Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định hệ thống điện phân phối do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Điều 41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp

Hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp khi đáp ứng các yêu cầu sau:

1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 kVA trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 kVA đến 100 kVA (nhưng không vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp hạ thế đấu nối) được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.

Điều 5. Điện áp

1. Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối

Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm 110 kV, 35 kV, 22 kV, 15 kV, 10 kV, 06 kV và 0,4 kV.

2. Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối được phép dao động so với điện áp danh định như sau:

a) Tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện là ± 05 %;

b) Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là + 10% và - 05 %;

c) Trường hợp nhà máy điện và khách sử dụng điện đấu nối vào cùng một thanh cái trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ thuật vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp cho khách hàng sử dụng điện.

3. Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng + 05 % và - 10 % so với điện áp danh định.

4. Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ± 10 % so với điện áp danh định.

5. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện áp cao hơn so với quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.

Điều 6. Cân bằng pha

Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không vượt quá 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.

Điều 7. Sóng hài điện áp

1. Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp (THD) là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (theo đơn vị %), được tính theo công thức sau:

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

Trong đó:

a) THD: Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp;

b) Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;

c) V1: Giá trị hiệu dụng của của điện áp tại bậc cơ bản (tần số 50 Hz).

2. Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 1 như sau:

Bảng 1. Độ biến dạng sóng hài điện áp

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

3. Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối trong thời gian ngắn vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 2 Điều này nhưng không được gây hư hỏng thiết bị của lưới điện phân phối.

Điều 8. Nhấp nháy điện áp

1. Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:

Bảng 2: Mức nhấp nháy điện áp

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

Trong đó:

a) Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) là giá trị đo được trong khoảng thời gian 10 phút bằng thiết bị đo tiêu chuẩn theo IEC868. Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá trị này;

b) Mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) được tính từ 12 kết quả đo Pst liên tiếp (trong khoảng thời gian 02 giờ), theo công thức:

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

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.

2. Tại điểm đấu nối trung và hạ áp, mức nhấp nháy ngắn hạn (Pst) không được vượt quá 0,9 và mức nhấp nháy dài hạn (Plt) không được vượt quá 0,7 theo tiêu chuẩn IEC1000-3-7.

Điều 9. Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

1. Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính được quy định trong Bảng 3 như sau:

Bảng 3. Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

2. Đối với lưới điện trung áp cấp cho khu đô thị có mật độ dân cư đông và đường dây có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị trí đóng cắt lớn hơn giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải nhỏ hơn 01 giây (s) và phải đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.

3. Đơn vị phân phối điện phải thông báo giá trị dòng ngắn mạch cực đại cho phép tại điểm đấu nối để Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị.

Điều 28. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực
...
2. Trường hợp phương án đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo Quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 32. Yêu cầu về sóng hài dòng điện

1. Giá trị cực đại cho phép của tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện phụ tải gây ra được quy định như sau:

a) Đối với đấu nối vào cấp điện áp trung áp và hạ áp có công suất nhỏ hơn 50 kW: Giá trị dòng điện của sóng hài bậc cao không vượt quá 20 % dòng điện phụ tải;

b) Đối với đấu nối vào cấp điện áp cao áp hoặc các đấu nối có công suất từ 50 kW trở lên: Giá trị dòng điện của sóng hài bậc cao không vượt quá 12 % dòng điện phụ tải.

2. Tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện do Đơn vị phân phối điện đo tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối được đo đếm theo tiêu chuẩn IEC1000-4-7, kéo dài ít nhất 24 giờ với chu kỳ 10 phút 01 lần. Chậm nhất 06 tháng kể từ thời điểm phát hiện thiết bị của khách hàng không đạt được giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này, khách hàng phải áp dụng các biện pháp khắc phục để đạt được giá trị tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện trong giới hạn cho phép.

Điều 38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

1. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên (không phân biệt cấp điện áp đấu nối) và các trạm biến áp 110 kV chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.

Điều 38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
...
2. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên đã kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập 01 (một) kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và 02 (hai) kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các trạm biến áp 110 kV được điều khiển và thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập 02 (hai) kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các thông tin, dữ liệu kết nối SCADA của nhà máy điện, trạm biến áp này phải đảm bảo kết nối và chia sẻ thời gian thực về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.

Điều 40. Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên

1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng vận hành phát công suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz 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 điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây với độ sai số trong dải ± 01 % công suất định mức, cụ thể như sau:

- Phát công suất theo đúng lệnh điều độ trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị dự báo;

- Phát công suất lớn nhất có thể trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo.

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 5 Điểm a Khoản 2 Điều 39 Thông tư này.

3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ hơn 01 % công suất định mức mỗi giây. Mức giảm công suất tương ứng với tần số được xác định theo công thức sau:

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

Trong đó:

a) ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

b) Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

c) fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).

4. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp như sau:

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 nằm trong dải vận hành bình thường, 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 điểm đấu nối 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 tổ máy;

c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) trong toàn bộ dải làm việc cho phép của máy phát và hoàn thành trong thời gian không quá 02 phút;

d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng phát hoặc nhận công suất phản kháng (theo tỷ lệ so với công suất phản kháng định mức) bằng tối thiểu 02 lần tỷ lệ thay đổi điện áp tại điểm đấu nối.

5. 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 điểm đấu nối trong thời gian như sau:

a) Điện áp dưới 0,3 pu (pu là hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị điện áp thực tế so với giá trị điện áp định mức), 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:

Trong đó:

Tmin = 4 x U - 0,6

- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu.

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.

6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 01 % điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc tới 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.

7. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá giá trị 03 %.

8. Mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 8 Thông tư này.

Điều 41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp

Hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp khi đáp ứng các yêu cầu sau:

1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 kVA trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 kVA đến 100 kVA (nhưng không vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp hạ thế đấu nối) được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.

2. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Khi tần số hệ thống điện nằm ngoài dải từ 49 Hz đến 51 Hz thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 0,2 giây.

3. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục khi điện áp tại điểm đấu nối trong dải từ 85 % đến 110 % điện áp định mức. Khi điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải từ 85 % đến 110 % điện áp định mức thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 02 giây.

4. Hệ thống điện mặt trời không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiều vào lưới điện phân phối vượt quá giá trị 0,5 % dòng định mức tại điểm đấu nối.

5. Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo loại trừ sự cố và vận hành an toàn hệ thống điện mặt trời. Đối với hệ thống điện mặt trời có công suất từ 10 kVA trở lên, khách hàng có đề nghị đấu nối phải thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân phối điện.

6. Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp phải tuân theo các quy định về điện áp, cân bằng pha, sóng hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 10 Thông tư này.

Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật của Trung tâm điều khiển
...
2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển

a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu độc lập 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 phải có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa;

- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.

b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

- Có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý 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 phải có trách nhiệm chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) cổng kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện, thiết bị đóng cắt do Trung tâm 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 và trạm điện về Trung tâm điều khiển.

Điều 44. Trình tự thỏa thuận đấu nối cấp điện áp trung áp và 110 kV

Điều 44. Trình tự thỏa thuận đấu nối cấp điện áp trung áp và 110 kV
...
2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thực hiện các công việc sau đây:
...
c) Lấy ý kiến của Cấp điều độ có quyền điều khiển về ảnh hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, yêu cầu kết nối với hệ thống thông tin và hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển, các yêu cầu về rơ le bảo vệ, tự động hóa và các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật với thiết bị tại điểm đấu nối;

Điều 45. Thời hạn xem xét và ký Thoả thuận đấu nối
...
2. Đối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 04 ngày làm việc kể từ khi nhận đầy đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm xem xét, thỏa thuận và ký Thỏa thuận đấu nối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp.

Điều 51. Trình tự thử nghiệm, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối
...
2. Đối với Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 06 ngày làm việc kể từ ngày nhận đầy đủ hồ sơ đóng điện điểm đấu nối hợp lệ của Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp theo quy định tại Điều 48 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với khách hàng hoàn thành đóng điện chạy thử, nghiệm thu và đóng điện vận hành chính thức cho khách hàng có đề nghị đấu nối.

Điều 52. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối
...
2. Trường hợp hai bên không thống nhất về kết quả kiểm tra và nguyên nhân gây ra vi phạm, hai bên phải thỏa thuận về phạm vi kiểm tra để khách hàng thuê Đơn vị thí nghiệm độc lập tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại. Trường hợp kết quả kiểm tra của Đơn vị thí nghiệm độc lập cho thấy các vi phạm gây ra do thiết bị của khách hàng mà khách hàng không chấp nhận các giải pháp khắc phục, Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lưới điện phân phối.

Điều 52. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối
...
6. Trong quá trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện thấy có nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện do các thiết bị thuộc sở hữu của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện phải thông báo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và yêu cầu thời gian khắc phục để loại trừ nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Nếu sau thời gian yêu cầu khắc phục mà nguyên nhân kỹ thuật vẫn chưa được giải quyết, Đơn vị phân phối điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho khách hàng. Khách hàng phải tiến hành thử nghiệm lại để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối theo quy định tại Điều 51 Thông tư này.

Điều 79. Điều khiển phụ tải

1. Điều khiển phụ tải bao gồm các biện pháp:

a) Ngừng, giảm mức cung cấp điện;

b) Sa thải phụ tải;

c) Điều chỉnh giảm công suất phụ tải điện của Khách hàng sử dụng điện khi khách hàng tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện.

2. Quy định điều chỉnh giảm công suất phụ tải điện của Khách hàng sử dụng điện khi khách hàng tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện được thực hiện theo Quy định nội dung, trình tự thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 82. Các biện pháp sa thải phụ tải

1. Sa thải phụ tải tự động là sa thải do rơ le tần số tác động để cắt có chọn lọc phụ tải nhằm giữ tần số trong giới hạn cho phép, tránh mất điện trên diện rộng.

Chương IV KẾ HOẠCH ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Điều 22. Quy định chung về kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối
...
Điều 23. Yêu cầu đối với kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm
...
Điều 24. Nội dung kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối
...
Điều 25. Trình tự phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

Điều 101. Sửa đổi một số Điều của 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 và Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 05 tháng 11 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia

1. Sửa đổi Khoản 2 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

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

a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 1000 V;

b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV;

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

d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.”.

2. Sửa đổi Khoản 33 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.”.

3. Sửa đổi Khoản 34 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.”.

4. Sửa đổi Khoản 35 Điều 3 Thông tư số 40/2014/TT-BCT như sau:

“35. Lưới điện trung áp là lưới điện phân phối có cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV.”.

Điều 22. Quy định chung về kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

1. Hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý cho năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.

2. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm được lập căn cứ trên các cơ sở sau đây:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;

b) Phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương đã được phê duyệt và các thỏa thuận đấu nối đã ký.

Điều 23. Yêu cầu đối với kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm

1. Đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu phụ tải của khách hàng hiện có và các khách hàng mới dự kiến; đấu nối các nguồn điện mới vào lưới điện phân phối.

2. Đáp ứng các yêu cầu vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này.

3. Đề xuất danh mục chi tiết và tiến độ đưa vào vận hành các công trình lưới điện phân phối cần đầu tư trong năm tới và tổng khối lượng đầu tư theo các hạng mục công trình cho 02 năm tiếp theo.

4. Đề xuất danh mục các công trình lưới điện truyền tải cần đầu tư, nâng cấp để đáp ứng các yêu cầu về tiến độ đầu tư các công trình trong kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối.

Điều 24. Nội dung kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

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

1. Đánh giá hiện trạng lưới điện phân phối.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới có xét đến 04 năm tiếp theo quy định tại Điều 19 Thông tư này.

3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư các công trình lưới điện phân phối đã được phê duyệt trong kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối năm liền kề.

4. Danh mục các điểm đấu nối mới với Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối kèm theo dự kiến điểm đấu nối đã được thỏa thuận.

5. Các tính toán phân tích, lựa chọn sơ đồ kết lưới tối ưu, bao gồm:

a) Tính toán chế độ vận hành lưới điện phân phối;

b) Tính toán ngắn mạch tới thanh cái trung thế của các trạm 110 kV;

c) Tính toán tổn thất điện áp trên lưới phân phối;

d) Tính toán tổn thất điện năng trên lưới phân phối;

đ) Tính toán bù công suất phản kháng;

e) Kế hoạch thực hiện bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối.

6. Danh mục các công trình đường dây và trạm biến áp phân phối điện xây mới hoặc cần cải tạo cho năm tới và tổng khối lượng đầu tư xây dựng mới và cải tạo lưới điện phân phối theo các cấp điện áp và các hạng mục công trình cho 02 năm tiếp theo theo quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.

7. Tổng hợp vốn đầu tư xây dựng mới và cải tạo lưới điện phân phối theo các cấp điện áp.

Điều 25. Trình tự phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối

1. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm bao gồm các nội dung quy định tại Điều 24 Thông tư này và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thông qua.

2. Trước 01 tháng 10 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua.

3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức thẩm định và phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối của Tổng công ty Điện lực nhằm đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện phân phối, cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội và xây dựng giá bán điện.

Điều 37. Yêu cầu về hệ thống thông tin

1. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên hoặc trạm biến áp 110 kV phải được trang bị hệ thống thông tin và kết nối hệ thống này tương thích với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ thông tin liên lạc và truyền dữ liệu trong vận hành hệ thống điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm kênh trực thông, điện thoại và fax phải hoạt động tốt.

Điều 47. Cung cấp hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và khách hàng có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp

Điều 48. Cung cấp hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối đối với Khách hàng

Điều 49. Kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối

Điều 49. Kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối
...
3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển thống nhất với khách hàng về trình tự kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.

Điều 50. Đóng điện điểm đấu nối

Điều 50. Đóng điện điểm đấu nối

1. Sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm gửi Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về pháp lý và kỹ thuật:

- Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm và kiểm tra đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;

- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện, đã chốt chỉ số công tơ giao nhận điện năng;

- Đã ký kết hợp đồng mua bán điện (nếu có);

- Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về lĩnh vực xây dựng.

b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về điều độ, vận hành:

- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;

- Hệ thống bảo vệ rơ le đã được chỉnh định đúng theo các yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

- Nhân viên vận hành đã được đào tạo, kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành và công nhận chức danh theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

- Phương tiện thông tin điều độ (Kênh trực thông, điện thoại, fax) hoạt động tốt;

- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển (nếu có).

2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Đơn vị phân phối điện thông báo cho khách hàng đề nghị đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.

3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.

Điều 50. Đóng điện điểm đấu nối

1. Sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm gửi Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về pháp lý và kỹ thuật:

- Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm và kiểm tra đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;

- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện, đã chốt chỉ số công tơ giao nhận điện năng;

- Đã ký kết hợp đồng mua bán điện (nếu có);

- Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về lĩnh vực xây dựng.

Điều 51. Trình tự thử nghiệm, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối

1. Đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và Đơn vị phát điện có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp:
...
d) Lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng đề nghị đấu nối chỉ được phép chính thức đưa vào vận hành sau khi đã được nghiệm thu chạy thử từng phần, toàn phần, đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Mục 2 Chương này và quy định của pháp luật về xây dựng có liên quan đến nghiệm thu công trình. Trong quá trình nghiệm thu chạy thử và vận hành chính thức, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải tuân thủ Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.

Điều 55. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối đối với thiết bị điện của Đơn vị phân phối điện

Điều 56. Đóng điện điểm đấu nối đối với thiết bị điện của Đơn vị phân phối điện

Điều 56. Đóng điện điểm đấu nối đối với thiết bị điện của Đơn vị phân phối điện

1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật

- Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;

- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;

- Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về lĩnh vực xây dựng.

Điều 62. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện

1. Quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa trang thiết bị và lưới điện trong phạm vi quản lý.

Điều 64. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối

1. Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp có trách nhiệm:

a) Xây dựng quy trình quản lý vận hành, thí nghiệm, bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện và lưới điện trong phạm vi quản lý phù hợp với các quy định pháp luật hiện hành và quy định của nhà chế tạo;

Mục 8. THÍ NGHIỆM TRÊN HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

Điều 92. Các yêu cầu chung về thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối
...
Điều 93. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối
...
Điều 94. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm tổ máy phát điện
...
Điều 95. Trách nhiệm trong thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối
...
Điều 96. Trình tự thí nghiệm theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện
...
Điều 97. Trình tự thí nghiệm theo đề nghị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
...
Điều 98. Trách nhiệm thực hiện sau khi thí nghiệm

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

Điều 92. Các yêu cầu chung về thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối

1. Thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối bao gồm việc thí nghiệm trên lưới điện của Đơn vị phân phối điện và lưới điện, nhà máy điện hoặc thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối.

2. Việc thí nghiệm chỉ được tiến hành trong khả năng làm việc của thiết bị điện hoặc tổ máy phát điện và trong thời gian được thông báo tiến hành thí nghiệm, có sự chứng kiến của đại diện các bên có liên quan và phải tuân thủ các quy trình, quy định hiện hành. Việc thực hiện thí nghiệm phải đảm bảo không gây nguy hiểm cho người và thiết bị trên hệ thống điện phân phối trong quá trình thí nghiệm.

3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ thiết bị thuộc sở hữu và quản lý vận hành để đảm bảo các thiết bị vận hành an toàn và tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối.

4. Việc thí nghiệm thiết bị điện tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

5. Chi phí thí nghiệm định kỳ do đơn vị sở hữu thiết bị chi trả.

6. Chi phí thí nghiệm đột xuất do bên đề nghị thí nghiệm chi trả nếu kết quả thí nghiệm cho thấy lưới điện hoặc tổ máy phát điện đạt các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các thông số ghi trong Thoả thuận đấu nối; trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy lưới điện hoặc tổ máy phát điện không đạt các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc không đúng với các thông số ghi trong Thoả thuận đấu nối thì bên sở hữu và quản lý vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối phải trả chi phí thí nghiệm.

Điều 93. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối

1. Thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới điện phân phối.

Thời hạn thí nghiệm định kỳ được thực hiện theo quy định hoặc hướng dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Trường hợp không có quy định hoặc hướng dẫn của nhà sản xuất thì thời hạn thí nghiệm định kỳ do đơn vị sở hữu thiết bị quyết định nhưng không quá 03 năm.

Nội dung thí nghiệm định kỳ được thực hiện theo hướng dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Trường hợp không có hướng dẫn của nhà sản xuất thì thực hiện đầy đủ các nội dung kiểm tra định kỳ được quy định tại Quy chuẩn kỹ thuật điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Thí nghiệm đột xuất thiết bị trên lưới điện phân phối trong trường hợp:

a) Để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện phân phối;

b) Theo yêu cầu của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khi có nghi ngờ chất lượng cung cấp điện trên lưới điện phân phối vi phạm các quy định tại Chương II Thông tư này hoặc cam kết trong Thỏa thuận đấu nối;

c) Theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện khi có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xấu đến lưới điện phân phối.

Điều 94. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm tổ máy phát điện

1. Đơn vị phân phối điện có quyền thí nghiệm mỗi tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối không quá 02 (hai) lần trong năm, trừ các trường hợp sau:

a) Kết quả thí nghiệm xác định một hoặc nhiều đặc tính vận hành của tổ máy phát điện không đúng với các đặc tính ghi trong Thoả thuận đấu nối;

b) Khi Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về các thông số và đặc tính vận hành của tổ máy phát điện trong kết quả thí nghiệm;

c) Theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;

d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên liệu.

2. Đơn vị phát điện có quyền yêu cầu thí nghiệm trong các trường hợp sau:

a) Để 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) Để kiểm tra tổ máy phát điện sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.

Điều 95. Trách nhiệm trong thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối

1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:

a) Tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc sở hữu và quản lý vận hành;

b) Tổ chức thực hiện thí nghiệm đột xuất trên lưới điện phân phối trong trường hợp cần thiết để đảm bảo lưới điện phân phối vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này;

c) Tổ chức thực hiện thí nghiệm trên lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khi có yêu cầu;

d) Phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện khác khi tiến hành các thí nghiệm thiết bị tại các điểm đấu nối ranh giới;

đ) Thông báo trước bằng văn bản cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và các đơn vị có liên quan về kế hoạch thí nghiệm để phối hợp thực hiện.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm:

a) Tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ lưới điện, thiết bị điện, tổ máy phát điện thuộc sở hữu và quản lý vận hành;

b) Phối hợp với Đơn vị phân phối điện trong việc thí nghiệm các thiết bị điện tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối;

c) Thông báo trước bằng văn bản cho Đơn vị phân phối điện về kế hoạch thí nghiệm để phối hợp thực hiện;

d) Tổ chức bảo dưỡng định kỳ các thiết bị điện, các thiết bị đấu nối với lưới điện phân phối;

đ) Sau khi thí nghiệm xong, gửi bản sao các biên bản thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện để theo dõi.

Điều 96. Trình tự thí nghiệm theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện

1. Khi có yêu cầu thí nghiệm thiết bị điện, tổ máy phát điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 93 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng ít nhất 15 ngày trước ngày dự kiến thí nghiệm. Thông báo phải bao gồm các nội dung sau:

a) Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;

b) Vị trí thí nghiệm;

c) Thời gian dự kiến thí nghiệm;

d) Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;

đ) Kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện do yêu cầu của thí nghiệm (nếu có).

2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không nhất trí với thông báo kế hoạch thí nghiệm của Đơn vị phân phối điện, trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, khách hàng phải thông báo lại và đề xuất phương án giải quyết để thống nhất với Đơn vị phân phối điện về cách thức thực hiện thí nghiệm.

3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối tổ chức thí nghiệm theo kế hoạch đã thống nhất.

4. Kết quả thí nghiệm được bên tổ chức thí nghiệm gửi cho bên còn lại.

Điều 97. Trình tự thí nghiệm theo đề nghị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối

1. Thí nghiệm trên lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 93 Thông tư này

a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi văn bản yêu cầu thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện, bao gồm các nội dung sau đây:

- Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;

- Hạng mục và nội dung thí nghiệm.

b) Trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm trả lời yêu cầu thí nghiệm của khách hàng;

c) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thống nhất cách thức thực hiện thí nghiệm theo yêu cầu trước khi tổ chức thí nghiệm;

d) Kết quả thí nghiệm được bên tổ chức thí nghiệm gửi cho bên còn lại.

2. Thí nghiệm lưới điện, thiết bị điện, tổ máy phát điện thuộc sở hữu và quản lý vận hành của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối theo đề nghị của khách hàng

a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện, bao gồm các nội dung sau:

- Mục đích, lý do đề nghị thí nghiệm;

- Vị trí thí nghiệm;

- Thời gian dự kiến thí nghiệm;

- Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;

- Kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện do yêu cầu của thí nghiệm (nếu có).

b) Trường hợp thí nghiệm tổ máy phát điện, ngoài các nội dung quy định tại Điểm a Khoản này Đơn vị phát điện phải bổ sung các thông tin sau:

- Lý lịch của tổ máy phát điện;

- Các đặc tính của tổ máy phát điện;

- Dự kiến chế độ vận hành tổ máy phát điện trong thời gian thí nghiệm.

c) Trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được đề nghị thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra và yêu cầu khách hàng bổ sung các thông tin cần thiết;

d) Trong thời hạn 14 ngày kể từ ngày nhận được đầy đủ thông tin yêu cầu thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng đề nghị thí nghiệm và các đơn vị có liên quan về kế hoạch thí nghiệm;

đ) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tổ chức thực hiện thí nghiệm và gửi kết quả thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện.

Điều 98. Trách nhiệm thực hiện sau khi thí nghiệm

1. Đơn vị phân phối điện phải điều chỉnh, đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị trên lưới điện phân phối trong trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc sở hữu và quản lý vận hành không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các yêu cầu trong Thỏa thuận đấu nối.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải điều chỉnh, đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị trong thời hạn thoả thuận với Đơn vị phân phối điện trong trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy thiết bị thuộc sở hữu và quản lý vận hành của khách hàng không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các yêu cầu trong Thỏa thuận đấu nối.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao gồm:

a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 01 kV;

b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV;

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

d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.

2. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ.

3. Công suất khả dụng của tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.

4. Dao động điện áp là sự biến đổi biên độ điện áp so với điện áp danh định trong thời gian dài hơn 01 phút.

5. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối hoặc Đơn vị phân phối điện khác vào lưới điện phân phối.

6. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, bao gồm các cấp điều độ:

a) Cấp điều độ quốc gia;

b) Cấp điều độ miền.

7. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.

8. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:

a) Tổng công ty Điện lực;

b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Tổng công ty Điện lực (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).

9. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị phân phối điện để bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.

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

11. Hệ số chạm đất là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất (áp dụng cho trường hợp ngắn mạch 01 (một) pha hoặc ngắn mạch 02 (hai) pha chạm đất).

12. Hệ thống điện phân phối là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối.

13. Hệ thống đo đếm là hệ thống bao gồm các thiết bị đo đếm và mạch điện được tích hợp để đo đếm và xác định lượng điện năng truyền tải qua một vị trí đo đếm.

14. Hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.

15. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện từ lưới điện phân phối để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.

16. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện đấu nối vào lưới điện phân phối để sử dụng dịch vụ phân phối điện, bao gồm:

a) Đơn vị phát điện;

b) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;

c) Khách hàng sử dụng điện.

17. Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối là Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, bao gồm:

a) Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có quy mô công suất từ 03 MW trở lên;

b) Khách hàng sử dụng điện có sản lượng bình quân từ 1.000.000 kWh/tháng trở lên.

18. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng là khách hàng có trạm biến áp, lưới điện riêng đấu nối vào lưới điện phân phối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV.

19. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.

20. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.

21. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.

22. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần, ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.

23. Rã lưới là sự cố mất liên kết giữa các nhà máy điện, trạm điện dẫn đến mất điện một phần hay toàn bộ hệ thống điện miền hoặc hệ thống điện quốc gia.

24. Sa thải phụ tải là quá trình cắt phụ tải ra khỏi lưới điện khi có sự cố trong hệ thống điện hoặc khi có quá tải cục bộ ngắn hạn nhằm đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động sa thải phụ tải hoặc lệnh điều độ.

25. Sóng hài là sóng điện áp và dòng điện hình sin có tần số là bội số của tần số cơ bản.

26. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm điều khiển của hệ thống SCADA.

27. Tách đấu nối là việc tách lưới điện hoặc thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối ra khỏi lưới điện phân phối tại điểm đấu nối.

28. Thỏa thuận đấu nối là văn bản thỏa thuận giữa Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng để đấu nối các trang thiết bị điện của khách hàng vào lưới điện phân phối.

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

30. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.

31. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.

Mục 3. YÊU CẦU CHẤT LƯỢNG DỊCH VỤ KHÁCH HÀNG

Điều 16. Các chỉ tiêu chất lượng dịch vụ khách hàng
...
Điều 17. Yêu cầu chất lượng dịch vụ khách hàng

Điều 43. Hồ sơ đề nghị đấu nối

1. Trường hợp đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha, khi có nhu cầu đấu nối mới vào lưới điện phân phối hoặc thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu quy định tại Phụ lục 2A ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Trường hợp đấu nối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV, khi có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu sau:

a) Thông tin đăng ký đấu nối tương ứng với nhu cầu đấu nối quy định tại các Phụ lục 2B, 2C, 2D ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Sơ đồ nguyên lý các thiết bị điện chính sau điểm đấu nối;

c) Tài liệu kỹ thuật về các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các thay đổi dự kiến tại điểm đấu nối hiện tại, thời gian dự kiến hoàn thành dự án, số liệu kỹ thuật của dự án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện tại.

Điều 64. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
...
2. Đơn vị phát điện và Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp 110 kV có trách nhiệm:

a) Thực hiện các quy định tại Khoản 1 Điều này;

b) Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy;

c) Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm bảo truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Không được tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

Điều 99. Chế độ báo cáo

1. Báo cáo định kỳ hàng tháng

Trước ngày 10 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của tháng trước đó bao gồm những nội dung sau:

a) Tình hình thực hiện các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này gồm:

- Yêu cầu kỹ thuật;

- Độ tin cậy cung cấp điện;

- Tổn thất điện năng;

- Chất lượng dịch vụ khách hàng.

b) Tình hình vận hành của lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý: Tăng trưởng, diễn biến, dự báo phụ tải; tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân xảy ra sự cố; tình hình kết nối tín hiệu SCADA, các vấn đề còn tồn tại, phát sinh trong quá trình vận hành lưới điện phân phối;

c) Đề xuất các biện pháp về vận hành, quản lý để đảm bảo vận hành lưới điện phân phối an toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.

2. Báo cáo định kỳ hàng năm

Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối, bao gồm những nội dung sau:

a) Tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của năm trước đó bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;

b) Kế hoạch, giải pháp về đầu tư, quản lý, vận hành, để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.

3. Báo cáo đột xuất

a) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo về các sự cố nghiêm trọng và ảnh hưởng do ngừng giảm cung cấp điện tới Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bằng văn bản cho Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương theo Quy định điều kiện trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;

b) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành hệ thống điện phân phối theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.

Điều 39. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện đấu nối vào lưới điện phân phối
...
2. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện (bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn) có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống

a) Có khả năng phát công suất tác dụng định mức liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 47,5 Hz đến 49 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống theo quy định tại Bảng 5 như sau:

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

b) Tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng phát và nhận liên tục công suất phản kháng với hệ số công suất 0,9 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) ứng với công suất định mức và giữ được độ lệch điện áp trong dải quy định tại Điều 5 Thông tư này;

c) Tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này và chịu được thành phần dòng điện thứ tự không và thứ tự nghịch không nhỏ hơn thời gian loại trừ ngắn mạch pha-pha và pha-đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối;

d) Trong trường hợp điểm đấu nối được trang bị thiết bị tự động đóng lại, hệ thống rơ le bảo vệ của nhà máy điện phải đảm bảo phối hợp được với thiết bị tự động đóng lại của Đơn vị phân phối điện và phải được thiết kế để đảm bảo tách được tổ máy phát điện ra khỏi lưới điện phân phối ngay sau khi máy cắt, thiết bị tự động đóng lại hoặc dao phân đoạn của lưới điện phân phối mở ra lần đầu tiên và duy trì cách ly tổ máy phát điện khỏi lưới điện phân phối cho tới khi lưới điện phân phối được khôi phục hoàn toàn;

đ) Các nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải trang bị bộ điều tốc có khả năng làm việc với các giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh trong dải từ 03 % đến 05 % và dải chết của bộ điều tốc trong phạm vi ± 0,05 Hz.

Chương V ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
...
Mục 2. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐẤU NỐI

Điều 30. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
...
Điều 31. Yêu cầu về cân bằng pha
...
Điều 32. Yêu cầu về sóng hài dòng điện
...
Điều 33. Yêu cầu về nhấp nháy điện áp
...
Điều 34. Yêu cầu về chế độ nối đất
...
Điều 35. Yêu cầu về hệ số công suất
...
Điều 36. Yêu cầu về hệ thống bảo vệ
...
Điều 37. Yêu cầu về hệ thống thông tin
...
Điều 38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
...
Điều 39. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện đấu nối vào lưới điện phân phối
...
Điều 40. Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên
...
Điều 41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp
...
Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật của Trung tâm điều khiển

(Xem nội dung chi tiết tại văn bản)

Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật của Trung tâm điều khiển

1. Yêu cầu kỹ thuật chung

a) Hệ thống giám sát, điều khiển và hệ thống thông tin viễn thông lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;

b) Hệ thống giám sát, điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

c) Trung tâm điều khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn điện từ lưới điện quốc gia.

Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật của Trung tâm điều khiển

1. Yêu cầu kỹ thuật chung

a) Hệ thống giám sát, điều khiển và hệ thống thông tin viễn thông lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;

b) Hệ thống giám sát, điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

c) Trung tâm điều khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn điện từ lưới điện quốc gia.

Điều 100. 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 đối với hệ thống điện mặt trời, hệ thống điện gió đấu nối vào lưới điện phân phối phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này.

4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm xây dựng kế hoạch để đầu tư, nâng cấp và cải tạo lưới điện, thiết bị điện trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Thông tư này.

5. Trong quá trình thực hiện, nếu xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực do Bộ Công Thương ban hành.