NaverHustQA/TVPL huggingface dataset:
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: 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 Cấp điện áp Tổng biến dạng sóng hài Biến dạng riêng lẻ 110 kV 3,0 % 1,5 % Trung và hạ áp 6,5 % 3,0 %
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 Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép 110 kV Pst95% = 0,80 Plt95% = 0,60 Trung áp Pst95% = 1,00 Plt95% = 0,80 Hạ áp Pst95% = 1,00 Plt95% = 0,80 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: 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 Điện áp Dòng ngắn mạch lớn nhất (kA) Thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính (ms) Thời gian chịu đựng tối thiểu của thiết bị (s) Áp dụng tới ngày 31/12/2017 Áp dụng từ ngày 01/01/2018 Trung áp 25 500 03 01 110 kV 31,5 150 03 01
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 10. Chế độ nối đất
1. Chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối được quy định trong Bảng 4 như sau: Bảng 4. Chế độ nối đất Cấp điện áp Điểm trung tính 110 kV Nối đất trực tiếp. 35 kV Trung tính cách ly hoặc nối đất qua trở kháng. 15 kV, 22 kV Nối đất trực tiếp (03 pha 03 dây) hoặc nối đất lặp lại (03 pha 04 dây). 06 kV, 10 kV Trung tính cách ly. Dưới 1000 V Nối đất trực tiếp (nối đất trung tính, nối đất lặp lại, nối đất trung tính kết hợp).
2. Trường hợp chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối thực hiện khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
Điều 11. Hệ số sự cố chạm đất. Hệ số sự cố chạm đất của lưới điện phân phối không được vượt quá 1,4 đối với lưới điện có trung tính nối đất trực tiếp và 1,7 đối với lưới điện có trung tính cách ly hoặc lưới điện có trung tính nối đất qua trở kháng.
Khoản 1. Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:
a) Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Duration Index - SAIDI);
b) Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI);
c) Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).
Khoản 2. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:
a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau: Trong đó: - Ti: Thời gian mất điện lần thứ i trong tháng t (chỉ xét các lần mất điện có thời gian kéo dài trên 05 phút); - Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t; - n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện; - Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t; - SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t; - SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau: Trong đó: - n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện; - Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t; - Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t; - SAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t; - SAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau: Trong đó: - n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện; - Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t; - Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t; - MAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t; - MAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
Khoản 1. Độ tin cậy cung cấp điện được thống kê và đánh giá qua hai bộ chỉ số bao gồm “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” và “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối”. Mỗi bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện bao gồm 03 chỉ số SAIDI, SAIFI và MAIFI được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.
Khoản 3. Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” là một trong các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện được tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư này khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:
a) Các trường hợp được quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Do mất điện từ hệ thống điện truyền tải;
c) Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Cắt điện khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với con người và thiết bị trong quá trình vận hành hệ thống điện.
Điều 14. Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối. Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối bao gồm:
1. Tổn thất điện năng kỹ thuật là tổn thất điện năng gây ra do bản chất vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối.
2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật là tổn thất điện năng do ảnh hưởng của các yếu tố trong quá trình quản lý kinh doanh điện mà không phải do bản chất vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối gây ra.
Điều 15. Trình tự phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng hàng năm của lưới điện phân phối
1. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng kế hoạch về độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng cho năm tiếp theo của các Đơn vị phân phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.
2. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng của từng Đơn vị phân phối điện làm cơ sở tính toán chi phí phân phối điện cho Đơn vị phân phối điện.
Khoản 4. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 01 tháng 7 hàng năm, các đối tượng được quy định tại Khoản 3 Điều này phải cung cấp thông tin cho Đơn vị phân phối điện để lập dự báo nhu cầu phụ tải điện cho năm tới và 04 năm tiếp theo;
b) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Tổng công ty Điện lực phải hoàn thành kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này để cung cấp cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
Khoản 1. Các thông tin, dữ liệu sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;
b) Các số liệu thống kê về điện năng tiêu thụ, công suất cao điểm ngày và cao điểm tối trong tháng tương ứng của năm trước đó;
c) Các thông tin cần thiết khác.
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 28. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực
1. Phương án đấu nối các trạm điện, lưới điện và nhà máy điện mới vào lưới điện phân phối phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
2. 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 30. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải bao gồm tất cả thiết bị điện trung và cao áp tại vị trí đấu nối, phải thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối với lưới điện phân phối. Các trang thiết bị điện phải được mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được đặt tên, đánh số theo Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện cho 10 năm tiếp theo.
3. Máy cắt thực hiện thao tác tại điểm đấu nối giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối phải được trang bị hệ thống kiểm tra đồng bộ.
Điều 31. Yêu cầu về cân bằng pha. Trong chế độ làm việc bình thường, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải đảm bảo thiết bị của mình không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 3 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc quá 5 % điện áp danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.
Điều 32. Yêu cầu về 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 33. Yêu cầu về nhấp nháy điện áp. Mức nhấp nháy điện áp tối đa cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối phải theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
Điều 34. Yêu cầu về chế độ nối đất
1. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải áp dụng các chế độ nối đất trung tính trong lưới điện của mình theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, trừ trường hợp có thỏa thuận khác và được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trường hợp khách hàng được cung cấp điện từ nhiều phía, khách hàng có trách nhiệm lắp đặt các thiết bị bảo vệ thích hợp nhằm ngăn chặn và hạn chế dòng điện chạy qua điểm trung tính xuống đất.
Điều 35. Yêu cầu về hệ số công suất. Khách hàng sử dụng điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có trạm biến áp riêng hoặc không có trạm biến áp riêng nhưng có công suất sử dụng cực đại từ 40 kW trở lên có trách nhiệm duy trì hệ số công suất (cosj) tại điểm đặt thiết bị đo đếm điện năng theo hợp đồng mua bán điện không nhỏ hơn 0,9.
Khoản 1. Hệ thống rơ le bảo vệ của các trạm điện, đường dây cấp điện áp 110 kV và tổ máy phát điện của nhà máy điện đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải tuân thủ Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Khoản 2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh định, thử nghiệm và vận hành hệ thống bảo vệ trên lưới điện trong phạm vi quản lý để đáp ứng các tiêu chuẩn và yêu cầu về thời gian tác động, độ nhạy và tính chọn lọc khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệ thống điện phân phối an toàn, tin cậy.
Khoản 3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng phải thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ trong Thỏa thuận đấu nối. Việc phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơ le tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình thỏa thuận đấu nối.
Khoản 4. Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng các thông số của hệ thống rơ le bảo vệ trên lưới điện phân phối liên quan trực tiếp đến hệ thống bảo vệ của khách hàng tại điểm đấu nối trong quá trình thỏa thuận đấu nối. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán, kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ hoặc thông qua các trị số chỉnh định trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Khoản 5. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng không được tự ý lắp đặt thiết bị để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại thanh cái đấu nối với lưới điện phân phối, trừ trường hợp có thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khoản 6. Ngoài các yêu cầu được quy định tại các Khoản 1, 2, 3, 4 và 5 Điều này, hệ thống bảo vệ của nhà máy điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối vào cấp điện áp 110 kV phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Các đường dây điện cấp điện áp 110 kV đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia phải có 02 (hai) kênh thông tin liên lạc phục vụ cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không lớn hơn 20 ms;
b) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối vào cấp điện áp 110 kV có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ le tần số thấp phục vụ tự động sa thải phụ tải theo tính toán của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 37. Yêu cầu về hệ thống thông tin
1. 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.
2. Các yêu cầu về hệ thống thông tin không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này được các đơn vị thỏa thuận thống nhất và phải ghi rõ trong Thoả thuận đấu nối.
3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm đầu tư, quản lý, vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo thông tin liên tục, tin cậy về Cấp điều độ có quyền điều khiển để phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
4. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp cung cấp cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối các yêu cầu về dữ liệu thông tin, giao diện thông tin cần thiết và phối hợp với khách hàng trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông tin, dữ liệu của khách hàng với hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có trong phạm vi quản lý phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
Khoản 1. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối tuân theo các yêu cầu kỹ thuật tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Khoản 2. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện (bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn) có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống
a) Có khả năng phát công suất tác dụng định mức liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 47,5 Hz đến 49 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống theo quy định tại Bảng 5 như sau: Bảng 5. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện Dải tần số của hệ thống điện Thời gian duy trì tối thiểu 47,5 HZ đến 48,0 Hz 10 phút 48 Hz đến 49 Hz 30 phút 49 Hz đến 51 Hz Phát liên tục 51Hz đến 51,5 Hz 30 phút 51,5 Hz đến 52 Hz 01 phút
b) Tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng phát và nhận liên tục công suất phản kháng với hệ số công suất 0,9 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) ứng với công suất định mức và giữ được độ lệch điện áp trong dải quy định tại 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.