Thông Tư 12/2010/Tt-Bct – Công Ty Cổ Phần Nhiệt Điện Hải Phòngthong

MỤC LỤC VĂN BẢN

*

BỘ CÔNG THƯƠNG ——-

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc ————–

Số: 12/2010/TT-BCT

Hà Nội, ngày 15 tháng 04 năm 2010

THÔNG TƯ

QUYĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơcấu tổ chức của Bộ Công thương;Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quyđịnh chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướngChính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triểncác cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam; Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;Bộ trưởng Bộ Công thương quy định hệ thống điện truyền tải như sau:

Chương 1.

Đang xem: Thông tư 12/2010/tt-bct

QUY ĐỊNHCHUNG

Điều 1. Phạm vi điềuchỉnh

Thông tư này quy định về:

1. Các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điệntruyền tải.

2. Đầu tư phát triển lưới điện truyền tải.

3. Dự báo nhu cầu phụ tải điện.

4. Điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điệntruyền tải.

5. Điều độ và vận hành hệ thống điện truyềntải.

6. Đo đếm điện năng tại các điểm giao nhậngiữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối, nhà máy điện đấu nối vào lướiđiện truyền tải không tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh và kháchhàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.

Điều 2. Đối tượng ápdụng

Thông tư này áp dụng cho các đối tượng sauđây:

1. Đơn vị truyền tải điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thịtrường điện.

3. Đơn vị bán buôn điện.

4. Đơn vị phân phối điện.

5. Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nốivào lưới điện truyền tải.

6. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trựctiếp từ lưới điện truyền tải.

7. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 3. Giải thích từngữ

Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đâyđược hiểu như sau:

1. An ninh hệ thống điện là khả năngnguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ tải điện tại một thời điểmhoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các ràng buộc trong hệ thốngđiện.

2. Cấp điện áplà một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thốngđiện, bao gồm:

a) Hạ áp là cấp điện áp dưới 1000V;

b) Trung áp là cấp điện áp từ 1000V đến 35kV;

c) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35kVđến 220kV;

d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên220kV.

3. Cấp điều độ có quyền điều khiển làcấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện trong phạm vi quản lý củamình, bao gồm điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và hệ thốngđiện phân phối.

4. Công suất khả dụng của tổ máy làcông suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có thể phát ổn định, liêntục trong một khoảng thời gian xác định.

5. Công tơ là thiết bị đo đếm điệnnăng thực hiện tích phân công suất theo thời gian, lưu và hiển thị giá trị điệnnăng đo đếm được.

6. Dự phòng quay là lượng công suất dựtrữ của các tổ máy phát điện đang vận hành trong hệ thống điện quốc gia sẵnsàng cho huy động đáp ứng yêu cầu huy động của Đơn vị vận hành hệ thống điện vàthị trường điện.

7. Điều chỉnh tự động công suất phát nhàmáy điện AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) làthiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điệnnhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theonguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.

8. Điều chỉnh tự động tần số của hệ thốngđiện AFC (viếttắt theo tiếng Anh: Automatic Frequency Control) là cơ chế điều khiển sự thayđổi công suất tác dụng của các tổ máy phát điện thông qua hệ thống thiết bị tựđộng để đảm bảo cho tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép.

9. Điều chỉnh điện áp tự động AVR của tổmáy phát điện (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) làthiết bị tự động điều khiển điện áp đầu cực máy phát thông qua tác động vào hệthống kích từ của máy phát để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giớihạn cho phép.

10. Điều chỉnh tần số sơ cấp là quátrình điều chỉnh tức thời được thực hiện bởi số lượng lớn các tổ máy có bộ phậnđiều chỉnh công suất tua bin theo sự biến đổi của tần số.

11. Điều chỉnh tần số thứ cấp là quátrình điều chỉnh tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp thực hiện thông qua tácđộng của hệ thống AGC đối với một số các tổ máy được quy định cụ thể trong hệthống, hệ thống sa thải phụ tải theo tần số hoặc lệnh của điều độ hệ thốngđiện.

12. Điều độ hệ thống điện là hoạt độngchỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện tronghệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy phạm kỹ thuật và phương thức vậnhành đã được xác định.

13. Đơn vị bán buôn điện là đơn vịđược cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn điện và xuất nhập khẩuđiện, có nghĩa vụ mua toàn bộ điện năng từ các Đơn vị phát điện để bán buônđiện cho các Đơn vị phân phối điện và xuất nhập khẩu điện thông qua lưới điệntruyền tải trong giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh.

14. Đơn vị phát điện là đơn vị điệnlực sở hữu các nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc các nhà máyđiện có công suất đặt trên 30MW đấu nối vào lưới điện phân phối.

15. Đơn vị phân phối điện là đơn vịđiện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bánlẻ điện, nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải để bán lẻ tới các kháchhàng sử dụng điện hoặc các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện khác.

16. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điệnlực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có tráchnhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.

17. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thịtrường điện là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tảiđiện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia; quản lý, điều phối các giaodịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường điện.

18. Độ tin cậy của hệ thống điện làchỉ số xác định khả năng của hệ thống điện đảm bảo cung cấp liên tục cho phụtải điện.

19. Độ tin cậy tác động của hệ thống bảovệ là chỉ số xác định khả năng sẵn sàng và chọn lọc của hệ thống bảo vệ đểgửi lệnh bảo vệ tới các máy cắt liên quan trực tiếp đến phần tử hệ thống điệnbị sự cố.

20. Hệ thống quản lý năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ thống phần mềm tựđộng vận hành tối ưu hệ thống điện.

21. Hệ thống điều khiển phân tán DCS (viếttắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là hệ thống các thiết bị điềukhiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối mạng theo nguyên tắc điềukhiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh hưởng do sự cố phần tử điềukhiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.

22. Hệ thống đo đếm là hệ thống baogồm các thiết bị đo đếm và mạch điện được tích hợp để đo đếm và xác định lượngđiện năng truyền tải qua một vị trí đo đếm.

23. Hệ thống điện quốc gia là hệ thốngcác trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liênkết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.

24. Hệ thống điện truyền tải là hệthống bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điệntruyền tải.

25. Hệ thống SCADA (viết tắt theotiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống thu thập sốliệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.

26. Hệ số chạm đất là tỷ số giữa giátrị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch chạm đất với giátrị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất (áp dụng cho trườnghợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất).

27. Hòa đồng bộ là thao tác nối tổ máyphát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống điện với nhau.

28. Khả năng khởi động đen là khả năngcủa một nhà máy có thể khởi động ít nhất một tổ máy từ trạng thái dừng hoàntoàn và hòa đồng bộ vào lưới mà không cần nhận điện từ lưới điện truyền tảihoặc lưới điện phân phối khu vực.

29. Khách hàng sử dụng lưới điện truyềntải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện đấu nối vào lướiđiện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao gồm:

a) Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nốivào lưới điện truyền tải;

b) Đơn vị phân phối điện nhận điện trực tiếptừ lưới điện truyền tải;

c) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trựctiếp từ lưới điện truyền tải.

30. Khởi động nguội là thực hiện cácthao tác từ đầu để đưa tổ máy phát điện đã ngừng đến trạng thái nguội vào vậnhành.

31. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy điềukhiển chế độ vận hành hệ thống điện từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thịtrường điện thông qua hệ thống thông tin điều độ.

32. Lưới điện là hệ thống đường dâytải điện, máy biến áp và trang thiết bị đồng bộ để truyền dẫn điện.

33. Lưới điện phânphối là phần lưới điện bao gồm toàn bộ các đường dây và trạm biến áp có cấpđiện áp từ 35kV trở xuống, các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kV đểthực hiện chức năng phân phối điện đến khách hàng sử dụng điện.

34. Lưới điệntruyền tải là phần lưới điện bao gồm toàn bộ các đường dây và trạm biến ápcó cấp điện áp từ 220kV trở lên, các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kVmang chức năng truyền tải để tiếp nhận công suất từ các nhà máy điện vào hệthống điện quốc gia. 

35. Máy biến dòngđiện (viết tắt theo tiếng Anh: Current Transformer) là thiết bị biến đổidòng điện, mở rộng phạm vi đo dòng điện và điện năng cho hệ thống đo đếm.

36. Máy biến điện áp (viết tắt theotiếng Anh: Voltage Transformer) là thiết bị biến đổi điện áp, mở rộng phạm viđo điện áp và điện năng cho hệ thống đo đếm.

37. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn Pstlà giá trị đo được trong khoảng thời gian mười (10) phút bằng thiết bị đotheo tiêu chuẩn IEC868.

38. Mức nhấp nháy điện áp dài hạn Pltđược tính từ mười hai (12) kết quả đo Pst liên tiếp sau khoảngthời gian hai (02) giờ, theo công thức:

*

39. Ngày điển hình là ngày được chọncó chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện. Ngày điển hình bao gồm ngàyđiển hình của ngày làm việc và ngày cuối tuần cho năm, tháng và tuần.

40. Ngừng, giảm cung cấp điện theo kếhoạch là việc ngừng cung cấp điện cho các khách hàng sử dụng điện để thựchiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, đại tu, xây lắp các công trình điện; điềuhòa, hạn chế phụ tải do thiếu điện theo kế hoạch hạn chế phụ tải do đơn vị vậnhành hệ thống điện và thị trường điện thông báo.

41. Quy định vận hành thị trường phát điệncạnh tranh là quy định do Bộ Công thương ban hành để điều chỉnh hoạt độngcủa các đối tượng tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.

42. Sa thải phụ tải là quá trình cắtphụ tải ra khỏi lưới điện do tác động của hệ thống sa thải phụ tải tự động hoặctheo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

43. Sai số điều độ là sai số cho phépgiữa công suất phát thực tế của tổ máy được huy động và công suất được huy độngtheo lệnh điều độ.

44. Sự cố đơn lẻ là sự cố một phần tửtrong hệ thống điện truyền tải khi hệ thống đang ở trạng thái vận hành bìnhthường, bao gồm các trường hợp sự cố một đường dây truyền tải, một máy biến áphoặc một tổ máy phát điện bất kỳ.

45. Sự cố hệ thống điện là sự kiện mộthoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do tác động từ nhiều nguyên nhândẫn đến hoạt động không bình thường, gây ngừng cung cấp điện hoặc mất ổn định,mất an toàn và không đảm bảo chất lượng điện năng của hệ thống điện.

46. Sự cố nhiều phần tử là trường hợpxảy ra hai sự cố đơn lẻ trở lên tại cùng một thời điểm.

47. Sự cố nghiêm trọng là sự cố gâymất điện trên diện rộng hoặc toàn bộ lưới điện truyền tải hoặc gây cháy, nổ làmtổn hại đến người và tài sản.

48. Sụp đổ hệ thống điện là tình huốngmà toàn bộ các phần tử trong hệ thống điện bị mất điện do sự cố.

49. Tách lưới là các thao tác đưa mộttrong các phần tử của hệ thống điện ra khỏi vận hành.

50. Tan rã hệ thống điện là tình huốnghệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ thống điện nhỏ tách rời dosự cố.

51. Thiết bị đo đếm là các thiết bịbao gồm công tơ, máy biến dòng điện, máy biến điện áp và các thiết bị phụ trợphục vụ đo đếm điện năng.

52. Thiết bị đầu cuối RTU (viết tắt theotiếng Anh: Remote Terminal Unit) là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máyđiện phục vụ việc thu thập và biến đổi dữ liệu để truyền về máy tính trung tâmcủa hệ thống SCADA/EMS.

53. Thiết bị ổn định hệ thống điện PSS (viếttắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ sungtác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp (AVR) để giảm mức dao động điện áptrong hệ thống điện.

54. Thời gian khởi động là khoảng thờigian ngắn nhất cần có để khởi động một tổ máy phát điện tính từ khi Đơn vị phátđiện đến khi được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trườngđiện đến khi tổ máy phát điện được hòa đồng bộ vào hệ thống điện quốc gia.

55. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹthuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế ban hành.

56. Tự động sa thải phụ tải khi tần sốthấp là tác động cắt tải tự động của rơ le tần số khi tần số của hệ thốngđiện xuống dưới ngưỡng cho phép.

57. Trang Web chính thức của thị trườngđiện là trang thông tin điện tử do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thịtrường điện chịu trách nhiệm quản lý để đăng tải các thông tin về hệ thống điệnvà thị trường điện.

58. Vị trí đo đếm là vị trí vật lýtrên mạch điện nhất thứ, tại đó điện năng mua bán được đo đếm và xác định.

Chương 2.

TIÊUCHUẨN VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 4. Tần số

1. Tần số danh định của hệ thống điện quốcgia Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành của hệ thống điện, tần số được phépdao động trong các phạm vi được quy định tại Bảng 1.

Bảng 1. Phạm vi daođộng tần số của hệ thống điện quốc gia

Chế độ vận hành của hệ thống điện

Dải tần số cho phép

Vận hành bình thường

49,8 Hz ÷ 50,2 Hz

Sự cố đơn lẻ

49,5 Hz ÷ 50,5 Hz

2. Trong trường hợp hệ thống điện quốc gia bịsự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc trong trạng thái khẩn cấp, chophép tần số hệ thống điện dao động trong khoảng từ 47Hz cho đến 52Hz. Dải tầnsố cho phép và số lần cho phép xuất hiện được xác định theo chu kỳ một (01) nămhoặc hai (02) năm được quy định tại Bảng 2.

Bảng 2. Dải tần sốcho phép và số lần cho phép trong trường hợp sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêmtrọng hoặc trạng thái khẩn cấp

Dải tần số cho phép (Hz)

(“f” là tần số hệ thống điện)  

Số lần cho phép theo chu kỳ thời gian

(tính từ thời điểm bắt đầu chu kỳ)

52 ≥ f ≥ 51,25

7 lần trong 01 năm

51,25 > f > 50,5

50 lần trong 01 năm

49,5 > f > 48,75

60 lần trong 01 năm

48,75 ≥ f > 48

12 lần trong 01 năm

48 ≥ f ≥ 47

01 lần trong 02 năm

Điều 5. Điện áp

1. Các cấp điện áp danh định trong lưới điệntruyền tải bao gồm 500kV, 220kV và 110kV.

2. Trong điều kiện làm việc bình thường hoặckhi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cáicho phép vận hành trên lưới được quy định tại Bảng 3:

Bảng 3. Điện áp tạithanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải

Cấp điện áp

Chế độ vận hành của hệ thống điện

Vận hành bình thường

Sự cố một phần tử

500kV

475 ÷ 525

450 ÷ 550

220kV

209 ÷ 242

198 ÷ 242

110kV

104 ÷ 121

99 ÷ 121

3. Trong trường hợp hệ thống điện truyền tảibị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong trạng thái khẩn cấp hoặctrong quá trình khôi phục hệ thống, cho phép mức dao động điện áp trên lướiđiện 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 xảyra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cốhoặc tăng quá 110% điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cốđược loại trừ.

Điều 6. Cân bằng pha

Trong chế độ làm việc bình thường, thành phầnthứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3% điện áp danh định đối vớicác cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.

Điều 7. Sóng hài

1. Giá trị cực đại cho phép của tổng mức biếndạng điện áp (tính theo % điện áp danh định) do các thành phần sóng hài bậc caogây ra đối với các cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

2. Giá trị cực đại cho phép của tổng mức biếndạng phía phụ tải (tính theo % dòng điện danh định) đối với các cấp điện áp110kV, 220kV và 500kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

3. Trong điều kiện vận hành bình thường, Đơnvị truyền tải điện có trách nhiệm đảm bảo tổng mức biến dạng do sóng hài trênlưới điện truyền tải không vượt quá các giá trị quy định khoản 1 Điều này.

4. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải cótrách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình không phát thêm sóng hài lên lướiđiện vượt quá giá trị quy định tại khoản 2 Điều này.

5. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hàiphía phụ tải có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại khoản 2 Điều này, Đơnvị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra giá trị sóng hài và điều tra nguyênnhân nếu có vi phạm. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hài phía phụ tải viphạm quy định, bên vi phạm phải trả toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và cácthiệt hại gây ra cho Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp kết quả kiểm tra chothấy phụ tải không vi phạm tiêu chuẩn, Đơn vị truyền tải điện phải tự chịu toànbộ chi phí kiểm tra.

6. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyềntải cho rằng tổng mức biến dạng điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quyđịnh tại khoản 1 Điều này, khách hàng có quyền yêu cầu Đơn vị truyền tải điệnkiểm tra các giá trị sóng hài. Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tragiá trị sóng hài và điều tra nguyên nhân nếu có vi phạm. Trường hợp tổng mứcbiến dạng điện áp vi phạm quy định, Đơn vị truyền tải điện phải chịu toàn bộchi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra. Trường hợp kết quả kiểm tracho thấy không vi phạm tiêu chuẩn, khách hàng đề nghị kiểm tra phải trả cho Đơnvị truyền tải toàn bộ chi phí kiểm tra.

Điều 8. Mức nhấp nháyđiện áp

1. Mức nhấp nháy điện áp tối đa cho phéptrong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 4.

Bảng 4. Mức nhấp nháyđiện áp

Cấp điện áp

Plt95%

Pst95%

110, 220, 500kV

0,6

0,8

2. Trong đó Plt95% là ngưỡng giátrị của Plt sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít nhất một tuần)và 95% số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này.

3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm kiểmsoát mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải đảm bảo mức nhấp nháy điệnáp tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị quy định tại Bảng 4 trong chế độvận hành bình thường. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảmbảo thiết bị đấu nối của mình không gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điệnvượt quá giá trị quy định tại Bảng 4.

4. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điệntruyền tải cho rằng mức nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quyđịnh tại khoản 1 Điều này, khách hàng có quyền yêu cầu Đơn vị truyền tải điệnkiểm tra mức nhấp nháy điện áp. Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tramức nhấp nháy điện áp và điều tra nguyên nhân nếu có vi phạm. Trường hợp kếtquả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp vi phạm quy định, Đơn vị truyền tảiđiện phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra;trường hợp không vi phạm tiêu chuẩn, khách hàng đề nghị kiểm tra phải trả chođơn vị truyền tải toàn bộ chi phí kiểm tra.

5. Trường hợp cho rằng Khách hàng sử dụnglưới điện truyền tải gây ra mức nhấp nháy điện áp vượt quá giá trị cho phép,Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra mức nhấp nháy điện áp và xácđịnh nguyên nhân gây ra vi phạm. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấpnháy điện áp do khách hàng vi phạm quy định thì bên vi phạm phải trả toàn bộchi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra cho Đơn vị truyền tải điện;trường hợp không vi phạm tiêu chuẩn, Đơn vị truyền tải điện phải tự chịu toànbộ chi phí kiểm tra.

Điều 9. Dao động điệnáp

1. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trênlưới điện truyền tải do phụ tải dao động gây ra không được vượt quá 2,5% củađiện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện áp vận hành cho phépđối với từng cấp điện áp được quy định tại Điều 5 Thông tư này.

2. Trong trường hợp chuyển nấc phân áp dướitải bằng tay, dao động điện áp tại điểm đấu nối với phụ tải không được vượt quágiá 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 lầntối đa lên đến 5% giá trị điện áp danh định, với điều kiện việc điều chỉnh điệnáp không được gây ra hỏng hóc thiết bị trên hệ thống điện truyền tải và thiếtbị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

Điều 10. Chế độ nốiđất trung tính

Chế độ nối đất trung tính của lưới điệntruyền tải là chế độ nối đất trực tiếp.

Điều 11. Dòng điệnngắn mạch và thời gian loại trừ ngắn mạch

1. Trị số dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép vàthời gian tối đa loại trừ ngắn mạch bằng bảo vệ chính trên hệ thống điện truyềntải được quy định tại Bảng 5.

Bảng 5. Dòng điệnngắn mạch và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch

Cấp điện áp

Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)

Thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch bằng bảo vệ chính (ms)  

Thời gian chịu đựng của bảo vệ chính (s)

500kV

40

80

3

220kV

40

100

3

110kV

31,5

150

3

2. Trong một số trường hợp đặc biệt, Đơn vịtruyền tải điện có trách nhiệm đề xuất để được phép áp dụng mức dòng ngắn mạchlớn nhất cho một số khu vực trong hệ thống điện truyền tải khác với mức quyđịnh tại Bảng 5.

3. Cục Điều tiết điện lực phê duyệt cho phépáp dụng mức dòng điện ngắn mạch lớn nhất khác với quy định tại Bảng 5 sau khixem xét các đề xuất, giải trình của Đơn vị truyền tải điện và ý kiến của Kháchhàng sử dụng lưới điện truyền tải bị ảnh hưởng trực tiếp.

Điều 12. Hệ số chạmđất

Hệ số chạm đất của lưới điện truyền tải ở cáccấp điện áp không được vượt quá 1,4.

Điều 13. Độ tin cậycủa lưới điện truyền tải

1. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải đượcxác định bằng lượng điện năng không cung cấp được hàng năm do ngừng, giảm cungcấp điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và sự cốtrên lưới điện truyền tải gây mất điện cho khách hàng.

2. Điện năng không cung cấp được được tínhbằng tích số giữa công suất phụ tải bị mất điện với thời gian phụ tải bị mấtđiện trong các trường hợp mất điện kéo dài trên một (01) phút, trừ các trườnghợp sau:

a) Ngừng, giảm cung cấp điện do hệ thống điệnquốc gia thiếu nguồn;

b) Ngừng, giảm mức cung cấp điện do sự kiệnbất 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 biệnpháp cần thiết trong khả năng cho phép).

3. Lượng điện năng không cung cấp được hàngnăm của lưới điện truyền tải bằng tổng lượng điện năng không cung cấp đượctrong năm đối với các trường hợp theo quy định tại khoản 2 Điều này.

4. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vịtruyền tải điện xây dựng chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện truyền tải trình Tậpđoàn Điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phêduyệt.

Điều 14. Tổn thấtđiện năng của lưới điện truyền tải

1. Tổn thất điện năng hàng năm trên lưới điệntruyền tải được xác định theo công thức sau: nhận

∆A =

Trong đó:

– ∆A: Tổn thất hàng năm trên lưới điện truyềntải;

– Attnhận: Tổng lượngđiện năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng nhận từtất cả các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại các điểm đấu nối vớilưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu bằng lưới điện truyềntải;

*

: Tổng lượng điệnnăng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng mà các Đơn vịphân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điệntruyền tải tiếp nhận từ các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổngđiện năng xuất khẩu. Tổng điện năng giao từ lưới điện truyền tải đã bao gồmtổng điện năng tự dùng của các trạm biến áp truyền tải.

2. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vịtruyền tải điện xây dựng mức tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải trìnhTập đoàn điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phêduyệt.

Chương 3.

Xem thêm: Giải Thích Sự Tạo Thành Giọt Nước Đọng Trên Lá Cây Vào Ban Đêm

DỰ BÁONHU CẦU PHỤ TẢI ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Điều 15. Quy địnhchung về dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điệnquốc gia là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ thống điệnquốc gia, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện riêng. Dự báo nhu cầu phụ tảiđiện hệ thống điện quốc gia là cơ sở để lập kế hoạch đầu tư phát triển hệ thốngđiện hàng năm, kế hoạch, phương thức vận hành hệ thống điện và vận hành thịtrường điện.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điệnquốc gia bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày và giờ tới.

3. Trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện hệthống điện quốc gia:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thịtrường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện quốcgia, hệ thống điện ba miền (Bắc, Trung, Nam) và phụ tải điện tại tất cả cácđiểm đấu nối với lưới điện truyền tải;

b) Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụngđiện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp choĐơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầu phụtải điện của mình, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toànđơn vị và nhu cầu phụ tải tại từng điểm đấu nối;

c) Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấpcho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầuxuất nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền tải, trong đó bao gồm dự báo nhucầu xuất nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm đấu nối phục vụ xuất nhậpkhẩu điện.

4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm banhành Quy định về phương pháp lập dự báo phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

Điều 16. Dự báo nhucầu phụ tải điện năm

1. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tảiđiện năm bao gồm:

a) Cho năm đầu tiên:

– Số liệu dự báo từng tháng về điện năng,công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàngsử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấunối;

– Số liệu dự báo xuất nhập khẩu điện từngtháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị bánbuôn điện và tại các điểm đấu nối.

b) Cho vốn (04) năm tiếp theo:

– Số liệu dự báo năm về điện năng, công suấtcực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụngđiện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối;

– Số liệu dự báo xuất nhập khẩu điện năm vềđiện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị bán buôn điệnvà tại các điểm đấu nối.

Chi tiết các số liệu sử dụng cho dự báo nhucầu phụ tải điện năm tới quy định tại Phụ lục 1A ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Các yếu tố cần xem xét khi dự báo phụ tảiđiện năm tới bao gồm:

a) Tốc độ tăng trưởng kinh tế (GDP) năm tớiđược Chính phủ công bố;

b) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện và hệsố phụ tải hàng năm theo quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt;

c) Các số liệu thống kê về sông suất, điệnnăng tiêu thụ trong ít nhất năm (05) năm trước gần nhất của Đơn vị phân phốiđiện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từlưới điện truyền tải;

d) Các số liệu thống kê xuất nhập khẩu điệnvề công suất, điện năng tiêu thụ trong ít nhất năm (05) năm trước gần nhất củaĐơn vị bán buôn điện;

đ) Các số liệu dự báo xuất nhập khẩu điện vềcông suất, điện năng của Đơn vị bán buôn điện;

e) Các giải pháp về tiết kiệm năng lượng vàquản lý nhu cầu điện;

g) Những thông tin cần thiết khác.

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệthống điện quốc gia năm bao gồm:

a) Cho năm đầu tiên: Công suất cực đại, điệnnăng, biểu đồ ngày điển hình từng tháng của hệ thống điện quốc gia, hệ thốngđiện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sửdụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nốivới lưới điện truyền tải;

b) Cho bốn (04) năm tiếp theo: Số liệu dự báonăm về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của hệ thống điệnquốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buônđiện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải vàtại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.

4. Trình tự thực hiện:

a) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vịphân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trựctiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệthống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình theo quyđịnh tại khoản 1 Điều này.

Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bánbuôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyềntải không cung cấp số liệu đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thốngđiện và thị trường điện có quyền sử dụng số liệu dự báo của năm trước để dự báophụ tải;

b) Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Đơn vị vậnhành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành dự báo nhu cầuphụ tải điện hệ thống điện quốc gia cho năm tới và cho bốn (04) năm tiếp theotheo quy định tại khoản 3 Điều này và công bố trên trang Web chính thức của thịtrường điện.

Điều 17. Dự báo nhucầu phụ tải điện tháng

1. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tảiđiện tháng bao gồm:

a) Số liệu dự báo từng tuần về điện năng,công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàngsử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấunối;

b) Số liệu dự báo xuất nhập khẩu điện từngtuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị bánbuôn điện và tại các điểm đấu nối.

Chi tiết các số liệu sử dụng cho dự báo nhucầu phụ tải điện tháng tới quy định tại Phụ lục 1B ban hành kèm theo Thông tưnày.

2. Các yếu tố cần xem xét khi dự báo phụ tảiđiện tháng tới bao gồm:

a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện thángtrong số liệu dự báo năm đã công bố;

b) Các số liệu thống kê về công suất và điệnnăng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối của tháng cùng kỳ năm trướcvà ba (03) tháng trước gần nhất của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sửdụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

c) Các số liệu thống kê xuất nhập khẩu điệnvề công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối trongba (03) tháng trước gần nhất; các số liệu cam kết trong hợp đồng xuất nhập khẩuđiện của Đơn vị bán buôn điện;

d) Các sự kiện có thể gây biến động lớn đếnnhu cầu phụ tải điện và các thông tin cần thiết khác.

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệthống điện quốc gia tháng tới bao gồm các số liệu sau: Công suất cực đại, điệnnăng, biểu đồ ngày điển hình từng tuần của hệ thống điện quốc gia, hệ thốngđiện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sửdụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nốivới lưới điện truyền tải.

4. Trình tự thực hiện:

a) Trước mười (10) ngày làm việc cuối cùng hàngtháng, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điệnnhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vịvận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện của mìnhtheo quy định tại khoản 1 Điều này.

Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bánbuôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyềntải không cung cấp số liệu đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thốngđiện và thị trường điện có quyền sử dụng số liệu dự báo của năm trước để dự báophụ tải.

b) Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị vận hànhhệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành tính toán và công bốtrên trang Web chính thức của thị trường điện kết quả dự báo phụ tải điện thángtới.

Điều 18. Dự báo nhucầu phụ tải điện tuần

1. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tảiđiện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất cực đại từng ngày, biểuđồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điệntrực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối.

Chi tiết các số liệu sử dụng cho dự báo nhucầu phụ tải điện tuần tới theo mẫu quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theoThông tư này.

2. Các yếu tố xem xét khi dự báo phụ tải điệntuần tới bao gồm:

a) Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điệntuần của dự báo tháng đã công bố;

b) Các số liệu thống kê về công suất và điệnnăng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối trong bốn (04) tuần trướcgần nhất của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điệntrực tiếp từ lưới điện truyền tải;

c) Dự báo thời tiết của ngày trong tuần tới,các ngày lễ, tết và các sự kiện có thể gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tảiđiện.

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệthống điện quốc gia tuần tới bao gồm các số liệu sau: Điện năng, công suất cựcđại từng ngày, biểu đồ ngày điển hình của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điệnba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụngđiện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối vớilưới điện truyền tải.

4. Trình tự thực hiện:

a) Trước 8h00 ngày thứ Ba hàng tuần, Đơn vịphân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trựctiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệthống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình theo quyđịnh tại khoản 1 Điều này.

Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bánbuôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyềntải không cung cấp số liệu đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điệnvà thị trường điện có quyền sử dụng số liệu dự báo của tuần trước để dự báo phụtải;

b) Trước 15h00 ngày thứ Năm hàng tuần, Đơn vịvận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành tính toánvà công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kết quả dự báo phụ tảiđiện tuần tới

Điều 19. Dự báo nhucầu phụ tải điện ngày

1. Các yếu tố xem xét khi dự báo phụ tải điệnngày tới bao gồm:

a) Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điệnngày của dự báo tuần đã công bố;

b) Các số liệu công suất, điện năng thực tếcủa hệ thống điện trong bảy (07) ngày trước; trường hợp ngày lễ, tết phải sửdụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;

c) Dự báo thời tiết của ngày tới và các thôngtin cần thiết khác.

2. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệthống điện quốc gia ngày tới bao gồm các số liệu sau: Công suất từng giờ của hệthống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vịbán buôn điện, và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điệntruyền tải và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải.

3. Trình tự thực hiện: Trước 9h00 hàng ngày,Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành tínhtoán và công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kết quả dự báophụ tải điện ngày tới.

Điều 20. Dự báo nhucầu phụ tải điện giờ

1. Các yếu tố xem xét khi dự báo phụ tải điệngiờ tới bao gồm:

a) Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điệngiờ của dự báo ngày đã công bố;

b) Các số liệu công suất, điện năng thực tếcủa hệ thống điện trong bốn mươi tám (48) giờ cùng kỳ tuần trước;

c) Dự báo thời tiết tại thời điểm gần nhất;

d) Các thông tin cần thiết khác.

2. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện giờtới bao gồm:

a) Công suất cực đại của hệ thống điện quốcgia và hệ thống điện của ba miền Bắc, Trung, Nam cho giờ tới và ba (03) giờtiếp theo;

b) Công suất cực đại tại từng điểm đấu nốivới lưới điện truyền tải cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo.

3. Trình tự thực hiện: Trước phút thứ nămmươi (50), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoànthành tính toán và công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kếtquả dự báo phụ tải điện của giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo.

Chương 4.

LẬP KẾHOẠCH ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 21. Nguyên tắcchung

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lậpkế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải của năm tới, có xét đến bốn(04) năm tiếp theo.

2. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điệntruyền tải hàng năm được lập trên các cơ sở sau đây:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải đã đượccông bố;

b) Phù hợp với quy hoạch phát triển điện lựcquốc gia, quy hoạch phát triển điện lực tỉnh đã được phê duyệt và các thỏathuận đấu nối đã ký;

c) Đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành lưới điệnquy định tại Chương II Thông tư này.

Điều 22. Nội dung kếhoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải

Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyềntải bao gồm các nội dung chính sau:

1. Đánh giá tình hình thực tế vận hành lướiđiện truyền tải đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tại từng điểmgiao nhận với lưới điện truyền tải cho năm tới và bốn (04) năm tiếp theo.

3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư cáchạng mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyềntải được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại.

4. Danh mục các dự án nguồn điện sẽ đấu nốivào lưới điện truyền tải trong năm tới và bốn (04) năm tiếp theo, kèm theo dựkiến điểm đấu nối, thỏa thuận đấu nối của những dự án nguồn điện này.

5. Danh mục các công trình hệ thống thông tintruyền dữ liệu phục vụ công tác vận hành hệ thống điện.

6. Kết quả tính toán các chế độ xác lập hệthống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới và cho mùa khô và mùa mưa củabốn (04) năm tiếp theo.

7. Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tạicác thanh cái 500kV, 220kV và 110kV trong lưới điện truyền tải.

8. Kết quả phân tích ổn định động, ổn địnhtĩnh của hệ thống điện truyền tải.

9. Kết quả tính toán bù công suất phản khángtrên lưới điện truyền tải.

10. Phân tích khả năng đáp ứng các tiêu chuẩnvận hành của hệ thống điện truyền tải theo các quy định tại Chương II Thông tưnày và các giải pháp thực hiện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành quy định.

11. Phân tích và lựa chọn phương án đầu tưlưới điện truyền tải đảm bảo truyền tải hết công suất của các nhà máy điện, đảmbảo cung cấp cho phụ tải, thỏa mãn các tiêu chí, tiêu chuẩn kỹ thuật và có chiphí nhỏ nhất.

12. Danh mục các hạng mục lưới điện truyềntải cần xây dựng năm tới và cho từng năm của giai đoạn bốn (04) năm tiếp theo.Kế hoạch thu xếp vốn cho thực hiện từng công trình.

13. Các kiến nghị.

Điều 23. Trách nhiệmcung cấp thông tin cho lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấpcác thông tin sau:

a) Danh sách các nhà máy điện mới dự kiến đấunối vào lưới điện truyền tải trong năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo;

b) Tiến độ thực hiện đấu nối và ngày dự kiếnvận hành của các nhà máy điện đó;

c) Các thông số chính của các nhà máy điện sẽđấu nối vào hệ thống điện truyền tải và thông số điểm đấu nối theo quy địnhtrong Phụ lục 2B ban hành kèm theo Thông tư này;

d) Các thay đổi liên quan đến đấu nối các nhàmáy điện hiện có trong năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo.

2. Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụngđiện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cácthông tin sau:

a) Danh sách các điểm đấu nối dự kiến vớilưới điện truyền tải năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo;

b) Tiến độ dự kiến đóng điện của các điểm đấunối mới;

c) Công suất phụ tải cực đại tại các điểm đấunối mới và các thông tin về đấu nối được quy định tại Phụ lục 2C ban hành kèmtheo Thông tư này;

d) Dự kiến đề xuất thay đổi (nếu có) của điểmđấu nối hiện tại trong năm (05) năm tới, bao gồm cả các dự kiến thay đổi chitiết.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thịtrường điện phải cung cấp các thông tin sau:

a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện hàng năm cóxét đến bốn (04) năm tiếp theo phải phù hợp với quy định tại Điều 16 Thông tưnày;

b) Dự kiến nhu cầu dịch vụ phụ trợ hàng nămcó xét đến bốn (04) năm tiếp theo;

c) Kế hoạch huy động nguồn điện cho năm tớicó xét đến bốn (04) năm tiếp theo được duyệt.

4. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cungcấp các thông tin sau:

a) Công suất, điện năng xuất nhập khẩu;

b) Tiến độ đưa vào vận hành các công trìnhnguồn điện mới năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo.

Điều 24. Trình tựlập, phê duyệt và công bố kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải

1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vịtruyền tải điện có trách nhiệm gửi các yêu cầu về cung cấp thông tin và thờihạn cung cấp thông tin đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lướiđiện truyền tải.

2. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, các đơn vịphải cung cấp đầy đủ thông tin theo các nội dung yêu cầu quy định tại Điều 23Thông tư này cho Đơn vị truyền tải điện.

3. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Đơn vịtruyền tải điện phải hoàn thành Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tảicho năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo trình Tập đoàn Điện lực Việt Namthông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.

4. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày kể từngày nhận được kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới cóxét đến bốn (04) năm tiếp theo, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thẩmđịnh, phê duyệt.

5. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày kể từngày kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải được Cục Điều tiết điệnlực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm công bố trên trang thôngtin điện tử của đơn vị kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải đã đượcphê duyệt.

Chương 5.

ĐẤU NỐIVÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

MỤC 1. ĐIỂM ĐẤU NỐIVÀ RANH GIỚI PHÂN ĐỊNH TÀI SẢN, VẬN HÀNH

Điều 25. Điểm đấu nối

1. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị,lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào lướiđiện truyền tải.

2. Vị trí điểm đấu nối được xác định như sau:

a) Đấu nối nhà máy điện: Điểm đấu nối đượcxác định tại dao cách ly đầu vào của ngăn lộ đấu vào thanh cái của sân phânphối nhà máy điện. Trường hợp sân phân phối nhà máy điện có đấu nối với nhà máyđiện khác hoặc với lưới điện của Đơn vị phân phối điện, điểm đấu nối là daocách ly phía cao áp của máy biến áp tăng áp của nhà máy điện;

b) Đấu nối lưới điện, thiết bị điện của Đơnvị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điệntruyền tải: trường hợp trạm biến áp thuộc sở hữu của Đơn vị truyền tải thì điểmđấu nối được xác định tại dao cách ly đường dây phía điện áp thứ cấp; trườnghợp trạm biến áp thuộc sở hữu của Đơn vị phân phối điện hoặc của Khách hàng sửdụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải thì điểm đấu nối là daocách ly đường dây phía điện áp sơ cấp;

c) Trường hợp điểm đấu nối khác với quy địnhtại điểm a và điểm b Khoản này phải do hai bên thỏa thuận và được Cục Điều tiếtđiện lực thông qua.

3. Điểm đấu nối phải được mô tả chi tiết bằngcác bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong thỏa thuận đấu nối.

Điều 26. Ranh giớiphân định tài sản và quản lý vận hành

1. Ranh giới phân định tài sản giữa Đơn vịtruyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là điểm đấu nối.

2. Tài sản của mỗi bên tại ranh giới phânđịnh tài sản phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên quantrong thỏa thuận đấu nối.

3. Tài sản thuộc sở hữu của bên nào do bên đócó trách nhiệm đầu tư xây dựng và quản lý vận hành theo các tiêu chuẩn và quyđịnh của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.

MỤC 2. CÁC YÊU CẦU KỸTHUẬT ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐẤU NỐI

Điều 27. Các yêu cầuchung

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thựchiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch và kế hoạch đầu tưđã được duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền tải đáp ứng các tiêuchuẩn vận hành theo quy định tại Chương II Thông tư này.

2. Việc đấu nối trang thiết bị điện, lưới điệnvà nhà máy điện của khách hàng vào lưới điện truyền tải phải thực hiện theo quyhoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

3. Trường hợp đề nghị đấu nối mới chưa cótrong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt, Đơn vị truyền tải điện có tráchnhiệm thông báo cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và Cục Điều tiết điện lực vềđề nghị đấu nối ngoài quy hoạch. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệmlập hồ sơ bổ sung quy hoạch và trình cơ quan nhà nước có thẩm quyền xem xét,phê duyệt bổ sung quy hoạch phát triển điện lực trước khi thực hiện thỏa thuậnđấu nối.

Xem thêm: Hướng Dẫn Dùng Camtasia – Hướng Dẫn Sử Dụng Camtasia 9 Để Biên Tập Video

4. Đơn vị truyền tải điện và khách hàng cónhu cầu đấu nối phải có thỏa thuận đấu nối bằng văn bản, bao gồm những nội dungchính sau:

a) Các nội dung kỹ thuật liên quan đến điểmđấu nối;

b) Tiến độ thời gian hoàn thiện đấu nối;

c) Các nội dung thương mại của thỏa thuận đấunối.

5. Đơn vị truyền tải điện có quyền từ chối đềnghị đấu nối nếu trang thiết bị, lưới điện của khách hàng có nhu cầu đấu nốikhông tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật yêu cầu tại Thông tư này và các quychuẩn ngành có liên quan hoặc đề nghị đấu nối không đúng với quy hoạch pháttriển điện lực đã được duyệt.

6. Đơn vị truyền tải điện có quyền tách đấunối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới điện truyền tảinếu có căn cứ cho thấy khách hàng vi phạm các tiêu chuẩn kỹ thuật và tiêu chuẩnvận 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 gâyảnh hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải. Trường hợp hai bên khôngthống nhất về việc tách đấu nối thì phải thực hiện trình tự, thủ tục giải quyếttranh chấp quy định tại Chương XI Thông tư này.

7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điệntruyền tải là Đơn vị phát điện có nhu cầu thay đổi thiết bị thuộc phạm vi quảnl?

Viết một bình luận