có nhu cầu đấu nối, phần lưới điện
truyền tải liên quan của Đơn vị truyền tải điện và vị trí điểm đấu nối;
b) Sơ đồ bố trí mặt
bằng tỷ lệ 1:200 hoặc 1:500 mô tả vị trí các tổ máy phát điện, máy biến áp, các
toà nhà, vị trí đấu nối;
c) Cung cấp kế hoạch
xây dựng các công trình đề xuất cho các vùng bao quanh trạm biến áp, tổ máy
phát điện, công trình xây dựng, điểm đấu nối với tỷ lệ 1:200 hoặc 1:500.
3. Hồ sơ pháp lý
Các tài liệu về tư
cách pháp nhân (bản sao Giấy phép đầu tư hoặc Quyết định đầu tư, Quyết định
thành lập doanh nghiệp, Giấy đăng ký kinh doanh, Giấy phép hoạt động điện lực
và các giấy phép khác theo quy định của pháp luật).
Phụ lục 1B
THÔNG TIN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN
CỦA KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương)
Thông tin áp dụng cho
nhà máy điện, tổ máy phát điện, trạm điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối
gồm:
1. Mô tả nhà máy điện
a) Tên nhà máy;
b) Địa điểm xây dựng;
c) Loại hình và công
nghệ của nhà máy điện (thuỷ điện, nhiệt điện than, khí, năng lượng tái
tạo,...);
d) Số tổ máy phát
điện, công suất định mức;
đ) Sản lượng điện dự
kiến;
e) Công suất dự kiến
phát vào lưới;
g) Thời gian dự kiến
đưa vào vận hành;
h) Cấp điện áp đề
xuất tại điểm đấu nối.
2. Sơ đồ điện
a) Sơ đồ mặt bằng bố
trí thiết bị;
b) Sơ đồ nối điện
chính, trong đó chỉ rõ:
- Bố trí thanh cái;
- Các mạch điện
(đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);
- Các tổ máy phát
điện;
- Bố trí pha;
- Bố trí nối đất;
- Các thiết bị đóng
cắt;
- Điện áp vận hành;
- Phương thức bảo vệ;
- Vị trí điểm đấu
nối;
- Bố trí thiết bị bù
công suất phản kháng.
Sơ đồ này chỉ giới
hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách
hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền tải, nêu
rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai.
3. Đặc tính vận hành
tổ máy phát điện
Với mỗi loại tổ máy
phát điện, cần phải cung cấp đầy đủ các thông tin sau:
- Số tổ máy phát
điện;
- Công suất tác dụng
phát định mức (MW);
- Công suất biểu kiến
phát định mức (MVA);
- Công suất tác dụng
phụ tải tự dùng (MW);
- Công suất phản
kháng phụ tải tự dùng (MVAr);
- Điện áp đầu cực
(kV);
- Dải công suất tác
dụng (MW-MW);
- Công suất phản
kháng phát tối đa tại mức công suất tác dụng định mức (MVAr);
- Công suất phản
kháng nhận tối đa tại mức công suất tác dụng định mức (MVAr);
- Hệ số ngắn mạch;
- Dòng điện stator
định mức (A);
- Dòng điện rotor
định mức tại dòng điện đầu ra định mức (công suất tác dụng định mức, hệ số mang
tải định mức, điện áp đầu cực định mức) và tốc độ rotor định mức (A);
- Điện áp rotor định
mức (kV);
- Dải vận hành của tổ
máy phát điện bao gồm giới hạn nhiệt và kích từ;
- Đồ thị từ hóa hở
mạch;
- Đặc tính ngắn mạch;
- Đồ thị thành phần
công suất không tải;
- Đồ thị điện áp;
- Thời gian hòa đồng
bộ từ trạng thái ấm (giờ);
- Thời gian hòa đồng
bộ từ trạng thái lạnh (giờ);
- Thời gian vận hành
tối thiểu;
- Thời gian dừng tối
thiểu;
- Tốc độ tăng tải
định mức (MW/phút);
- Tốc độ giảm tải
định mức (MW/phút);
- Loại nhiên liệu
khởi động;
- Khả năng thay đổi
nhiên liệu khi có tải;
- Các chế độ sẵn
sàng;
- Thời gian thay đổi
chế độ tải;
- Dải điều khiển của
hệ thống điều chỉnh tần số thứ cấp (MW);
- Các đặc tính vận
hành liên quan khác;
- Cung cấp thông tin
chi tiết về công suất dự phòng của tổ máy phát điện trong các chế độ vận hành
khác nhau.
Với các nhà máy nhiệt
điện, ngoài các thông số yêu cầu ở trên phải cung cấp thêm sơ đồ khối chức năng
của các thành phần chính của nhà máy, lò hơi, máy phát xoay chiều, các nguồn cung
cấp nhiệt hoặc hơi.
4. Thông số kỹ thuật
của tổ máy phát điện
Các thông số và giá
trị sau:
- Điện kháng đồng bộ
dọc trục Xd;
- Điện kháng quá độ
dọc trục X’d
- Điện kháng siêu quá
độ chưa bão hòa dọc trục X’’d;
- Điện kháng đồng bộ
ngang trục Xq;
- Điện kháng quá độ
chưa bão hòa ngang trục X’q;
- Điện kháng siêu quá
độ chưa bão hòa ngang trục X’’q;
- Các thông số bão
hòa của các điện kháng Xd, X’d, X’’d, Xq, X’q, X’’q;
- Điện kháng thứ tự
nghịch X2;
- Điện kháng thứ tự
không Xo;
- Điện trở Stator Ra;
- Điện kháng khe hở
stator XL;
- Điện kháng điểm Xp;
- Biểu tượng và giá
trị hằng số thời gian máy máy điện;
- Hằng số thời gian
quá độ hở mạch dọc trục Tdo’ (s);
- Hằng số thời gian
siêu quá độ hở mạch dọc trục Tdo’’(s)
- Hằng số thời gian
quá độ hở mạch ngang trục Tqo’ (s);
- Hằng số thời gian
siêu quá độ hở mạch ngang trục Tqo’’(s)
- Hằng số thời gian
quá độ ngắn mạch dọc trục Td’ (s);
- Hằng số thời gian
siêu quá độ ngắn mạch dọc trục Td’’ (s);
- Hằng số thời gian
quá độ ngắn mạch ngang trục Tq’ (s);
- Hằng số thời gian
siêu quá độ ngắn mạch ngang trục Tq’’ (s);
- Hằng số quán tính
tuabin máy phát cho toàn bộ khối quay (MWsec/MVA);
5. Hệ thống kích từ
Dự kiến kiểu kích từ
và thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS), sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn của
IEEE (hoặc tiêu chuẩn tương đương được phép áp dụng) cùng các thông số và hàm
truyền kèm theo.
6. Hệ thống điều tốc
và thiết bị ổn định
Dự kiến kiểu điều
tốc, sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn IEEE (hoặc tiêu chuẩn tương đương được
phép áp dụng) cùng các thông số và hàm truyền kèm theo.
7. Hệ thống bảo vệ và
điều khiển
- Cung cấp thông tin
về hệ thống rơ le bảo vệ của tổ máy phát điện.
- Cung cấp thông tin
về hệ thống tự động điều khiển của nhà máy và dự kiến phương thức ghép nối với
hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối viễn thông của nhà máy và trạm biến áp.
8. Khởi động đen
Yêu cầu cung cấp các
thông tin về trang bị khả năng khởi động đen.
9. Ảnh hưởng tới môi
trường
Yêu cầu cung cấp các
thông tin liên quan tới phát thải khí nhà kính, bao gồm các thông tin sau:
a) Đối với nhà máy
nhiệt điện
- Khí CO2:
+ Tấn CO2/tấn nhiên
liệu;
+ Hiệu suất giảm khí
CO2.
- Khí SO2:
+ Tấn SO2/tấn nhiên
liệu;
+ Hiệu suất giảm khí
SO2.
- Khí NOx:
+ Tấn NOx/ đường cong xuất
điện năng MWh.
b) Nhà máy thủy điện
tích năng
- Công suất dự trữ
(MWH bơm);
- Công suất bơm lớn
nhất (MW);
- Công suất bơm nhỏ
nhất (MW);
- Công suất phát lớn
nhất (MW);
- Công suất phát nhỏ
nhất (MW);
- Hiệu suất (phát/
bơm tỷ lệ %).
c) Nhà máy điện gió
- Loại turbine (cố
định hay biến tốc);
- Chi tiết về đặc
tính kỹ thuật và đặc tính vận hành của nhà sản xuất;
- Phương thức vận
hành theo mùa của tổ máy phát điện: mùa hay liên tục;
- Dự kiến khả năng
phát vào lưới điện truyền tải hàng tháng (MW);
- Đồ thị phát điện
ngày điển hình của từng tháng;
- Dự kiến chi tiết sự
biến đổi đầu ra thường xuyên hay nhanh, bao gồm độ lớn, tỷ lệ thay đổi lớn
nhất, tần suất và quãng thời gian;
- Số liệu về kết quả
đo gió trong quá khứ.
10. Dự báo tính sẵn
sàng
- Yêu cầu bảo dưỡng
dự kiến: …tuần/năm;
- Khả năng sẵn sàng
(lấy từ yêu cầu bảo dưỡng được lập lịch dự kiến);
- Khả năng sẵn sàng
tỷ lệ công suất phát theo mùa (MW);
- Khả năng sẵn sàng
tuyệt đối;
- Khả năng sẵn sàng
bộ phận;
- Xác suất ngừng chạy
ép buộc.
- Giới hạn khả năng
phát điện:
+ Phát điện ngày
(GWh);
+ Phát điện tuần
(GWh);
+ Phát điện tháng
(GWh);
+ Phát điện năm
(GWh).
11. Số liệu kỹ thuật
của các thiết bị điện tại điểm đấu nối
a) Thiết bị đóng cắt:
Cầu dao, dao cách ly của các mạch đấu nối liên quan tới điểm đấu nối.
- Điện áp vận hành
định mức (kV);
- Dòng điện định mức (A);
- Dòng cắt ngắn mạch
03 pha định mức (kA);
- Đòng cắt ngắn mạch
01 pha định mức (kA);
- Dòng cắt tải 03 pha
định mức (kA);
- Dòng cắt tải 01 pha
định mức (kA);
- Dòng ngắn mạch 03
pha nặng nề nhất định mức (kA);
- Dòng ngắn mạch 01
pha nặng nề nhất định mức (kA);
- Mức cách điện cơ
bản-BIL (kV).
b) Máy biến áp
- Điện áp định mức và
bố trí cuộn dây;
- Công suất định mức
MVA của mỗi cuộn dây;
- Cuộn dây phân áp,
kiểu điều áp (dưới tải hoặc không), vùng điều áp (số lượng đầu ra và kích cỡ
bước điều áp);
- Chu kỳ thời gian điều
áp;
- Bố trí nối đất (nối
đất trực tiếp, không nối đất, nối đất qua cuộn kháng);
- Đường cong bão hòa;
- Điện trở và điện
kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất, lớn
nhất (R+jX trên phần trăm công suất định mức MVA của máy biến áp). Cho máy biến
áp 03 cuộn dây, cả 03 cuộn dây có đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng
giữa mỗi cặp cuộn dây phải được tính toán với cuộn thứ ba là hở mạch;
- Điện trở và điện
kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, thấp nhất và cao
nhất (Ω);
- Mức cách điện cơ
bản (kV).
c) Các thiết bị bù
công suất phản kháng (Tụ/cuộn cảm)
- Loại thiết bị (cố
định hoặc thay đổi) điện dung và/ hoặc tỷ lệ điện cảm hoặc vùng vận hành MVAr;
- Điện trở/ điện
kháng, dòng điện nạp/ phóng;
- Với thiết bị tụ/
cuộn cảm có thể điều khiển được, phải cung cấp chi tiết nguyên lý điều khiển,
các số liệu điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động, thời gian vận
hàng và các cài đặt khác.
d) Máy biến điện áp
(TU)/Máy biến dòng (TI)
- Tỷ số biến;
- Giấy chứng nhận
kiểm tra, kiểm định tuân theo quy định đo đếm.
đ) Hệ thống bảo vệ và
điều khiển
- Cấu hình hệ thống
bảo vệ;
- Giá trị cài đặt đề
xuất;
- Thời gian giải
phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;
- Chu kỳ tự động đóng
lại (nếu có);
- Quản lý, điều khiển
và giao tiếp dữ liệu.
e) Đường dây và cáp
truyền tải liên quan tới điểm đấu nối
- Điện trở/ điện
kháng/ điện dung;
- Dòng điện tải định
mức và dòng điện tải lớn nhất.
12. Nhà máy thuỷ điện
Đối với nhà máy thủy
điện phải cung cấp thêm dữ liệu về công suất phát và điện năng dự kiến cho mỗi
tháng của năm và các thông tin liên quan đến thủy văn, thủy năng, cụ thể như
sau:
a) Năng lượng sơ cấp
- thuỷ năng
- Các thông số hồ
chứa và điều tiết hồ chứa:
+ Dung tích hữu ích
(tỉ m3);
+ Dung tích toàn bộ
hồ (tỉ m3);
+ Dung tích chống lũ
(tỉ m3);
+ Mực nước dâng bình
thường (m);
+ Mực nước chết (m);
+ Mực nước gia cường
(m);
+ Dung tích dành cho điều
tiết nhiều năm (nếu có) (tỉ m3);
+ Diện tích lòng hồ
(km2);
+ Chiều dài hồ ở mực nước
dâng bình thường (km);
+ Chiều rộng trung
bình hồ (km);
+ Chiều sâu trung
bình hồ (m);
+ Đường đặc tính hồ
chứa V = f(h);
+ Kiểu điều tiết
(năm, nhiều năm, hỗn hợp);
+ Quy trình điều tiết
hồ chứa tóm tắt (đặt trong 01 file văn bản);
+ Quy trình điều tiết
hồ chứa đầy đủ (đặt trong 01 file văn bản);
+ Biểu đồ điều tiết
hồ chứa (theo tháng hay tuần).
- Các thông số về đập
chính:
+ Loại đập (đất đá,
bê tông,..);
+ Kiểu xả lũ (xả tự
nhiên, dùng cửa xả);
+ Cao độ đỉnh đập
(m);
+ Chiều cao mặt đập
(m);
+ Chiều dài mặt đập
(m);
+ Chiều dài đáy đập
(m);
+ Cao độ trên của
cánh phai xả lũ (m);
+ Sơ đồ nguyên lý cấu
tạo đập (file ảnh).
- Các thông số về đập
phát điện:
+ Loại đập (đất đá,
bê tông,..);
+ Cao độ đỉnh đập
(m);
+ Chiều cao mặt đập
(m);
+ Chiều dài mặt đập
(m);
+ Chiều dài đáy đập
(m);
+ Cao độ trên của cửa
nhận nước (m);
+ Sơ đồ nguyên lý cấu
tạo đập (file ảnh).
- Các thông số phía
thượng lưu:
+ Mực nước dâng bình
thường (m);
+ Mực nước chết (m);
+ Mực nước gia cường
(m);
+ Mực nước điều tiết
nhiều năm (nếu có) (m).
- Các thông số phía
hạ lưu:
+ Mực nước khi dừng
toàn bộ nhà máy (m);
+ Mực nước khi chạy
công suất min (m);
+ Mực nước khi chạy
công suất định mức (m);
+ Mực nước khi xả lưu
lượng tần suất 0,01% (m).
- Các số liệu chính
về thời tiết và thuỷ văn:
+ Đặc điểm thời tiết
khí hậu;
+ Diện tích lưu vực
sông (km2);
+ Tổng lượng dòng
chảy trung bình nhiều năm (m3);
+ Lưu lượng nước về
trung bình năm(m3/s);
+ Bảng tổng hợp lưu
lượng nước về trung bình tháng;
+ Lượng mưa trung
bình hằng năm (mm);
+ Lưu lượng lũ.
b) Tần suất nước về
và năng lượng theo thiết kế
- Các số liệu chính
về tần suất nước về theo bảng sau:
|
Tần
suất
|
Lưu
lượng lũ tối đa
(m3/s)
|
Lưu
lượng trung bình ngày đêm
(m3/s)
|
|
10,00%
|
|
|
|
1,00%
|
|
|
|
0,10%
|
|
|
|
0,01%
|
|
|
- Các số liệu chính
về tần suất nước về và năng lượng theo thiết kế:
|
Tần
suất
|
Lưu
lượng
|
Năng
lượng
|
|
25%
|
|
|
|
50%
|
|
|
|
65%
|
|
|
|
75%
|
|
|
|
90%
|
|
|
|
Trung
bình nhiều năm
|
|
|
c) Cơ khí thuỷ lực
- Các loại cánh phai
(van) dùng cho công trình:
+ Hệ thống nhận nước
(file văn bản);
+ Hệ thống xả nước
(file văn bản).
- Các thông số về Tua
bin nước:
+ Kiểu tuabin ;
+ Nước sản xuất;
+ Mã hiệu;
+ Công suất thiết kế
(MW);
+ Dải công suất khả
dụng ứng với cột nước tính toán (từ …MW đến …MW);
+ Cột nước tính toán
(m);
+ Cột nước tối đa
(m);
+ Cột nước tối thiểu
(m);
+ Lưu lượng nước qua
Tua bin ứng với tải định mức (m3/s);
+ Tốc độ quay định
mức (vòng/phút);
+ Tốc độ quay lồng
tốc(vòng/phút);
+ Độ cao hút HS (m);
+ Suất tiêu hao nước
ở cột nước định mức (m3/kWh).
- Cấu tạo của Tua bin
nước (file văn bản):
+ Stator tuabin;
+ Séc măng ổ đỡ;
+ Séc măng ổ hướng;
+ Buồng xoắn;
+ Bánh xe công tác;
+ Trục tuabin;
+ Cánh hướng nước;
+ Servomotor;
+ Hệ thống điều tốc
của tuabin.
- Hoạt động của Tua
bin nước:
+ Khởi động;
+ Vận hành bình
thường;
+ Ngừng bình thường
tuabin;
+ Ngừng sự cố
tuanbin;
+ Chuyển bù;
+ Đặc tính tuabin
P=f(delta h);
+ Đặc tính suất tiêu
hao nước theo cột nước.
d) Các hệ thống,
thiết bị phụ đi kèm
+ Hệ thống khí nén
cao áp - hạ áp;
+ Hệ thống dầu;
+ Hệ thống nước cứu
hoả;
+ Hệ thống nước kỹ
thuật làm mát.
e) Những lưu ý đặc
biệt
Phụ lục 1C
THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ
PHÂN PHỐI ĐIỆN, ĐƠN VỊ PHÂN PHỐI VÀ BÁN LẺ ĐIỆN VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương)
Thông tin áp dụng cho
Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện
nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, Đơn vị bán buôn điện có xuất -
nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền tải có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay
đổi đấu nối cũ, bao gồm:
1. Số liệu về điện
năng và công suất định mức
- Công suất tác dụng:
(MW)
- Công suất phản
kháng: (MVAr)
- Điện năng tiêu
thụ/ngày/tháng/năm: (kWh)
2. Số liệu dự báo nhu
cầu điện tại điểm đấu nối
a) Số liệu tiêu thụ
điện năm đầu
- Trường hợp thay đổi
đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp các thông
tin về tình hình tiêu thụ điện của phụ tải điện hiện có tại điểm đấu nối, biểu
đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng trong năm gần nhất, trong đó bao gồm các
số liệu sau:
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
- Trường hợp đấu nối
mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp các thông tin về nhu cầu
phụ tải điện tại điểm đấu nối bao gồm công suất cực đại, điện năng và biểu đồ
phụ tải ngày điển hình từng tháng của năm vào vận hành, trong đó bao gồm chi
tiết các số liệu sau:
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;
+ Công suất tác dụng
và công suất phản kháng tự phát (nếu có).
b) Dự báo nhu cầu
điện dự kiến trong 01 năm tiếp theo
- Đối với nhu cầu
thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp
nhu cầu phụ tải điện dự kiến tại điểm đấu nối, bao gồm công suất cực đại, điện
năng và Biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong
đó xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền
tải và tự phát;
- Đối với nhu cầu đấu
nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp những thông tin dự báo
nhu cầu phụ tải điện chi tiết, bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu đồ
phụ tải ngày điển hình từng tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong đó xác định rõ
nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải và tự phát.
c) Các số liệu liên
quan tới dự báo nhu cầu điện (nếu có): Bao gồm các số liệu liên quan tới
tiêu thụ điện như sản lượng sản phẩm, suất tiêu hao điện cho một đơn vị sản
phẩm, chế độ tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc và ngày nghỉ), tổng công suất lắp
đặt của thiết bị điện và công suất cực đại, hệ số công suất.
3. Số liệu kỹ thuật
thiết bị, lưới điện của phụ tải điện tại điểm đấu nối
a) Sơ đồ điện
- Sơ đồ mặt bằng bố
trí thiết bị;
- Sơ đồ nối điện
chính, trong đó chỉ rõ:
+ Bố trí thanh cái;
+ Các mạch điện
(đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);
+ Các tổ máy phát
điện;
+ Bố trí pha;
+ Bố trí nối đất;
+ Các thiết bị đóng
cắt;
+ Điện áp vận hành;
+ Phương thức bảo vệ;
+ Vị trí điểm đấu
nối;
+ Bố trí thiết bị bù
công suất phản kháng.
Sơ đồ này chỉ giới
hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách
hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền tải, nêu
rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai.
b) Các thiết bị điện
- Thiết bị đóng cắt
(cầu dao, cách ly…) của các mạch điện liên quan tới điểm đấu nối:
+ Điện áp vận hành
định mức;
+ Dòng điện định mức
(A);
+ Dòng điện cắt ngắn
mạch 03 pha định mức (kA);
+ Dòng điện cắt ngắn
mạch 01 pha định mức (kA);
+ Dòng cắt tải 03 pha
định mức (kA);
+ Dòng cắt tải 01 pha
định mức (kA);
+ Dòng ngắn mạch 03
pha nặng nề nhất định mức (kA);
+ Dòng ngắn mạch 01
pha nặng nề nhất định mức (kA);
+ Mức cách điện cơ
bản -BIL (kV).
- Máy biến áp:
+ Điện áp định mức và
bố trí cuộn dây;
+ Công suất định mức
MVA của mỗi cuộn dây;
+ Cuộn dây phân áp,
kiểu điều áp (dưới tải hoặc không), vùng phân áp (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 03
cuộn dây, có cả 03 cuộn dây đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng giữa mỗi
cặp cuộn dây phải được tính toán với cuộn thứ ba là mạch mở;
+ Điện trở và điện
kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, thấp nhất và cao
nhất (Ω);
+ Mức cách điện cơ
bản (kV).
- Các thiết bị bù công
suất phản kháng (Tụ/cuộn cảm):
+ Loại thiết bị (cố
định hoặc thay đổi) điện dung và/ hoặc tỷ lệ điện cảm hoặc vùng vận hành MVAr;
+ Điện trở/ điện
kháng, dòng điện nạp/ phóng;
+ Với thiết bị tụ/
cuộn cảm có thể điều khiển được, phải cung cấp chi tiết nguyên lý điều khiển,
các số liệu điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động, thời gian vận
hàng và các cài đặt khác.
- Máy biến điện áp
(VT)/ máy biến dòng (TI):
+ Tỷ số biến;
+ Giấy chứng nhận
kiểm tra tuân thủ Quy định đo đếm điện năng.
- Hệ thống bảo vệ và điều
khiển:
+ Cấu hình hệ thống
bảo vệ;
+ Giá trị cài đặt đề
xuất;
+ Thời gian giải
phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;
+ Chu kỳ tự động đóng
lại (nếu có);
+ Quản lý điều khiển
và giao tiếp dữ liệu.
- Đường dây trên
không và cáp điện liên quan tới điểm đấu nối:
+ Điện trở, điện
kháng, điện dung (thứ tự thuận, thứ tự không và hỗ cảm) theo giá trị đo lường
thực tế của đơn vị thí nghiệm;
+ Dòng điện tải định
mức và dòng điện tải lớn nhất.
c) Các thông số liên
quan đến ngắn mạch
- Dòng điện ngắn mạch
03 pha (xuất hiện tức thì tại điểm sự cố và sau sự cố thoáng qua) từ hệ thống
điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải
tại điểm đấu nối;
- Giá trị điện trở và
điện kháng thứ tự không của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải tính từ điểm đấu nối;
- Giá trị điện áp
trước khi sự cố phù hợp với dòng sự cố lớn nhất;
- Giá trị điện trở và
điện kháng thứ tự nghịch của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải tính từ điểm đấu nối;
- Giá trị điện trở và
điện kháng thứ tự không của mạch tương đương Pi của của hệ thống điện của Khách
hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
d) Yêu cầu về mức độ
dự phòng
Đối với Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu cầu nhận điện từ
hai nguồn trở lên, yêu cầu chỉ rõ:
- Nguồn dự phòng;
- Công suất dự phòng
yêu cầu (MW và MVAr).
4. Đặc tính phụ tải
Yêu cầu Khách hàng sử
dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông
tin sau đây:
- Chi tiết về các
thành phần phụ tải của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện
truyền tải, trong đó đặc biệt lưu ý cung cấp thông tin về các phụ tải có thể
gây ra dao động quá 5% tổng công suất của Khách hàng sử dụng điện nhận điện
trực tiếp từ lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối và mức gây nhấp nháy điện áp
của các phụ tải đó.
- Các chi tiết sau
đây về đặc tính phụ tải tại từng điểm đấu nối:
|
Thông
số
|
Đơn
vị
|
|
Hệ số công suất
trong chế độ nhận công suất phản kháng
|
|
|
Độ nhạy của phụ tải
với điện áp
|
MW/kV,
MVAr/kV
|
|
Độ nhạy của phụ tải
với tần số
|
MW/Hz,
MVAr/Hz
|
|
Dự kiến mức độ gây
mất cân bằng pha cực đại và trung bình
|
%
|
|
Dự kiến mức độ gây
sóng hài tối đa
|
|
|
Dự kiến mức độ gây
nhấp nháy điện áp ngắn hạn và dài hạn
|
|
Đối với Khách hàng sử
dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu sử dụng với công suất từ 5MW trở lên tại điểm
đấu nối phải cung cấp các dữ liệu sau:
- Tỷ lệ thay đổi tải
(kW/s và kVAr/s) bao gồm cả tăng lên và hạ xuống;
- Bước thời gian lặp
lại ngắn nhất của độ dao động phụ tải (giây);
- Độ lớn của bước
thay đổi lớn nhất trong nhu cầu điện (kW; kVAr).
5. Các yêu cầu khác
có liên quan tới phụ tải điện
Phụ lục 2
THỎA THUẬN ĐẤU NỐI MẪU
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương)
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
-------------------------------------------
THỎA
THUẬN ĐẤU NỐI
GIỮA (ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI
ĐIỆN) VÀ …( TÊN KHÁCH HÀNG ĐỀ
NGHỊ ĐẤU NỐI)
Số:
/NPT - TTĐN
- Căn cứ Thông tư số
……/2016/TT-BCT ngày …tháng….năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện
truyền tải;
- Căn cứ Văn bản đề
nghị đấu nối vào lưới điện truyền tải ngày … tháng … năm ….. của [Tên khách
hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị truyền tải điện];
- Căn cứ hồ sơ đề
nghị đấu nối của [Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị
truyền tải điện] ngày … tháng … năm …. ;
- Căn cứ vào các biên
bản làm việc và thỏa thuận sơ bộ phương án đấu nối ….;
- Căn cứ vào yêu cầu
và khả năng cung cấp dịch vụ truyền tải điện,
Hôm nay, ngày… tháng
… năm … tại …, chúng tôi gồm:
Bên A: [Tên Đơn vị truyền
tải điện]
Đại diện là: ...
Chức vụ: ....
Địa chỉ: ....
Điện thoại: .....;
Fax: ....
Tài khoản số: ...
Mã số thuế: ...
Bên B: [Tên tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối]
Đại diện là: ...
Chức vụ: ...
Địa chỉ: ...
Điện thoại: ...;
............................................ Fax: ...
Tài khoản số: ....
Mã số thuế: ...
Hai bên đồng ý ký kết
Thỏa thuận đấu nối với các nội dung sau:
Điều 1. Nội dung đấu
nối
[Tên Đơn vị truyền
tải điện]
thống nhất phương án đấu nối nhà máy điện .... của [tên khách hàng có nhu
cầu đấu nối] vào lưới điện truyền tải, cụ thể như sau:
1. Quy mô công trình
a) Điểm đấu nối (yêu
cầu chỉ rõ điểm đấu nối tại vị trí nào):
b) Điểm đầu đường dây
đấu nối vào hệ thống điện: ...
c) Điểm cuối đường
dây đấu nối vào hệ thống điện: ...
d) Cấp điện áp đấu
nối: ...
đ) Tiết diện dây
dẫn:...
e) Số mạch: ...
g) Kết cấu: ...
h) Chế độ vận hành:
...
i) Chiều dài đường
dây đấu nối: ...
2. Ranh giới đo đếm
Ranh giới đo đếm mua
bán điện năng lắp đặt tại vị trí đấu nối ..... vào lưới điện truyền tải.
3. Ranh giới đầu tư
4. Yêu cầu về giải
pháp kỹ thuật
5. Các tài liệu kèm
theo
a) Tài liệu đính kèm
01: ...
b) Tài liệu đính kèm
02: ...
c) Tài liệu đính kèm
03: ...
d) Tài liệu đính kèm
04: ...
đ) Tài liệu đính kèm
05: ...
e) Tài liệu đính kèm
06: ...
g) Tài liệu đính kèm
07: ...
Điều 2. Trách nhiệm
của các bên
1. Trách nhiệm của
Bên A
[Tên Đơn vị truyền
tải điện]
có trách nhiệm đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải để kết nối với lưới điện
của [tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] theo đúng ranh giới đầu tư xây
dựng quy định tại Khoản 3 Điều 1 của Thỏa thuận đấu nối này.
2. Trách nhiệm của
Bên B
a) [Tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm đầu tư xây dựng hệ thống lưới điện trong
phạm vi quản lý theo các mô tả kỹ thuật tại Tài liệu đính kèm 3, tuân thủ Quy
định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có liên quan.
b) [Tên khách hàng
có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm quản lý, vận hành hệ thống điện hoặc nhà
máy điện tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có
liên quan.
Điều 5. Ngày đấu nối
Ngày đấu nối dự kiến
là ……………(ngày, tháng, năm).
Điều 6. Chi phí kiểm
tra và thử nghiệm bổ sung
Chi phí kiểm tra và
thử nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 51 Thông tư số
…/2016/TT-BCT ngày…tháng…năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện
truyền tải được hai bên thống nhất như sau:
1. ………..
2. ………..
Điều 7. Tách đấu nối
1. Bên B có quyền đề
nghị tách đấu nối tự nguyện trong các trường hợp cụ thể quy định tại Tài liệu
đính kèm số 6 và phải tuân thủ các quy định có liên quan tại Thông tư số
…/2016/TT-BCT ngày tháng năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống
điện truyền tải.
2. Bên A có quyền
tách đấu nối bắt buộc trong các trường hợp quy định tại Điều 57 Thông tư số
…/2016/TT-BCT ngày tháng năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống
điện truyền tải.
Điều 8. Các thoả
thuận khác
1. Trong quá trình
vận hành, khi có sự thay đổi hay sửa chữa liên quan tới điểm đấu nối hoặc thiết
bị đấu nối, bên có thay đổi phải thông báo bằng văn bản và gửi các tài liệu kỹ
thuật liên quan tới bên kia; soạn thảo Phụ lục Thỏa thuận đấu nối để cả hai bên
ký làm tài liệu kèm theo Thoả thuận đấu nối này.
2. ………
3. ………
Điều 9. Hiệu lực thi
hành
1. Thỏa thuận đấu nối
này có hiệu lực kể từ ngày ký.
2. Thời hạn có hiệu
lực của Thỏa thuận đấu nối:
3. Thỏa thuận đấu nối
này được làm thành 04 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản./.
|
ĐẠI DIỆN Bên B
(Tên,
chức danh)
|
ĐẠI DIỆN Bên A
(Tên,
chức danh)
|
Tài liệu đính kèm 1
Sơ đồ 01 sợi tại khu
vực đấu nối
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Tài liệu đính kèm 02
quy định ranh giới sở hữu, quản lý vận hành
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Ngày……tháng……..năm………
Tên Trạm biến áp:
Địa điểm:
Địa chỉ:
Số điện thoại:
Nhân viên vận hành
lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện (Tên):
Nhân viên vận hành
của Khách hàng có nhu cầu đấu nối (Tên):
Điểm đấu nối:
Ranh giới sở hữu,
quản lý vận hành:
Giám đốc/ Trưởng Trạm
(Ký và ghi tên)
|
Nhân viên vận hành
của Đơn vị
truyền tải điện
(Ký
và ghi tên)
|
Nhân viên vận hành
của
Khách hàng có nhu cầu đấu nối
(Ký
và ghi tên)
|
Tài liệu đính kèm 03
Danh sách thiết bị sở
hữu cố định tại điểm đấu nối
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
I. Thiết bị chính
(bao gồm đường dây truyền tải điện và trạm biến áp)
1. Số, tên của thiết
bị:
2. Mô tả kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
II. Thiết bị thứ cấp
1. Số/tên thiết bị:
2. Mô tả kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
III. Hệ thống đo đếm
1. Số/tên thiết bị:
2. Mô tả kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
IV. Các thiết bị khác
liên quan đến điểm đấu nối
1. Số/ tên thiết bị:
2. Thông số kỹ thuật
chính:
3. Nhà đầu tư/ chủ sở
hữu:
4. Các thông tin cần
thiết khác:
5. Nhận xét:
Tài liệu đính kèm 04
Mô tả kỹ thuật thiết
bị điện liên quan tới điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối
Bao gồm các dữ liệu
cập nhật sửa đổi sơ đấu nối vào lưới điện truyền tải, đã được cập nhật và/hoặc
sửa đổi.
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Tài liệu đính kèm 05
Mô tả Danh sách các
dữ liệu truyền về hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống và thị trường
điện, hệ thống kỹ thuật thiết bị đầu cuối RTU/Gateway liên quan tới đấu nối của
khách hàng có nhu cầu đấu nối
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Tài liệu đính kèm 06
Đề nghị tách đấu nối
tự nguyện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Mô tả các trường hợp
mà Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đề xuất tách đấu nối tạm thời và các
trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với từng trường hợp.
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)
Tài liệu đính kèm 07
Các yêu cầu cụ thể về
trang bị hệ thống PSS, PMU, AGC, hệ thống rơ le bảo vệ, thỏa thuận phối hợp
trang bị, lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối giữa Cấp điều độ
có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện
truyền tải
(Kèm theo thỏa thuận
đấu nối số………)