시행규칙 제 25/2016/TT-BCT 전력 송전 시스템에 관한 규정

 

 

시행규칙

전력 송전 시스템에 관한 규정

 

 

정부가 2012년 11월 12일 제정한 제95호 2012년 국무회의령에 근거하여 통상부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정함.

2004년 12월 3일 전력법 및 2012년 11월 20일 전력법 일부 개정 법률에 근거함

2013년 10월 21일 정부가 제정한 제2013-137호 명령 「전력법 및 전력법 일부 개정 법률 시행에 관한 세부 규정」에 근거함

전력 규제국 국장의 제안에 따라,

공상부 장관은 전력 송전 시스템에 관한 시행규칙을 제정한다.

 

장 1

총칙

 

조 1. 적용범위

본 통지는 다음과 같은 사항을 규정함:

1. 전력 송전 시스템 운용 요구사항

2. 전력 부하 수요 예측

3. 송전망 발전 계획 수립

4. 송전망에 연결하기 위한 기술 조건 및 절차

5. 전력 시스템 안전성 평가

6. 전력 송전 시스템 운용

조 2. 적용대상

이 통지는 다음 대상에게 적용된다.

가. 전력 송전 단위

나. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위

다. 전력 소매 단위

라. 전력 분배 단위

마. 전력 분배 및 소매 단위

바. 발전 단위

사. 송전망에서 직접 전력을 수급하는 사용자

아. 베트남 전력그룹

자. 관련 조직 및 개인

발전소의 발전기 총 설치 용량이 30MW를 초과하는 경우, 그 발전기는 본 통지에서 정한 송전망에 연결되는 설비에 대한 기술 요구사항 및 기타 관련 요구사항을 충족해야 한다.

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석된다.

1. AGC(영어 약어: Automatic Generation Control) 발전기의 출력을 증감시키는 설비로, 경제적인 발전기 운용 원칙에 따라 전력 시스템의 주파수를 허용 범위 내에서 안정적으로 유지하도록 설계된 시스템이다.

2. 전력 시스템 안전성전력 공급원이 특정 시간 또는 시간 구간에서 전력 부하 수요를 충족할 수 있는 능력을 의미하며, 이는 시스템 내의 제약 조건을 고려한다.

3. AVR(영어 약어: Automatic Voltage Regulator) 발전기의 극단 전압을 제어하기 위해 발전기의 자기 회로에 영향을 미치는 시스템으로, 허용 한도 내에서 극단 전압을 보장한다.

4. 전압 등급명시된 전압 값 중 하나로, 전력 시스템에서 사용되며 다음을 포함한다.

a)저압명시된 전압이 1kV 이하인 경우

b)중압명시된 전압이 1kV 초과 35kV 이하인 경우

c)고압명시된 전압이 35kV 초과 220kV 이하인 경우

d)초고압명시된 전압이 220kV 초과인 경우

5. 지휘 권한을 가진 지휘 단계국가 전력 시스템 지휘 절차에 따른 분류 지휘 절차에 따라 전력 시스템을 지휘하고 조정할 권한을 가진 단계를 말한다.

6. 발전기의 사용 가능한 용량특정 시간 동안 안정적으로 지속될 수 있는 발전기의 실제 최대 발전 용량을 의미한다.

7. 속도 조절 시스템의 사망 범위시스템 주파수가 해당 범위 내에서 변동될 때, 발전기 속도 조절 시스템이 주파수 조정에 참여하지 않거나 반응하지 않는 주파수 범위를 의미한다.

8. 회전 예비국가 전력 시스템 내에서 운전 중인 발전기가 단일 사고 후 허용 범위 내로 주파수를 복구하고 주파수 조정 용량을 재생할 수 있는 능력을 의미한다.

9. 주파수 조정 1차 조정대량의 속도 조절 시스템을 장착한 발전기들이 즉시 전력 시스템 주파수를 조정하는 과정을 의미한다.

10. 주파수 조정의 재조정 는 주파수 초급 조정이 수행된 후 AGC 시스템의 영향을 받아 특정 발전기 또는 주파수에 따른 부하 제거 시스템에 대한 추가적인 조정 과정을 말한다.

11. 전력 시스템 운영 은 국가 전력 시스템 내에서 발전, 송전, 분배 과정을 지휘하고 제어하는 활동으로 기술적 절차와 운전 방식에 따라 이루어진다.

12. 소매 전력 판매자 는 전력 판매 영역에서 전력 사업 허가를 받은 전력 기관으로 전력 시장 경쟁 수준에 따라 다음 중 하나로 구분된다:

a) 전력 거래 회사;

b) 전력공사;

c) 경쟁 전력 시장 수준에 따라 설립된 다른 전력 소매자.

13. 발전 단체 는 발전 영역에서 전력 사업 허가를 받은 전력 기관으로, 송전망에 연결된 하나 이상의 발전소 또는 30MW 이상의 용량을 가진 분배망에 연결된 발전소를 소유한다.

14. 분배 전력 기관 는 분배 및 판매 영역에서 전력 사업 허가를 받은 전력 기관으로 다음을 포함한다:

a) 전력공사;

b) 중앙 정부 소속 지방 전력공사(이하 지방 전력공사로 표기)

15. 분배 및 소매 전력 기관 는 분배 및 소매 전력 영역에서 전력 사업 허가를 받은 전력 기관으로, 전력 소매자 또는 분배 전력 기관으로부터 전력을 구매하여 사용자에게 판매한다.

16. 전력 송전 단위 는 송전 영역에서 전력 사업 허가를 받은 전력 기관으로, 국가 송전망의 관리 운행 책임을 맡는다.

17. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 (국가 전력 시스템 운영 센터)는 국가 전력 시스템 내에서 발전, 송전, 분배 과정을 지휘하고 제어하며 전력 시장 거래를 관리한다.

18. 보호 시스템 신뢰성다음을 포함한다:

a)보호 시스템 작동 신뢰성 는 보호 시스템이 계산되고 결정된 보호 범위 내에서 사고 발생 시 올바르게 작동할 수 있는 능력을 나타내는 지표이다.

b)보호 시스템 비작동 신뢰성 는 보호 시스템이 정상 운전 모드 또는 계산되고 결정된 보호 범위 외에서 사고 발생 시 오작동을 피할 수 있는 능력을 나타내는 지표이다.

19. 속도 제어 시스템 (영어 약자: Governor)는 발전기 터빈의 회전 속도를 자동으로 조정하여 주파수 변동에 대응하여 전력 시스템의 주파수를 명시된 주파수로 복원시키는 시스템이다.

20. 에너지 관리 시스템 EMS (영어 약자: Energy Management System)는 전력 시스템을 최적화하여 운영하기 위한 에너지 관리 소프트웨어 시스템이다.

21. 분산 제어 시스템 DCS (영어 약자: Distributed Control System)는 발전소 또는 변전소 내의 제어 장비들이 분산 제어 원칙에 따라 네트워크로 연결되어 발전소 또는 변전소 내의 제어 요소의 고장으로 인한 영향을 최소화하고 신뢰성을 높이는 시스템이다.

22. 전기 시스템 는 발전 장비, 전력망 및 보조 장비가 연결된 시스템이다.

23. 국가 전력 시스템 는 전국 규모로 통일적으로 지휘되는 전력 시스템이다.

24. 송전 전력 시스템 는 송전망과 그에 연결된 발전소를 포함하는 전력 시스템이다.

25. SCADA 시스템 (영어 약자: Supervisory Control And Data Acquisition)는 전력 시스템의 감시, 제어 및 운영을 위해 데이터 수집을 수행하는 시스템이다.

26. 접지 계수 는 단상 또는 두 개의 단상 접지 단락이 발생하기 전후의 해당 단상의 전압 값 사이의 비율이다.

27. 동기화 는 발전기 또는 전력 시스템의 두 부분을 국가 전력 시스템 운영 절차에 따라 동기화 조건에 맞춰 연결하는 작업이다.

28. 검은색 시작 능력 는 전력 시설이 지역 전력망에서 전력을 수용하지 않고도 완전히 멈춘 상태에서 최소 한 대의 발전기를 시작하여 분배망에 동기화할 수 있는 능력이다.

29. 검은색 시작 는 전력 시스템 전체 또는 일부를 전력 공급이 완전히 중단된 상태에서 다시 복구하는 과정으로, 검은색 시작 가능한 발전기를 이용한다.

30. 송전망 사용 고객 는 전력 장비를 가지고 송전망에 연결하여 전력 송전 서비스를 이용하는 개인이나 조직으로 다음을 포함한다:

a) 발전 기관;

b) 송전망에서 직접 전력을 수령하는 분배 전력 기관;

c) 송전망에서 직접 전력을 수령하는 분배 및 소매 전력 기관;

d) 송전망에서 직접 전력을 수령하는 전력 사용자.

31. 운영 명령 는 실시간 전력 시스템 운영 모드를 지휘하고 제어하는 명령이다.

32. 전력망 는 전력 송전을 위한 전송선, 변전소 및 보조 장비 시스템이다.

33. 분배 전력망 는 110kV 이하의 전압 등급을 가진 전송선과 변전소를 포함하는 부분 전력망이다.

34. 송전 전력망 는 110kV 초과의 전압 등급을 가진 전송선과 변전소를 포함하는 부분 전력망이다.

35. 단기 전압 깜빡임 수준(P_|||) 는 국제전기기술위원회(IEC) 868 표준에 따른 10분 간 측정된 값이다.

36. 장기 전압 깜빡임 수준(P_lt) 는 12개 연속 측정 결과(P_||| )를 2시간 간격으로 얻은 후 다음 공식을 통해 계산된다.

37. 년도 N 는 현재 전력 시스템 운영 연도로 양력 연도를 기준으로 한다.

38. 표준 일 는 부하 전력 소비 패턴이 표준화된 날로 산업통상자원부가 규정한 부하 연구 방법론에 따라 선택된다. 표준 일은 평일, 주말(토요일, 일요일), 공휴일(있을 경우)을 포함한다.

39. 계획된 전력 공급 중단 는 전력 공급 중단을 의미하며, 전력 시스템 보수, 수리, 대수선, 전기공사 계획을 수행하기 위해 전력 사용자에게 전력을 공급하지 않는 행위를 포함하며, 전력 부족 시 전력운영기관과 전력시장이 통보한 계획에 따라 부하 조절 및 제한을 실시함.

40. 화력발전소 는 열 에너지를 전기 에너지로 변환하는 발전소로서, 생물질, 생물가스, 고형 폐기물을 이용하는 발전소도 포함됨.

41. 경쟁적 전력시장 운영 규정 는 산업부가 제정한 경쟁적 전력시장 운영에 관한 규정과 전력시장 내 각 단계에서의 주체들의 책임을 정함.

42. 부하 절단 는 전력망에서 장애 또는 시스템 안전을 보장할 수 없는 상황에서 전력을 차단하는 과정으로, 자동 부하 절단 시스템 또는 조정 명령을 통해 이루어짐.

43. 사고 시스템 장치 중 하나 이상이 여러 원인으로 인해 전력 시스템이 정상적으로 작동하지 못하고 전력 공급이 중단되거나 안전하고 안정적이며 지속적인 전력 공급을 보장하는 데 영향을 미치는 사건.

44. 부분 장애 (단일 장애)는 전력 송전 시스템이 정상 운전 중일 때 발생하는 한 부분 장치에서 발생하는 장애.

45. 다중 부분 장애 는 동시에 두 개 이상의 장치에서 발생하는 전력 송전 시스템 내에서 발생하는 장애.

46. 중대 사고 전력 시스템 내에서 발생하는 장애로, 전력 송전망에서 넓은 범위의 전력 공급 중단 또는 화재, 폭발로 인한 인명 및 재산 피해를 초래함.

47. 전력 시스템 해체 국가 전력 시스템이 장애로 인해 여러 개의 독립된 작은 전력 시스템으로 분리되는 상황.

48. RTU/Gateway 단말기 (영어 약자: Remote Terminal Unit/Gateway)는 전력 변환소 또는 발전소에 설치되어 SCADA 시스템의 중앙 조정실 또는 제어실로 데이터를 수집하고 전송하는 장비.

49. 전력 시스템 안정화 장치 PSS (영어 약자: Power System Stabilizer)는 전압 자동 조정 장치(AVR)에 추가 신호를 제공하여 전력 시스템 내에서 전압 진동을 감소시키는 장비.

50. 가동 시간 발전소가 전력운영기관과 전력시장으로부터 가동 명령을 받은 후 국가 전력 시스템에 동기화될 때까지 발전기를 가동하는데 필요한 최소 시간.

51. N-1 기준 전력 시스템 계획, 설계, 건설 및 운영을 위한 기준으로, 시스템 내 한 부분 장치의 장애 발생 또는 보수를 위해 한 부분 장치가 운전에서 분리될 때에도 전력 시스템이 안정적으로 작동하고 운전 기준 및 허용 운전 한도를 충족하며 안전하고 지속적으로 전력을 공급하도록 함.

52. IEC 표준 국제 전기기술위원회(IEC)가 제정한 전기 기술 표준.

53. 낮은 주파수에 따른 자동 부하 절단 시스템 주파수가 허용 한도 이하로 떨어지거나 주파수 경사가 허용 한도 이하로 떨어질 때 주파수 릴레이가 자동으로 부하를 절단하는 작용.

54. 전력 변환소 변압기소, 배전소 또는 보상소.

55. 제어 센터 정보통신 기반시설을 갖춘 센터로, 일정 그룹의 발전소, 변환소 또는 전력망의 스위치 장치를 원격으로 모니터링하고 제어함.

56. pu 실제 값과 기준 값 사이의 비율을 나타내는 상대 단위 체계.

 

장 II

전력 송전 시스템 운영 요구 사항

 

조 4. 주파수

1. 베트남 국가 전력 시스템의 명시된 주파수는 50 헤르츠이다. 정상 운전 모드에서 전력 시스템 주파수는 명시된 주파수로부터 ± 0,2 헤르츠 범위 내에서 변동될 수 있다. 전력 시스템의 다른 운전 모드에서는 제1표에 따라 허용되는 주파수 범위와 정상 운전 모드로 복구하는 시간이 규정된다.

표 1

전력 시스템의 허용 주파수 범위 및 정상 운전 모드로 복구하는 시간 - 국가 전력 시스템의 다른 운전 모드에서

2. 다중 요소 사고, 중대 사고 또는 극히 긴급한 상황에서 허용되는 주파수 범위와 한도를 초과하는 횟수는 1년 또는 2년 주기로 제2표에 따라 다음과 같이 결정된다.

표 2

다중 요소 사고, 중대 사고 또는 극히 긴급한 상황에서 허용되는 주파수 범위와 한도를 초과하는 횟수

 

여기서, 한 번의 한도를 초과한 전력 시스템 주파수는 5초 이상 지속되는 한 번의 한도를 초과한 전력 시스템 주파수를 의미한다.

3. 국가 전력 시스템 운전 중, 전력 시스템 운전 및 전력 시장 단위는 전력 시스템을 조정하고 운전하며 보조 서비스를 동원하여 주파수가 허용 범위 내에 있도록 한다.

조 5. 전력 시스템 안정성

1. 전력 시스템 안정성은 특정 초기 운전 조건 하에서 전력 시스템이 물리적 충격으로 인해 운전 파라미터가 변경된 후 정상 운전 모드 또는 설정된 균형 상태로 복귀할 수 있는 능력을 의미한다. 전력 시스템 안정성은 다음과 같이 분류된다.

가) 일시적 안정성(Transient Stability)은 전력 시스템 내 발전기들이 대형 충격 후에도 동기 운전 상태를 유지할 수 있는 능력을 의미한다.

나) 소신호 안정성(Small Signal Stability)은 전력 시스템 내 발전기들이 작은 충격 후에도 동기 운전 상태를 유지할 수 있으며, 자연 발생하는 전력 진동을 허용한 한도 내에서 억제할 수 있는 능력을 의미한다.

다) 전압 동안정성(Dynamic Voltage Stability)은 대형 충격 후에도 전력 시스템이 각 노드에서 설정된 전압을 유지할 수 있는 능력을 의미한다.

라) 정상 전압 안정성(Steady State Voltage Stability)은 작은 충격 후에도 전력 시스템이 각 노드에서 설정된 전압을 유지할 수 있는 능력을 의미한다.

마) 주파수 안정성(Frequency Stability)은 충격으로 인해 전력 공급과 부하 사이의 균형이 깨진 후에도 전력 시스템이 설정된 주파수를 유지할 수 있는 능력을 의미한다.

2. 하부공진(Sub-Synchronous Resonance)은 전력 시스템의 고유 주파수와 발전기 터빈의 고유 주파수가 공진하여 터빈 축과 발전기 로터에 작용하는 토크를 증가시키는 현상을 의미한다.

3. 정상 운전 모드 또는 사고가 제거된 후 국가 전력 시스템은 동기 상태를 유지하고 제3표에 따라 규정된 전력 시스템 안정성 기준을 충족해야 한다.

표 3

전력 시스템 안정성 기준

 

조 6. 전압

1. 송전망에서 사용되는 명시적 전압 등급은 500kV, 220kV를 포함한다.

2. 송전망에서 정상 운전 조건 또는 단일 사고가 발생한 경우, 송전망에서 운전 가능한 선로 전압은 표 4에 따라 다음과 같이 규정된다:

표 4

송전망에서 운전 가능한 선로 전압

 

3. 송전 시스템이 다수의 요소 사고, 중대한 사고, 극히 긴급한 운전 상태 또는 시스템 복구 모드에서 운전되는 경우, 송전망에서 허용되는 전압 변동 범위는 명시적 전압보다 최대 ±10% 초과할 수 있으나 ±20%를 초과하지 않아야 한다.

4. 사고 기간 동안, 사고 발생 장소와 인근 지역에서는 사고된 위상의 전압이 0까지 급격히 감소하거나, 사고가 제거될 때까지 사고되지 않은 위상의 전압이 명시적 전압의 110%를 초과할 수 있다.

조 7. 위상 균형

정상 운전 상태에서, 송전망에서의 각 위상 전압의 역순 성분은 명시적 전압의 3%를 초과하지 않아야 한다.

조 8. 하모닉 파동

1. 송전망에서 220kV 및 500kV 전압 등급에 대한 총 전압 왜곡률(명시적 전압의 백분율로 계산)의 허용 최대 값은 고차 하모닉 파동에 의해 발생되며, 이 값은 3% 미만이어야 한다.

2. 송전망에서 220kV 및 500kV 전압 등급에 대한 부하 측 총 전류 왜곡률(명시적 전류의 백분율로 계산)의 허용 최대 값은 3% 미만이어야 한다.

3. 정상 운전 상태에서, 송전업체는 송전망에서의 하모닉 파동 총 전압 왜곡률이 본 조항 제1항에서 정한 값보다 높지 않도록 보장해야 한다.

4. 송전망을 사용하는 고객은 송전망에 연결된 설비가 본 조항 제2항에서 정한 값보다 높지 않도록 하모닉 파동을 송전망으로 방출하지 않도록 보장해야 한다.

5. 하모닉 파동 총 전압 왜곡률이 본 조항 제1항 또는 제2항에서 정한 값보다 높게 나타난 경우, 송전망을 사용하는 고객 또는 송전업체는 다른 당사자에게 하모닉 파동 값을 검사하도록 요구하거나 독립적인 실험실을 고용하여 수행할 수 있다. 검사 결과 하모닉 파동 총 전압 왜곡률이 본 조항 제1항 또는 제2항에서 정한 값보다 높게 나타난 경우, 원인을 제공하고 규정을 위반한 당사자는 검사 비용, 확인 비용, 손해 및 필요한 조치를 수행하기 위한 모든 비용을 부담해야 한다.

조 9. 전압 플래시 수준

1. 송전망에서 허용되는 최대 전압 플래시 수준은 표 5에 따라 다음과 같이 규정된다:

표 5

전압 플래시 수준

 

여기서: P_lt95% 는 P의 임계값으로, 측정 시간의 95% 이상(최소 1주일)과 측정 위치의 95%에서 P가 이 값보다 높지 않도록 하는 값; P_lt 는 이 값보다 높지 않다._lt2. 송전업체는 송전망에서의 전압 플래시 수준을 관리하여 정상 운전 상태에서 송전망의 연결점에서의 전압 플래시 수준이 표 5에서 정한 값보다 높지 않도록 보장해야 한다. 송전망을 사용하는 고객은 자신의 설비가 송전망에 연결되어 송전망에서의 전압 플래시 수준이 표 5에서 정한 값보다 높지 않도록 보장해야 한다._st95% 는 P의 임계값으로, 측정 시간의 95% 이상(최소 1주일)과 측정 위치의 95%에서 P가 이 값보다 높지 않도록 하는 값; P_||| 는 이 값보다 높지 않다._|||3. 전압 플래시 수준이 본 조항 제1항에서 정한 값보다 높게 나타난 것으로 의심되는 경우, 송전망을 사용하는 고객 또는 송전업체는 다른 당사자에게 전압 플래시 수준을 검사하도록 요구하거나 독립적인 실험실을 고용하여 수행할 수 있다. 검사 결과 전압 플래시 수준이 본 조항 제1항에서 정한 값보다 높게 나타난 경우, 원인을 제공하고 규정을 위반한 당사자는 검사 비용, 확인 비용, 손해 및 필요한 조치를 수행하기 위한 모든 비용을 부담해야 한다.

2. 전력 송전 단위는 송전망 전압 깜빡임 수치를 관리하여 정상 운전 모드에서 표 5에 규정된 수치를 초과하지 않도록 해야 하며, 송전망을 사용하는 고객은 자신의 장비가 송전망에 연결되어 송전망 전압 깜빡임 수치를 표 5에 규정된 수치를 초과하지 않도록 보장해야 한다.

3. 전압 깜빡임 수치가 이 조항 제1항에 규정된 수치를 초과할 징후가 있는 경우, 송전망을 사용하는 고객 또는 전력 송전 단위는 다른 단위에 깜빡임 수치를 검사하도록 요구하거나 독립 검사 기관을 고용하여 검사를 수행할 권리를 가진다. 검사 결과가 이 조항 제1항에 규정된 수치를 초과한 것으로 나타나면 원인을 제공하고 규정을 위반한 단위는 검사 비용, 확인 비용, 손해 및 필요한 조치 비용을 모두 부담해야 한다.

조항 10. 전압 진동

1. 전송 전력망의 연결점에서 발생하는 부하 변동으로 인한 전압 진동은 명시된 전압의 2.5%를 초과하지 않아야 하며, 각 전압 등급에 대한 허용 운전 전압 범위 내에 있어야 한다. 이는 본 통지 제6조에 규정되어 있다.

2. 수동으로 하중 분압 단계를 변경하는 경우, 부하와 연결되는 연결점에서의 전압 진동은 변압기 분압기의 전압 조정 값보다 높아서는 안 된다.

3. 각 조정 전압의 최대 한 번의 조정량은 명시된 전압의 5%로 제한되며, 조정 전압이 전송 전력망 시스템 장비 및 전송 전력망을 사용하는 고객 설비를 손상시키지 않는다는 조건 하에 적용된다.

조항 11. 중성점 접지 방식

1. 전송 전력망의 중성점 접지 방식은 직접 접지 방식이다.

2. 전송 전력망 내 일부 장비의 중성점 접지 방식이 본 조항 제1항의 규정과 다른 경우에는 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관의 서면 동의가 필요하다.

조항 12. 단락 전류 및 고장 제거 시간

1. 전력 시스템에서 보호 장치가 제거할 수 있는 최대 단락 전류 값과 최대 고장 제거 시간은 표 6에 따라 다음과 같이 정의된다.

표 6

허용 최대 단락 전류 및 보호 장치의 최대 고장 제거 시간

 

2. 전송 전력망 내 500kV 또는 220kV 변전소의 110kV 선로에 대해서는 허용 최대 단락 전류 값으로 40kA/1초를 적용할 수 있다.

3. 발전기의 초과 전압 저항 비飽和值(Xd-%)와 변압기 단극 저항 비飽和值(Ud-%)의 총 합은 상대 단위 시스템(발전기 표준 표시 용량에 대한 pu 단위)에서 40% 이상이어야 한다._d^’’-%)와 변압기 헤드 켄셀 중단 저항(U_k4. 전송 전력망에 연결되는 전력 공사의 연결점에서 계산된 단락 전류 값이 표 6에 따른 허용 최대 단락 전류 값보다 크다면, 해당 전력 공사 주체는 단락 전류 값을 허용 최대 단락 전류 값 이하로 제한하기 위한 조치를 취해야 한다.

5. 전력 장비의 기본 보호 장치는 주요 보호 장치로서 설치되고 조정되어야 하며, 보호 범위 내에서 발생하는 고장 시 즉시 작동하여 보호 시스템의 신속성, 민감도, 선택성 및 신뢰성을 확보해야 한다._d^’’6. 계산된 최대 단락 전류 값이 표 6에 따른 값보다 큰 경우, 전력 전송 기관 또는 전송 전력망을 사용하는 고객은 전력 규제청에 보고하여 지침을 받도록 책임을 진다._k7. 전력 전송 기관은 고객이 전송 전력망을 사용하는 동안 장비를 설치하고 투자하는 과정에서 연결점에서의 최대 단락 전류 값을 통보해야 하며, 이를 통해 다음 10년 동안 연결점에서의 최대 단락 전류 값을 차단할 수 있는 장비를 보장해야 한다.

4. 송전 시스템에 연결되는 전기 공사의 단점 접속 지점 단락 전류 값이 계산된 값이 표 6에 규정된 최대 허용 단락 전류 값보다 큰 경우, 해당 전기 공사의 사업자는 단점 접속 지점 단락 전류 값을 표 6에 규정된 최대 허용 단락 전류 값 이하로 줄이기 위한 조치를 취해야 한다.

전기 설비를 주로 보호하는 보호는 주 보호이며, 설치되고 조정되어 사고 발생 시 보호 범위 내에서 보호 대상 설비에 대한 첫 번째 작동을 보장하며, 보호 시스템의 작동 기준이 빠르고 민감하며 선택적이고 신뢰성 있어야 한다.

계산된 최대 단락 전류 값이 표 6에 규정된 값보다 큰 경우, 전력 송전 단위 또는 송전망을 사용하는 고객은 전력 규제청에 보고하여 지침을 받도록 책임이 있다.

전력 송전 단위는 고객이 송전망을 사용하는 경우, 단점 접속 지점의 최대 단락 전류 값 정보를 제공하여 고객이 투자 과정과 장비 설치 과정에서 최소 10년 동안 단점 접속 지점의 최대 단락 전류 값을 차단할 수 있는 장비를 확보하도록 지원해야 한다.

조 13. 접지계수

전력송배전망의 각 전압 등급에서의 접지계수는 1.4를 초과할 수 없다.

조 14. 송전망 신뢰성

1. 송전망의 신뢰성은 계획되지 않은 전력공급 중단 및 감소, 계획된 전력공급 중단 및 감소, 그리고 송전망의 사고로 인한 고객의 전력 공급 중단으로 인해 연간 생산되는 전력량 비율로 결정된다.

2. 공급되지 않은 전력량은 다음의 경우를 제외하고는, 전력공급 중단 및 감소 시간이 01분 이상인 경우, 중단 및 감소된 부하 용량을 시간으로 곱한 값으로 계산된다.

가) 국가 전력 시스템의 전력원 부족으로 인한 전력공급 중단 및 감소

나) 객관적으로 예측하거나 방지할 수 없는 불가항력적인 사건으로 인한 전력공급 중단 및 감소(불가항력적인 사건은 모든 가능한 조치를 취하였음에도 불구하고 예측하거나 방지할 수 없는 사건을 의미한다)

3. 송전망의 연간 공급되지 않은 전력량 비율은 다음과 같은 공식에 따라 결정된다.

여기서:

- k_kccđ: 송전망의 연간 공급되지 않은 전력량 비율;

(시간)_이: i번째 전력공급 중단 및 감소 시간이 01분 이상인 시간, 이는 중단 및 감소 시작 시점부터 전력공급이 복구될 때까지의 시간(시간 단위);

- P_이: i번째 전력공급 중단 및 감소된 평균 부하 용량(kW);

- n: 계산 연도의 전력공급 중단 및 감소 횟수;

 = A_tt: 계산 연도의 송전망을 통한 전력 전송 총량(kWh).

조 15. 송전망 전력손실

1. 송전망의 연간 전력손실은 다음과 같은 공식에 따라 결정된다.

여기서:

- ΔA: 송전망의 연간 전력손실;

 = A^tt_수신: 송전망에 입력된 연간 전력량, 즉 송전망에 연결된 모든 사용자로부터 받은 전력량과 송전망을 통해 수입된 전력량의 합;

 = A^tt_{- 조사팀은 지방자치단체에 행정소유자 단체에 토지 사용 승인을 요청하도록 조언해야 한다.}: 송전망을 통해 배출된 연간 전력량, 즉 분배 전력 기관과 직접 송전망에서 전력을 수령하는 사용자로부터 받은 전력량과 송전망을 통해 수출된 전력량의 합.

 

장 III

전력 시스템 국가 전력 수요 예측

 

조 16. 국가 전력 시스템 수요 예측 일반 규정

1. 국가 전력 시스템 수요 예측은 국가 전력 시스템에서 공급받는 모든 전력 수요를 예측하며, 독립적인 전력 공급원과 국가 전력망에 연결되지 않은 수요는 제외된다. 국가 전력 시스템 수요 예측은 전력 송전망 개발 계획, 전력 시스템 운영 계획 및 방법, 전력 시장 운영을 위한 기초가 된다.

2. 국가 전력 시스템 수요 예측은 연간, 월간, 주간, 일일 수요 예측 및 전력 시장 거래 주기 수요 예측을 포함한다.

3. 국가 전력 시스템 수요 예측 책임

가) 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관은 국가 전력 시스템, 북부, 중부, 남부 세 지역 전력 시스템, 그리고 송전망 연결 지점의 수요 예측 책임이 있다.

나) 분배 전력 기관, 분배 및 소매 전력 기관, 직접 송전망에서 전력을 수령하는 사용자는 자신의 수요 예측 데이터를 제공해야 하며, 이는 기관별 전체 수요 예측과 110kV 변전소별 수요 예측을 포함한다.

다) 전력 소매 기관은 전력 수출 및 수입 수요 예측 데이터를 제공해야 하며, 이는 전체 수준 및 수출 및 수입 지점별 수요 예측을 포함한다.

4. 송전망 연결 지점의 수요 예측 및 수요 예측 주기 해상도는 전력 시장의 발전 단계와 요구사항에 따라 전력 규제청이 이 규정의 준수를 지시한다.

조 17. 전력 부하 수요 예측 연도

1. 전력 부하 수요 예측 연도는 다음 연도(N+1)와 그 다음 연도(N+2)에 대해 수행된다.

2. 전력 부하 수요 예측 연도를 위한 자료는 다음과 같다.

가) 분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자, 110kV 변전소에서 전력을 공급받는 사용자의 각 달별 전력량, 최대 용량, 표준 일일 그래프(30분 주기로 104주)의 예측 자료

나) 전매 전기 기관의 각 달별 전력량, 최대 용량, 표준 일일 그래프(30분 주기로 104주)의 수출 및 수입 전력량 예측 자료

3. 전력 부하 수요 예측 연도를 위한 고려 요인은 다음과 같다.

가) 다음 두 연도의 경제 성장률(GDP)이 정부 기관에 의해 공식적으로 발표된 것

나) 발전 계획에 따라 승인된 전력 부하 수요 예측 연도 및 부하 계수 연간 예측 자료

다) 분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 전매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자의 최근 5년 동안의 용량, 소비 전력량, 수출 및 수입 전력량 통계 자료

라) 에너지 절약 프로그램과 전력 수요 관리 프로그램의 목표 및 해결책

마) 필요한 기타 정보

4. 전력 부하 수요 예측 연도 결과는 국가 전력 시스템의 최대 용량, 전력량, 표준 일일 그래프(30분 주기로 104주)로 구성되며, 이는 국가 전력 시스템, 세 지역 전력 시스템, 그리고 전력망과 분배망 간의 연결 지점에서도 제공된다.

5. 절차

가) 매년 8월 1일 이전에 분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 전매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자는 본 조 제2항에 따른 관할 범위 내의 전력 부하 수요 예측 연도 결과를 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장에 제공해야 한다.

분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 전매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자가 정해진 기한 내에 필요한 자료를 제공하지 않거나 부족하게 제공하는 경우, 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 이전 연도의 예측 자료를 바탕으로 국가 전력 시스템의 전력 부하 수요 예측 연도를 수행할 수 있다.

나) 매년 9월 1일 이전에 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 각 기관이 제공한 전력 부하 수요 예측 연도 자료를 바탕으로 본 조 제4항에 따른 국가 전력 시스템의 전력 부하 수요 예측 연도 결과를 완성하고 전력 시스템 및 전력 시장 웹사이트에 공개해야 한다.

조 18. 전력 부하 수요 예측 달

1. 전력 부하 수요 예측 달은 다음 달에 대해 수행된다.

2. 전력 부하 수요 예측 달을 위한 자료는 다음과 같다.

가) 분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자, 110kV 변전소에서 전력을 공급받는 사용자의 각 주별 전력량, 최대 용량, 표준 일일 그래프(30분 주기로 104주)의 예측 자료

나) 전매 전기 기관의 각 주별 전력량, 최대 용량, 표준 일일 그래프(30분 주기로 104주)의 수출 및 수입 전력량 예측 자료

3. 전력 부하 수요 예측 달을 위한 고려 요인은 다음과 같다.

가) 이미 공개된 전력 부하 수요 예측 연도의 각 달별 예측 결과

나) 분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 전매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자의 직전 연도 같은 달과 최근 3개월 동안의 용량, 소비 전력량, 수출 및 수입, 낮 시간대와 저녁 시간대의 최대 부하 등 통계 자료

다) 전력 부하 수요에 큰 영향을 미칠 수 있는 사건들과 필요한 기타 정보

4. 전력 부하 수요 예측 달 결과는 국가 전력 시스템, 세 지역 전력 시스템, 그리고 전력망과 분배망 간의 연결 지점의 최대 용량, 전력량, 주별 표준 일일 그래프(30분 주기로 104주)로 구성된다.

5. 절차

가) 매달 20일 이전에 분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 전매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자는 본 조 제2항에 따른 관할 범위 내의 전력 부하 수요 예측 달 자료를 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장에 제공해야 한다.

분배 전기 기관, 분배 및 소매 전기 기관, 전매 전기 기관, 직접 전력망으로부터 전기를 공급받는 사용자가 정해진 기한 내에 필요한 자료를 제공하지 않거나 부족하게 제공하는 경우, 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 이전 달의 예측 자료 또는 전력 부하 수요 예측 연도 결과를 바탕으로 국가 전력 시스템의 전력 부하 수요 예측 달을 수행할 수 있다.

나) 매월 마지막 일주일 전까지 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 각 기관이 제공한 전력 부하 수요 예측 달 자료를 바탕으로 본 조 제4항에 따른 국가 전력 시스템의 전력 부하 수요 예측 달 결과를 완성하고 전력 시스템 및 전력 시장 웹사이트에 공개해야 한다.

조 19. 주간 전력 부하 수요 예측

1. 주간 전력 부하 수요 예측은 다음 2주에 대해 수행된다.

2. 주간 전력 부하 수요 예측을 위한 자료는 분배 전기 기관, 분배 및 판매 전기 기관, 직접 송전망으로부터 전기를 공급받는 사용자, 그리고 110kV 변전소에서 전기를 공급받는 사용자의 다음 2주 동안 30분 주기로 전력량과 용량을 예측한 데이터를 포함한다.

3. 주간 전력 부하 수요 예측 시 고려해야 하는 요인은 다음과 같다.

가) 월별 전력 부하 수요 예측 및 이전 주의 주간 전력 부하 수요 예측 결과

나) 분배 전기 기관, 분배 및 판매 전기 기관, 그리고 직접 송전망으로부터 전기를 공급받는 사용자의 최근 4주 동안의 전력량 및 용량 소비 통계, 하루 중 최대 부하와 저녁 시간대의 최대 부하

다) 다음 2주 동안의 날씨 예보, 공휴일, 그리고 전력 수요에 큰 영향을 미칠 수 있는 사건들

4. 국가 전력 시스템의 주간 전력 부하 수요 예측 결과는 다음 2주 동안 국가 전력 시스템, 3개 지역 전력 시스템, 그리고 송전망과 분배망 사이의 연결 지점에서 30분 주기로 전력량과 용량을 포함한다.

5. 절차

가) 매주 화요일 오전 10시까지, 분배 전기 기관, 분배 및 판매 전기 기관, 그리고 직접 송전망으로부터 전기를 공급받는 사용자는 이 조 제2항에 따라 관리 구역 내의 주간 전력 부하 수요 예측 자료를 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장에 제공할 책임이 있다.

분배 전기 기관, 분배 및 판매 전기 기관, 그리고 직접 송전망으로부터 전기를 공급받는 사용자가 정해진 기한 내에 정확하고 충분한 자료를 제공하지 않을 경우, 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 이전 주의 예측 자료 또는 월별 전력 부하 수요 예측 결과를 바탕으로 국가 전력 시스템의 주간 전력 부하 수요를 예측할 수 있는 권한이 있다.

나) 매주 목요일 오후 3시까지, 각 기관이 제공한 주간 전력 부하 수요 예측 자료를 바탕으로 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 이 조 제4항에 따라 전력 시스템 및 전력 시장의 웹사이트에 주간 전력 부하 수요 예측 결과를 완성하고 공표할 책임이 있다.

조 20. 일일 전력 부하 수요 예측

1. 일일 전력 부하 수요 예측은 다음 2일에 대해 수행된다.

2. 일일 전력 부하 수요 예측 시 고려해야 하는 요인은 다음과 같다.

가) 주간 전력 부하 수요 예측 및 이전 날의 일일 전력 부하 수요 예측 결과

나) 전력 시스템의 최근 7일 동안의 실제 전력량 및 용량 데이터; 공휴일이나 연휴의 경우 이전 연도의 해당 날짜의 데이터를 사용해야 한다.

다) 다음 2일의 날씨 예보 및 필요한 기타 정보

3. 국가 전력 시스템의 일일 전력 부하 수요 예측 결과는 국가 전력 시스템, 3개 지역 전력 시스템, 그리고 송전망과 분배망 사이의 연결 지점에서 30분 주기로 전력량과 용량을 포함한다.

4. 매일 오전 10시까지, 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장은 이 조 제3항에 따라 전력 시스템 및 전력 시장의 웹사이트에 일일 전력 부하 수요 예측 결과를 완성하고 공표할 책임이 있다.

조 21. 전력시장 거래 주기 전력부하 수요 예측

1. 전력시장 거래 주기 전력부하 수요 예측은 다음 1(일) 거래 주기와 그 다음 8(여덟) 거래 주기를 대상으로 실시한다.

2. 전력시장 거래 주기 전력부하 수요 예측 시 고려하는 요소는 다음과 같다.

a) 전력부하 수요 예측 일일 예측 결과 및 이전 거래 주기 전력부하 수요 예측 공시 결과

b) 이전 주 동일 주기 전력 시스템 실측 용량 및 전력량

c) 가장 최근의 기상 예보

d) 다른 필요한 정보

3. 전력시장 거래 주기 전력부하 수요 예측 결과는 다음과 같이 구성된다.

a) 다음 거래 주기와 그 다음 8(여덟) 거래 주기의 30분 주기별 국가 전력 시스템 및 북부, 중부, 남부 3개 지역 전력 시스템의 용량과 생산량

b) 다음 거래 주기와 그 다음 8개 거래 주기의 30분 주기별 송전망과 분배망 간 연결 지점의 용량과 생산량

4. 다음 거래 주기 시작 15분 전까지 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체는 본 조 제3항에 따른 전력시장 거래 주기 전력부하 수요 예측 결과를 완료하고 전력 시스템 및 전력시장 웹사이트에 공시해야 한다.

 

장 IV

전력송전망 개발 계획 수립

 

조 22. 원칙

1. 전력송전회사는 매년 다음 연도(N+1) 전력송전망 개발 계획을 수립하며, 그 다음 연도(N+2)를 고려해야 한다.

2. 전력송전망 개발 계획은 다음과 같은 기초 위에 수립된다.

a) 이미 공시된 전력부하 수요 예측 결과

b) 국가 전력 발전 계획, 해당 지방 정부의 전력 발전 계획 승인과 연결 협약 준수

c) 제2장에서 규정한 전력 시스템 운용 요구사항 및 제5장에서 규정한 연결 지점 기술 요구사항 충족

d) 전력부하 수요 충족 및 전력 시스템 및 전력시장 운용 요구사항 충족, 안전하고 신뢰성 있는 전력 송전망 국가 시스템 운용 보장

3. 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체는 전력송전회사가 전력송전망 개발 계획을 수립하는 과정에서 협력하여 전력 공급 프로젝트, 전력망 투자, 연결, 운용이 제2항에서 규정한 요구사항을 충족하도록 보장해야 한다.

조 23. 전력송전망 개발 계획 내용

전력송전망 개발 계획은 다음과 같은 주요 내용을 포함한다.

1. 현재 연도 6월 30일까지 전력송전망 운영 실적 평가

2. 다음 연도와 그 다음 연도를 고려한 송전망과 분배망 간 연결 지점별 전력부하 수요 예측

3. 현재 연도 12월 31일까지 전력송전망 개발 계획 승인된 목록에 대한 투자 실적 및 예상 실적 평가

4. 다음 연도와 그 다음 연도를 고려한 전력송전망에 연결될 전력 공급 프로젝트 목록 및 각 프로젝트의 연결 위치, 연결 협약

5. 정보 시스템, SCADA 시스템, RTU/Gateway 장비, 측정 시스템, 측정 데이터 수집 시스템 목록

6. 다음 연도 각 달, 그 다음 연도 건조기와 우기의 전력 송전망 전력 시스템 설정 계산 결과, 이를 포함한 다양한 계획의 계산 결과 및 전력 송전망 N-1 기준 충족 가능성 평가

7. 전력 송전망 내 500kV, 220kV, 110kV 배선의 단락 전류 계산 결과, 이 중 최대 90% 이상의 허용 값보다 큰 단락 전류 위치 확인

8. 전력 송전망 안정성 계산 및 분석 결과

9. 전력 송전망에서 반응력 보상 전력 계산 결과

10. 전력 송전망 안전하고 안정적인 운용에 영향을 미칠 수 있는 제약 사항 및 제한 사항 확인, 제5조에서 규정한 전력 시스템 안정성 요구사항에 대한 영향 포함

11. 다음 연도 전력 송전망 신뢰성 지표 및 전력 손실률 제안, 제14조 및 제15조에서 규정한 바에 따라

12. 제2장에서 규정한 전력 시스템 운용 요구사항, 제5장에서 규정한 연결 지점 기술 요구사항 충족 가능성 분석 및 이를 충족하기 위한 제안된 해결책

13. 전력 발전소의 모든 용량 전송, 전력부하 수요 충족, 기술 요구사항 충족, 비용 최소화를 보장하는 전력 송전망 투자 방안 분석 및 선택

14. 다음 연도 각 달과 그 다음 연도 각 분기에 건설해야 할 전력 송전망 프로젝트 목록 및 진행 계획, 각 프로젝트의 자금 조달 계획

15. 제안 및 의견 (있을 경우)

조 24. 전력망 개발 계획을 위한 정보 제공 의무

1. 발전소는 다음 정보를 제공할 책임이 있다:

가) 다음 해에 전력망에 연결될 예정인 발전소 목록 및 그 이후 2년간의 연결 예정 발전소 목록, 투자 및 연결 일정, 각 발전소의 예상 운영 날짜;

나) 전력망에 연결될 발전소의 주요 사양과 이 통지의 부록 1B에 따라 규정된 연결 지점 정보;

다) 다음 해와 그 이후 2년간 현재 연결된 발전소의 연결 관련 변경사항.

2. 분배 전기 기관, 분배 및 판매 전기 기관, 직접 전력망에서 전기를 수용하는 사용자는 다음 정보를 제공할 책임이 있다:

가) 다음 해에 전력망에 연결될 예정인 연결 지점 목록 및 그 이후 1년간의 연결 지점 목록, 전력망 투자 및 건설을 담당한 시설 목록;

나) 새로운 연결 지점의 예상 투입 일정;

다) 새로운 연결 지점의 최대 부하 용량 및 이 통지의 부록 1C에 따라 규정된 연결 정보;

라) 다음 해와 그 이후 1년간 현재 연결 지점의 변경 예상(있을 경우);

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 기관은 다음 정보를 제공할 책임이 있다:

가) 이 통지 제17조에 따른 전력 부하 요구량 예측 결과;

나) 다음 해와 그 이후 1년간의 보조 서비스 요구량 예상;

다) 다음 해와 그 이후 1년간의 발전원 활용 계획 예상;

4. 도매 전기 판매 기관은 다음 정보를 제공할 책임이 있다:

가) 발전 및 수입 전력 용량, 전력 수출 및 수입량;

나) 다음 해와 그 이후 2년간의 신규 발전 시설 투자 및 운영 일정.

조 25. 전력망 개발 계획의 작성, 승인 및 공표 절차

1. 매년 8월 1일 이전, 전력망 기관은 전력 시스템 및 전력 시장 운용 기관, 도매 전기 판매 기관 및 전력망 사용 전기 사용자(새로운 연결을 원하는 사용자를 포함)에게 정보 제공 요청 및 제공 기한을 통보해야 한다.

2. 매년 9월 1일 이전, 전력 시스템 및 전력 시장 운용 기관, 도매 전기 판매 기관 및 전력망 사용 전기 사용자는 이 통지 제24조에 따른 요구 사항에 따라 전력망 기관에 정보를 완전히 제공해야 한다.

3. 매년 10월 15일 이전, 전력망 기관은 다음 해와 그 이후 1년간의 전력망 개발 계획 초안을 완성하고 전력 시스템 및 전력 시장 운용 기관으로부터 전력망 투자 예정 시설의 시스템 안전, 안정성, 신뢰성 유지에 대한 영향 평가 의견을 받도록 제출해야 한다.

4. 매년 11월 1일 이전, 전력망 기관은 다음 해와 그 이후 1년간의 전력망 개발 계획을 완성하고 베트남 전력그룹에 보고하여 승인을 받아야 한다.

5. 매년 11월 15일 이전, 전력망 기관은 베트남 전력그룹의 승인을 받은 다음 해와 그 이후 1년간의 전력망 개발 계획을 전력 규제청에 제출해야 한다.

6. 매년 12월 15일 이전, 전력 규제청은 전력망 기관이 제출한 다음 해와 그 이후 1년간의 전력망 개발 계획을 검토하고 승인하며, 전력 규제청 웹사이트에 공표해야 한다.

7. 전력 규제청이 전력망 개발 계획을 승인한 날로부터 15일 이내, 전력망 기관은 해당 승인된 전력망 개발 계획을 본 기관 웹사이트에 공표해야 한다.

 

장 V

전력망에 연결

 

절 1. 일반 원칙

조 26. 연결점

1. 연결점은 사용자의 전력망에 연결되는 설비, 전력망 및 발전소와 전력망 전송 시스템을 연결하는 지점이다.

2. 전력망 구조에 따라 연결선로에 따라 연결점은 다음과 같이 결정된다.

가) 공중 선로의 경우, 연결점은 전력 변환소 또는 발전소의 분배장에서 분리 스위치를 연결하는 선로의 끝부분의 젤 포인트이다.

나) 지하 케이블의 경우, 연결점은 전력 변환소 또는 발전소의 분배장에서 분리 스위치를 연결하는 측면의 젤 포인트이다.

3. 조 2항의 규정과 다른 연결점의 경우, 대체 연결점은 양 당사자가 협의하여 결정한다.

4. 연결점은 연결협정 또는 전력 판매 계약에 포함된 관련 도면, 스키마, 설명 등으로 상세하게 기술되어야 한다.

조 27. 재산 경계 및 관리 운영

1. 전력망 전송 사업자와 전력망 사용 고객 간의 재산 경계는 연결점이다.

2. 각 당사자의 연결점 재산은 관련 도면, 스키마와 함께 연결협정 또는 전력 판매 계약에 상세히 명시되어야 한다.

3. 재산 소유자는 해당 재산에 대한 투자, 건설, 관리 및 운영 책임을 부담하며, 법령에서 정한 기준과 규정을 준수해야 하며, 별도의 합의가 없는 한 예외 없이 그러하다.

조 28. 일반 요구사항

1. 전력망 전송 사업자는 전력망 개발 계획 및 승인된 투자 계획에 따라 전력망 전송 시스템을 개발하고, 전력망 전송 장비가 시스템 운용에 필요한 요구사항을 충족하도록 보장해야 한다. 이는 본 통지 제II장에 명시된 바와 같다.

2. 전력망 사용 고객의 전력 설비, 전력망 및 발전소 연결은 승인된 전력 개발 계획에 적합해야 하며, 전력망 전송 시스템의 장비가 시스템 운용에 필요한 요구사항을 충족하도록 보장해야 한다. 이는 본 통지 제II장에 명시된 바와 같다.

3. 고객이 제안한 연결 방안이 승인된 전력 개발 계획과 일치하지 않는 경우, 전력망 전송 사업자는 고객에게 연결 제안이 계획과 일치하지 않음을 통보해야 한다. 고객은 추가 또는 수정 계획 승인을 위한 서류를 작성하고, 산업통상자원부가 정한 절차와 방법에 따라 승인을 받은 후 다음 단계로 진행해야 한다.

4. 전력망 전송 사업자와 연결을 요청하는 고객은 본 통지에서 정한 모델에 따라 연결협정을 작성해야 하며, 다음 주요 내용을 포함해야 한다.

가) 연결점 위치

나) 연결점 관련 기술 사항

다) 연결 완료 시간표

라) 투자 및 관리 운영 책임

마) 연결협정의 상업적 내용

5. 전력망 전송 사업자는 다음 사항이 있는 경우 연결 요청을 거부할 수 있다.

가) 연결을 요청하는 고객의 설비 및 전력망이 본 통지 및 관련 기술 규범에서 정한 운용 및 기술 요구사항을 충족하지 못하는 경우

나) 연결 요청이 승인된 전력 개발 계획과 일치하지 않는 경우

6. 전력망 전송 사업자는 고객이 기술 및 운용 요구사항을 위반하거나, 고객의 재산이 안전한 전력망 운용에 영향을 미칠 수 있는 경우, 고객의 전력망 연결을 해제할 수 있다. 양 당사자가 연결 해제에 대해 동의하지 않을 경우, 본 통지 제IX장에서 정한 분쟁 해결 절차를 따르어야 한다.

7. 전력망 사용 고객이 자기 관리 범위 내에서 설비 변경 또는 전력망 구성 변경을 요청하여 전력망 전송 시스템의 안전한 운용에 영향을 미칠 수 있는 경우, 고객은 문서로 통보하고, 전력망 전송 사업자와 제어 권한을 가진 당국의 일치된 계획을 받아야 한다.

8. 투자 및 운용 과정에서 연결점 관련 변경 사항은 연결점 문서 및 이미 체결된 연결협정에 업데이트되어야 한다.

9. 전력망 사용 고객은 자기 관리 범위 내의 요소들에 대한 작업 상태, 운용, 유지 보수 및 사고 데이터를 5년간 보관해야 한다. 전력망 전송 사업자가 요청하면, 고객은 자기 관리 범위 내의 요소들에 대한 사고 관련 정보를 제공해야 한다. 해외 전력 거래 또는 베트남 국경 밖에 위치한 발전소와 국가 전력망을 연결하는 경우, 연결 장비에 대한 기술 및 운용 요구사항은 다음과 같은 우선 순위로 적용된다.

가) 국제 조약 및 베트남이 참여한 협정 및 약속을 따름

나) 각 당사자 간의 합의를 통해 각 나라의 전력 시스템 기술 요구사항을 최대한 충족시키고, 연결 전력망의 안전성, 신뢰성 및 안정성을 보장함

절 2. 전기 설비 연결 기술 일반 요구사항

조 29. 전기 설비 연결 요구사항

1. 중압부터 초고압까지의 연결점에서의 전기 설비를 포함하는 주 전기 연결도는 고객이 사용하는 송전망과 송전망 간의 연결을 나타내어야 하며, 전기 설비는 표준 상징 및 기호로 설명되어야 하고, 전력 시스템 국가 운영 절차에 따라 전력 관제 기관은 해당 설비에 번호를 부여해야 한다.

2. 연결점과 직접 연결된 차단기와 보호, 제어, 측정 시스템은 연결점에서 발생할 수 있는 최대 단락 전류를 차단하고 연결할 수 있도록 설계되어야 하며, 이는 송전망 개발 계획에 따른 배전망 구조와 전원 공급을 10년 이상의 기간 동안 충족시켜야 한다.

3. 송전망에 직접 연결되는 모든 설비는 연결점에서 발생할 수 있는 최대 단락 전류를 견딜 수 있도록 설계되어야 하며, 이는 송전망 개발 계획에 따른 배전망 구조와 전원 공급을 10년 이상의 기간 동안 충족시켜야 한다.

4. 송전망과 연결되는 연결점에서 작업을 수행하는 차단기는 양쪽 차단기가 모두 전원을 가진 경우 동기화 검사 장치가 설치되어야 하며, 분리 스위치와 연동 잠금 장치가 함께 설치되어야 하며, 운전 중 안전과 유지보수, 수리를 위해 이러한 장치들이 설치되어야 한다.

조 30. 보호 릴 시스템 요구사항

1. 송전망을 사용하는 고객과 송전망 사업자는 관리 범위 내에서 보호 릴 시스템을 설계, 설치, 조정, 테스트하여 신속한 반응, 민감성, 선택성, 신뢰성을 확보하도록 해야 하며, 이는 전력 시스템의 안전하고 신뢰성 있는 운전을 보장한다.

2. 연결점에서 보호 릴 장치의 설치 및 설치는 전력 관제 기관, 송전망 사업자, 송전망을 사용하는 고객 사이에서 협의되어야 한다. 송전망 사업자 또는 송전망을 사용하는 고객은 전력 관제 기관의 동의 없이는 보호 장치와 릴 설정 값을 변경해서는 안 된다.

3. 전력 관제 기관은 송전망 사업자의 송전망 범위 내에서 릴 조정 표를 발행하고 송전망을 사용하는 고객의 보호 릴 장치에 관련된 조정 값들을 승인해야 한다.

4. 송전망을 사용하는 고객의 전력 시스템 내의 요소들에서 발생한 문제를 주 보호 장치로 해결하는 시간은 본 통지의 조 12에 규정된 값보다 길어질 수 없다.

5. 송전망을 사용하는 고객의 보호 장치가 송전망 사업자의 보호 장치와 연결될 경우, 이러한 장치들은 송전망 사업자의 연결 요구 사항을 충족하고 전력 관제 기관의 승인을 받아야 한다.

6. 송전망을 사용하는 고객의 전력 시스템에서 문제가 발생한 경우, 송전망을 사용하는 고객의 보호 릴 장치는 송전망의 차단기를 자동으로 차단할 수 있지만, 이는 송전망 사업자와 전력 관제 기관의 승인을 받아야 하며, 이를 연결 계약에 기록해야 한다.

7. 보호 릴 시스템의 신뢰성 작동 비율은 99% 이상이어야 한다.

8. 본 조항의 항 1부터 항 7까지 외에도, 송전망을 사용하는 고객과 송전망 사업자의 보호 릴 시스템은 다음과 같은 추가 요구 사항을 충족해야 한다.

가) 발전소는 정확한 동기화 시스템을 갖추어야 한다.

나) 발전소는 GPS(전역 위성 위치 시스템) 시간 동기화 기능을 갖춘 사고 기록 시스템을 갖추어야 한다.

다) 300MW 이상의 발전소는 GPS(전역 위성 위치 시스템) 시간 동기화 기능을 갖춘 각도 측정 장치(PMU - 파즈러 측정 유닛)를 갖추어야 하며, 300MW 미만의 발전소는 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장의 계산 및 요구 사항에 따라 PMU를 설치해야 한다.

라) 송전망 사업자와 송전망을 사용하는 고객이 발전 사업자가 아닌 경우, 이들은 전력 관제 기관의 계산 및 요구 사항에 따라 사고 기록 장치와 각도 측정 장치를 설치하고, 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장에 설치된 시스템과 호환되도록 설치해야 한다. 전력 관제 기관은 송전망 사업자와 송전망을 사용하는 고객의 사고 기록 장치와 각도 측정 장치를 전력 관제 기관에 설치된 시스템과 통합해야 한다.

마) 운전 중에 사고 기록 장치와 각도 측정 장치를 업그레이드하거나 교체하려는 경우, 송전망 사업자와 송전망을 사용하는 고객은 전력 관제 기관과 사전에 협의해야 한다.

바) 220kV 이상의 송전선은 발전기 또는 발전소 분배소에 연결되며, 두 개의 독립적인 물리적 통신 채널을 가져야 하며, 이는 두 개의 송전선 끝 사이에서 보호 릴 신호를 전송하는데 사용되며, 전송 시간은 20ms를 넘지 않아야 한다.

사) 송전망에서 직접 전력을 받는 고객은 전력 관제 기관의 계산 및 요구 사항에 따라 관리 범위 내에서 저주파 릴을 설치하고 자동적으로 부하를 해제하도록 해야 한다.

9. 발전기, 변압기, 선로, 선로 연결부에 대한 보호 릴 장치의 범위, 배치 및 기술 요구사항은 전력 규제청이 발행한 발전소 및 변전소 내 보호 릴 시스템 및 자동화 시스템 요구사항에 따른다.

조 31. 정보 시스템에 대한 요구사항

1. 전송망을 사용하는 고객은 자신의 관리 범위 내에서 정보 시스템을 투자하고 설치하며 관리 운용하며, 이를 전송 전력 기관과 제어 권한이 있는 지령 기관의 정보 시스템과 연결하여 통신 및 데이터 전송(스캐다, PMU, 사고 기록 감시 데이터를 포함함)을 완전하고 신뢰성 있게 지속적으로 제공하도록 해야 한다. 제어 작업을 위한 최소한의 통신 수단으로는 직통선, 전화, 팩스가 신뢰성 있고 지속적으로 작동해야 한다.

2. 전송망을 사용하는 고객의 정보 시스템은 전송 전력 기관의 정보 시스템과 제어 권한이 있는 지령 기관의 정보 시스템과 호환되어야 한다.

고객은 전송 전력 기관의 정보 시스템 또는 다른 공급자의 정보 시스템을 사용하여 제어 권한이 있는 지령 기관의 정보 시스템과 연결하여 전력 시스템과 전력 시장의 운영을 위해 지속적이고 신뢰성 있는 정보 제공을 보장할 수 있다.

3. 전송 전력 기관은 전력 시스템과 전력 시장의 관리와 운영을 위해 전력 전송망의 관리 범위 내에서 정보 시스템을 투자하고 관리하며, 제어 권한이 있는 지령 기관과 협력하여 지령 기관으로의 통신 경로를 설정해야 한다.

4. 제어 권한이 있는 지령 기관은 전력 시스템과 전력 시장의 운영을 위해 전송 전력 기관과 전송망을 사용하는 고객에게 필요한 데이터 정보, 데이터 전송, 정보 인터페이스 요구사항을 제공해야 한다.

5. 제어 권한이 있는 지령 기관과 전송 전력 기관은 고객과 협력하여 고객의 정보 시스템, 데이터를 현재 관리 기관의 정보 시스템, 데이터에 연결하고 시험하고 검사해야 한다.

조 32. 스캐다 시스템 연결에 대한 요구사항

1. 220千伏及以上变电站、装机容量超过30兆瓦的发电厂和接入输电网但未连接到控制中心的发电厂必须配备具有两个直接、同时且物理独立连接端口的网关或RTU，以连接到具有调度权限的调度机构的SCADA系统。

2. 装机容量超过30兆瓦并已连接且由控制中心远程操作的发电厂以及已连接并由控制中心远程操作的220千伏及以上变电站必须配备网关或RTU，并建立一个直接连接到具有调度权限的调度机构的SCADA系统的连接，以及两个直接连接到控制中心的控制系统。在这种情况下，发电厂和变电站的SCADA连接信息必须确保实时连接和共享到具有调度权限的调度机构的SCADA系统，以支持电力系统的运行和调度。

3. 如果发电厂或变电站有多个具有调度权限的调度机构，各调度机构应分享信息以配合电力系统的运行。

4. 输电机构和使用输电网的客户负责在其管理范围内投资、安装、管理和运营终端RTU/网关设备，或者租用服务提供商的数据传输线路，以确保与具有调度权限的调度机构的SCADA系统和控制中心（如有）的连续、完整、可靠的数据传输。

5. 输电机构和使用输电网的客户的终端RTU/网关设备必须具备技术特性，能够与具有调度权限的调度机构的SCADA系统和控制中心（如有）进行连接。

6. 具有调度权限的调度机构负责将与输电机构和使用输电网的客户协商一致的数据列表集成到其SCADA系统中。输电机构和使用输电网的客户应与具有调度权限的调度机构合作，在其系统上配置和设置数据库，以确保与具有调度权限的调度机构的SCADA系统和控制中心（如有）兼容。

7. 如果具有调度权限的调度机构的SCADA系统在签订并网协议后因技术变更而获得有权机关批准，导致需要更换或升级输电机构和使用输电网的客户的控制设备、终端RTU/网关，具有调度权限的调度机构、输电机构和使用输电网的客户应合作执行必要的调整，使输电机构和使用输电网客户的设备与SCADA系统的变更相兼容。输电机构和使用输电网的客户应投资并升级控制设备、终端RTU/网关，以确保与具有调度权限的调度机构的SCADA系统兼容。

8. 在运行过程中，当需要升级或扩展控制设备、终端RTU/网关时，输电机构和使用输电网的客户应在实施升级或扩展之前与具有调度权限的调度机构达成协议。

9. 终端RTU/网关设备的数据列表要求和技术要求由电力监管局发布的关于SCADA系统技术要求和运行管理的规定具体规定。

조 33. 변압기 중성점 접지

1. 삼상 변압기의 고압 코일 또는 3(삼)대 단상 변압기를 전력망에 연결할 때는 적절한 중성점을 갖춘 삼각형 연결을 해야 한다.

2. 변압기 중성점 접지는 제13조 통지에서 정한 접지계수 값 이상으로 하여야 한다.

조 34. 고객의 무효률

1. 정상 운전 시, 분배 전력 기관과 직접 전력망에서 전력을 수급하는 고객은 수용 무효률(cosφ)을 측정 장소에서 0.9 이상으로 유지해야 하며, 무효발생 시에는 0.98 이상으로 유지해야 한다.

2. 전력망을 사용하는 고객은 전력망 운영기관과 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관에게 자기 전력망 내 무효률 보상 장치의 정보를 제공해야 한다. 이 정보는 다음과 같다:

가) 무효률 보상 용량과 조정 범위;

나) 무효률 보상 원칙.

조 35. 전력 부하 변동도

전력망에서 직접 전력을 수급하는 고객의 1분간 소비 전력 변화율은 정상 운전 상태에서의 소비 전력의 10%를 초과하지 않아야 한다. 다만, 고객이 전력 사용량을 조정하거나 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관과 다른 합의를 맺은 경우는 예외로 한다.

조 36. 주파수에 따른 자동 부하 제거 시스템

1. 전력망을 사용하는 고객은 관련 기관과 협력하여 주파수에 따른 자동 부하 제거 시스템을 설치하고 운영하도록 해야 한다. 이는 전력 시스템 운영기관의 계획과 요구사항에 따라야 한다.

2. 주파수에 따른 자동 부하 제거 시스템은 다음 요구사항을 충족하도록 설계되어야 한다:

가) 신뢰성이 99% 이상이어야 한다;

나) 한 부하 제거 실패가 전체 전력 시스템 작동에 영향을 미치지 않아야 한다;

다) 주파수에 따른 부하 제거 순서와 제거 전력량은 전력 시스템 운영기관의 배분 요구사항을 따르며, 운영기관의 허가 없이는 변경될 수 없다.

3. 저주파 릴레이는 전력 시스템 운영기관의 요구사항에 따라 설치 및 운영되어야 한다.

4. 주파수가 정상 운전 상태로 복구된 후의 부하 복구 순서는 전력 시스템 운영기관의 지시에 따라야 한다.

조 37. 제어 센터 요구사항

1. 일반 기술 요구사항

가) 제어 센터에 설치된 감시, 제어 시스템 및 정보 시스템은 전력 발전소와 변전소의 안전하고 신뢰성 있는 운영을 보장하기 위해 장비를 갖추어야 한다;

나) 제어 센터의 감시, 제어 시스템은 발전소, 변전소 및 전력망의 차단기와의 연결, 데이터 전송을 안정적이고 지속적으로 보장하며, 전력 시스템 운영기관의 SCADA 시스템과 호환되어야 한다;

다) 제어 센터는 국가 전력망에서 전원을 잃었을 때 정상적인 운영을 보장하기 위한 대체 전원을 갖추어야 한다.

2. 제어 센터의 연결 요구사항

가) 정보 시스템 연결 요구사항

- 전력 시스템 운영기관의 정보 시스템과 독립적인 두 개의 데이터 통신 경로가 있어야 한다. 여러 개의 운영기관이 있을 경우, 각 운영기관은 정보 공유 방법을 통일해야 한다;

- 발전소, 변전소 및 제어 센터가 원격 제어하는 차단기와의 연결을 위한 두 개의 데이터 통신 경로가 있어야 한다;

- 직통, 전화, 팩스 및 컴퓨터 네트워크를 포함한 최소한의 통신 수단은 잘 작동해야 한다.

나) SCADA 시스템 연결 요구사항

- 전력 시스템 운영기관의 SCADA 시스템과 물리적으로 독립적인 두 개의 직접 연결 포트가 있어야 한다. 여러 개의 운영기관이 있을 경우, 각 운영기관은 정보를 공유해야 한다;

- 원격 제어하는 발전소, 변전소 및 차단기와 연결되는 두 개의 RTU/게이트웨이 및 제어 시스템 연결 포트가 있어야 한다.

다) 제어 센터는 발전소, 변전소 및 차단기의 감시 카메라와 연결하여 제어 센터로 안전 감시 데이터를 전송해야 한다.

절 3. 발전소와 화력발전소에 대한 연결 기술 요구사항

조 38. 발전기 출력 제어 및 관리 요구사항

1. 30MW 이상의 발전소는 단위 전력 시스템 운영기관과 전력 시장의 발전기 출력 제어 시스템과 안정적이고 신뢰성 있게 보안적으로 연결되도록 설비 및 제어 시스템, AGC 시스템을 설치해야 한다. 발전기의 AGC 시스템 신호 연결에 대한 구체적인 기술 요구사항은 전력 시스템 운영기관과 전력 시장의 SCADA/EMS 시스템과의 연결에 대한 기술 요구사항과 운용 관리 규정이 전력 규제청에서 발행한 SCADA 시스템 요구사항 규정에 명시되어 있다.

2. 발전소의 발전기는 무효력 반응 모드에서 0.85부터 수용 모드에서 0.9까지의 전력 인가율 범위에서 발전기 편극부에서 무효력 반응 특성을 고려한 정격 유공력 출력을 발할 수 있어야 한다.

3. 발전소의 발전기는 국가 전력 시스템 운영 지침에서 정한 기본 주파수 조정 및 2차 주파수 조정에 참여하고, 유공력과 무효력 출력을 조정하여 전력 시스템 내에서 전압을 제어할 수 있어야 한다.

4. 정상 운전 중, 전송망에 연결된 연결점에서의 전압 변화는 이 장의 제6항에서 정한 허용 범위 내에서 발생하더라도 현재 발하는 유공력 양과 발전기의 전체 무효력 출력 발생 능력을 영향받지 않아야 한다.

5. 발전소의 발전기는 49Hz에서 51Hz 범위에서 정격 유공력 출력을 지속적으로 발할 수 있어야 한다. 46Hz에서 49Hz 미만과 51Hz 초과 범위에서는 주파수 감소 비율에 따른 감소량이 시스템 무효력 반응 특성과 발전기 유공력-주파수 특성에 따라 결정되며, 30MW 이상의 발전소 또는 전송망에 연결된 발전소는 해당 시스템 주파수 범위에 따른 최소 운전 시간은 표 7에 명시된 대로이다.

표 7

시스템 주파수 범위별 발전 유지 최소 시간

 

6. 발전소의 발전기는 이 통지의 제7항에서 정한 전력 시스템 내의 비대칭 전압 손실 수준을 견딜 수 있어야 하며, 단락 회선 제거 보호 장치를 통해 단락 회선 제거 시간 동안 발생하는 위상-위상 및 위상-지상 단락으로 인한 역순 전류와 제로 순 전류를 견딜 수 있어야 한다.

7. 발전소의 발전기는 다음 조건에서 지속적으로 작동할 수 있어야 한다:

a) 세 위상 간 불균형 부하 10% 이하;

b) 동기 발전기의 자기 공급 계수 대응률 0.5% 초과;

c) 역순 전류 5% 이하 정격 전류

조 39. 발전기 자속 시스템

1. 발전기 자속 시스템은 이 통지 제38조 제2항에서 정한 범위 내에서 발전기를 운전할 수 있도록 보장해야 하며, 자속 시스템은 발전기가 정격 무효력(千伏安)(MVA)에서 운전되도록 보장해야 하며, 발전기 단자 정격 전압의 ±5% 범위 내에서 작동해야 한다.

2. 발전소의 발전기는 전체 작업 허용 범위 내에서 발전기 단자 전압을 ±0.5% 정격 전압 오차 이내로 유지할 수 있는 연속 작동 가능한 AVR 장치를 갖추어야 한다.

3. AVR는 단자 변압기의 저압을 보상하고, 공통 바에 연결된 여러 대의 발전기 사이에서 반항력 전력을 안정적으로 분배하도록 해야 한다.

4. AVR는 다음 한도 설정을 허용해야 한다.

a) 최소 자속 전류;

b) 최대 자속 전류.

5. 발전기 단자 전압이 정격 전압의 80%에서 120% 범위 내에 있고, 시스템 주파수가 47.5Hz에서 52Hz 범위 내에 있을 때, 최대 0.1초 동안 발전기 자속 시스템은 다음 값으로 자속 전류와 자속 전압을 증가시키는 능력을 가져야 한다.

a) 수력 발전소의 발전기: 정격 값의 1.8배;

b) 화력 발전소의 발전기: 정격 값의 2.0배.

6. 발전기 정격 부하를 운전할 때 자속 전압 변화 속도는 정격 자속 전압/초보다 낮아서는 안 된다.

7. 30MW 이상의 발전기는 전력 시스템 안정화 장치(Power System Stabiliser - PSS)를 설치하여 0.1Hz에서 5Hz 범위의 진동을 감소시키고 전력 시스템의 안정성을 높여야 한다. 발전소는 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위의 계산에 따라 PSS 장치의 진동 감소 비율(Damping ratio)이 5% 미만이 되지 않도록 PSS 장치의 설정 값을 조정해야 한다. PSS 장치가 설치된 발전기의 경우, 발전소는 PSS 장치를 운영 단위의 요구에 따라 작동해야 한다.

조 40. 발전기 속도 제어 시스템

1. 발전소의 발전기는 국가 전력 시스템의 기본 주파수 조정에 참여해야 한다.

2. 발전소의 발전기는 일반 운전 조건에서 시스템 주파수의 변화에 대응할 수 있는 빠른 반응 속도 제어 시스템을 갖추어야 한다. 속도 제어 시스템은 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위의 SCADA/EMS 시스템으로부터 증가, 감소 또는 출력 설정 변경 명령을 수신하고 실행해야 한다. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위가 요구하지 않는 경우를 제외하고는 그러하다.

3. 발전기 속도 제어 시스템은 조정 특성의 정적 계수 값을 ±5% 이하로 조정할 수 있어야 한다. 정적 계수 값의 설정은 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위가 계산하고 결정한다.

4. 혼합 순환 발전소의 증기 터빈을 제외하고, 발전기 속도 제어 시스템의 죽음 영역 값은 ±0.05Hz 이내여야 한다. 각 발전기의 속도 제어 시스템의 죽음 영역 값은 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위가 연결 및 운전 과정에서 계산하고 결정한다.

5. 속도 제어 시스템은 다음 한도 설정과 초과 속도 보호를 허용해야 한다.

a) 증기 터빈: 정격 속도의 104%에서 112%;

b) 가스 터빈 및 수력 터빈: 정격 속도의 104%에서 130%;

c) 발전기가 국가 전력 전송 시스템에서 일시적으로 분리된 지역 전력망에서 계속 고객에게 전력을 공급하는 경우, 발전기 속도 제어 시스템은 분리된 지역 전력망의 주파수 안정성을 유지해야 한다.

조 41. 검은 재가동

1. 전력 송전 시스템의 중요한 위치에서 일부 발전소는 검은 재가동 능력을 가져야 한다. 검은 재가동 능력에 대한 장비 요구 사항은 연결 협정에 명확히 기재되어야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 국가 전력 시스템의 중요한 위치를 식별하고 검은 재가동 능력을 갖춘 발전소를 건설하며 전력 송전 주체와 발전 주체와의 연결 협정 과정에서 각 발전소에 대한 구체적인 검은 재가동 요구 사항을 결정해야 한다.

절 4. 풍력 발전소 및 태양광 발전소에 대한 기술적 요구사항

조 42. 풍력 발전소 및 태양광 발전소에 대한 기술적 요구사항

1. 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 49Hz부터 51Hz까지의 주파수 범위에서 다음 모드에서 유용한 발전능력을 유지해야 한다.

가) 자유 발전 모드: 원래 에너지 소스(바람 또는 태양)의 변화에 따라 최대 발전능력을 운전한다.

나) 발전량 제어 모드

풍력 발전소 및 태양광 발전소는 원래 에너지 소스의 변화에 따른 30초 이내에 ±01% 정격 출력의 오차 범위 내에서 제어 센터의 지시에 따라 유용한 발전능력을 조정할 수 있어야 한다.

- 예측치 이상으로 원래 에너지 소스가 변동되는 경우 정확한 지시에 따라 발전능력을 발전시킨다.

- 예측치 미만으로 원래 에너지 소스가 변동되는 경우 가능한 최대 발전능력을 발전시킨다.

2. 정상 운전 모드에서는 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 연결점의 전압 변화가 허용된 범위 내에서 유용한 발전능력을 발전시키고 영향을 받지 않아야 한다.

3. 모든 시간 동안 그리드에 연결된 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 다음 표 8에 규정된 주파수 운전 범위에 따라 최소 유지 발전 시간을 유지해야 한다.

표 8

풍력 발전소 및 태양광 발전소의 주파수 운전 범위에 따른 최소 유지 발전 시간

 

4. 시스템 주파수가 51Hz보다 높을 때, 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 정격 출력의 01% 이상의 속도로 유용한 발전능력을 줄여야 한다. 발전능력 감소량은 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

- ΔP: 유용한 발전능력 감소량(MW);

- P_다: 감소 전 유용한 발전능력(MW);

- f_다: 감소 전 시스템 주파수(Hz).

5. 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 다음과 같이 저항성 전력과 전압을 조정할 수 있어야 한다.

가) 발전소가 정격 유용한 발전능력의 20% 이상을 발전시키고 정상 운전 범위 내의 전압을 가지는 경우, 발전소는 연결점에서 정격 출력에 대응하는 저항성 전력을 0.95(저항성 전력 모드)에서 0.95(저항성 전력 수용 모드)까지 연속적으로 조정할 수 있어야 한다.

나) 발전소가 정격 출력의 20% 미만의 유용한 발전능력을 발전시키는 경우, 발전소는 발전기 특성에 맞게 저항성 전력의 수용 또는 발전 능력을 줄일 수 있다.

다) 연결점의 전압이 정격 전압의 ±10% 범위 내에 있을 때, 발전소는 전체 허용 작업 범위에서 발전기의 전압을 ±0.5% 정격 전압(설정 전압 대비)의 오차 범위 내에서 조정할 수 있어야 하며, 이 작업은 2분 이내에 완료되어야 한다.

라) 연결점의 전압이 정격 전압의 ±10% 범위를 벗어날 때, 발전소는 연결점의 전압 변화에 대해 저항성 전력의 최소 2%를 조정할 수 있어야 한다.

6. 모든 시간 동안 그리드에 연결된 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 다음 범위의 연결점 전압에서 최소 유지 발전 시간을 유지해야 한다.

가) 전압이 0.3pu 미만인 경우, 최소 유지 시간은 0.15초이다.

나) 전압이 0.3pu에서 0.9pu 미만인 경우, 최소 유지 시간은 다음 공식에 따라 계산된다.

여기서:

다_{= 4 x U - 0.6} = 4 x U - 0,6

(시간)_{= 4 x U - 0.6} (초): 최소 발전 유지 시간;

- U (pu): 연결점의 실제 전압(pu 단위).

다) 전압이 0.9pu에서 1.1pu 미만인 경우, 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 계속해서 발전해야 한다.

라) 전압이 1.1pu에서 1.15pu 미만인 경우, 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 3초 동안 발전해야 한다.

마) 전압이 1.15pu에서 1.2pu 미만인 경우, 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 0.5초 동안 발전해야 한다.

7. 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 연결점에서 위상 전압의 역순 성분이 정격 전압의 01%를 초과하지 않도록 해야 한다. 풍력 발전소 및 태양광 발전소는 220kV 이상의 전압 등급에서 연결점에서의 위상 전압의 역순 성분을 정격 전압의 03%까지 견딜 수 있어야 한다.

8. 풍력 발전소 및 태양광 발전소가 연결점에서 발생시키는 고조파 변형 총량은 03%를 초과하지 않아야 한다.

9. 풍력 발전소 및 태양광 발전소가 연결점에서 발생시키는 전압 깜빡임 수준은 본 통지의 조 9에 규정된 값보다 초과하지 않아야 한다.

절 5. 연결 협상 절차

조 43. 연결 협상 절차

1. 새로운 연결 또는 현재 연결 지점 변경이 필요한 경우 연결을 원하는 고객은 전력 송전 단위에 연결 신청서를 제출해야 한다.

2. 연결 신청서는 다음 사항을 포함한다.

a) 이 통고에서 부록 1A, 1B, 1C와 함께 발부된 연결 요청 문서 및 해당 모델에 따른 내용

b) 연결 예정 장비 또는 현재 연결 지점 변경에 대한 기술 자료

c) 프로젝트 완료 예정 시기 및 새로운 연결 또는 현재 연결 변경 프로젝트의 경제적-기술적 수치

3. 전력 송전 단위는 완전하고 적법한 연결 신청서를 받은 후 다음 사항을 수행할 책임이 있다.

a) 연결 지점에서 예상되는 전기 장비 요구 사항 검토

b) 연결 장비, 전력망, 발전소 연결이 전력 송전망에 미치는 영향 평가를 주도하며, 다음 주요 내용을 포함한다.

- 연결 요청 지역의 10년 동안의 전력망 상태 설정 계산, 전력송전 지역의 N-1 기준 충족 가능성 평가 포함

- 전력송전망에 연결되는 지점의 단락 전류 계산 및 평가

- 새로운 연결이 전력송전 시스템 안전 운영에 미치는 구체적인 제약과 제한 확인

- 이 통고의 장 II와 이 절에서 정한 운영 시스템 요구 사항 충족 가능성 평가

c) 이 통고에서 부록 2와 함께 발부된 연결 협정 초안을 연결을 원하는 고객과 운영 조정 권한을 가진 단위에 보내야 한다.

d) 고객으로부터 완전하고 적법한 연결 신청서를 받은 날로부터 15일 이내에 운영 조정 권한을 가진 단위와 관련 단위에게 다음 주요 내용에 대한 공식 의견을 요청하는 문서를 보내야 한다.

- 연결이 전력송전 시스템에 미치는 영향 평가

- 연결 지점에서 요구되는 전기 장비 기술 요구 사항, 발전기 운영 조정 요구 사항, 사용자에게 요구되는 주파수에 따른 부하 해제 시스템 장비 요구 사항 등

- 이 통고 부록에서 정한 내용에 따른 연결 협정 초안

4. 운영 조정 권한을 가진 단위는 전력 송전 단위와 협력하여 이 조 제3항 제b호에서 정한 내용에 따라 전력송전 시스템에 미치는 연결 영향 평가를 수행할 책임이 있다.

5. 연결을 원하는 고객은 전력 송전 단위와 운영 조정 권한을 가진 단위가 전력송전 시스템 안전, 안정성 및 신뢰성을 보장하기 위해 필요한 기술 특성 및 기술 요구 사항을 결정하기 위해 필요한 모든 정보를 제공할 책임이 있다.

6. 전력 송전 단위가 요청한 날로부터 20일 이내에 운영 조정 권한을 가진 단위와 관련 단위는 이 조 제3항 제d호와 제4항에서 정한 내용에 대한 서면 의견을 전력 송전 단위에 보내야 한다.

7. 운영 조정 권한을 가진 단위와 관련 단위의 의견을 받은 후 전력 송전 단위는 연결 협정 초안을 완성하고, 연결을 원하는 고객과 연결 지점에서 요구되는 기술 요구 사항에 대해 합의하고, 고객과 함께 연결 협정을 체결해야 한다.

8. 연결 협정은 4부로 작성되며 각 당사자는 2부씩 보관한다. 전력 송전 단위는 운영 조정 권한을 가진 단위와 관련 단위에 1부 복사본을 보내어 투자 건설, 시운전 및 정식 운영 과정에서 협력하도록 한다.

9. 연결 신청서 검토, 관련 내용 협의 및 연결 협정 체결 시간은 이 통고 조 44에 규정된 바에 따르며 처리된다.

10. 다른 전력 송전 사용자 소유 장비에 연결을 원하는 고객은 직접 연결을 원하는 고객과 연결 방안에 대한 합의를 해야 한다. 연결을 원하는 고객과 합의하기 전에 전력 송전 사용자 소유 장비 소유자는 전력 송전 단위와 운영 조정 권한을 가진 단위와 협력하여 연결을 원하는 고객의 장비가 이 통고에서 정한 연결 지점 기술 요구 사항을 충족하도록 보장해야 한다. 새로운 연결과 관련된 추가 내용은 전력 송전 사용자가 전력 송전 단위와 체결한 연결 협정에 업데이트해야 한다.

11. 110kV 배선 또는 500kV 또는 220kV 변전소 관리 범위 내 중압 배선에 연결하는 경우, 이 조 제1항부터 제9항까지의 규정에 따라 연결 협상 절차와 절차가 적용된다.

조 44. 연결 협정 검토 및 체결 기간

연결 협상 단계와 연결 협정 체결 기간은 표 9에 따라 다음과 같이 규정됩니다.

표 9

연결 협정 검토 및 체결 기간

 

절 6. 연결 협정 이행

조 45. 연결점 장비 접근 권한

전력송전 주관기관과 연결을 원하는 고객은 연결 설계를 위한 조사, 설계, 시공, 설치, 테스트, 검사, 교체, 해체, 운전 및 유지보수 과정에서 연결점 장비에 접근할 수 있는 권리를 가집니다.

조 46. 연결점 전기 공급 시험 조건 확인용 문서 제공

1. 전기 공급 시험 조건 확인을 위한 문서(연결을 원하는 고객이 확인한 기술 자료와 법적 문서 사본)는 다음 항목을 포함합니다.

가) 발전소, 송전선 및 변전소의 전력망 연결 설비에 대한 부분별 및 전체 검수 보고서(기술 표준 준수 및 연결 설비 요구사항 충족)

나) 초기 설계에서 수정된 설계 문서(기술 설계 승인 및 수정된 설계 문서 포함)

- 일반 설명서, 전기 설비 배치도

- 전기 연결 도면, 일차 전기 연결 도면

- 보호, 자동화 및 제어 시스템 원리 도면, 보호, 자동화 및 제어 시스템 설계 도면(연결 스위치, 전류 변환기, 전압 변환기, 방전 방지 장치, 분리 스위치, 연동 스위치 동작 상태 포함)

- 보호, 자동화 및 제어 시스템 이차 도면

- 고객 전기 공사 연결 방안 및 연결 전선 특성 도면

- 기타 관련 도면(있을 경우)

다) 기술 사양 및 운영 관리 문서(설치 장비 기술 사양 포함, 연결 전선 측정 실측 데이터 포함)

- 설비 기술 사양 포함 실제 측정 데이터

- 원자력 시스템, 자속 시스템, 속도 제어 시스템, 모델링 시뮬레이션, 자속 시스템, 속도 제어 시스템, PSS 시스템 라플라스 전달 함수 및 설정 값(신규 발전소 적용)

- 보호 릴레이, 자동화, 전문 소프트웨어 설정 및 보호 릴레이 설정 값(연결점에서 고객 측으로)

- 제조사 설비 운영 지침 및 기타 관련 기술 문서

라) 시작 계획 및 시험 계획 제안, 전기 공급 방법 및 운영 방식 제안

2. 특별한 합의가 없는 한, 연결을 원하는 고객은 전력운영 지휘권을 가진 기관과 전력송전 주관기관에게 신규 시설 전기 공급 방법을 설립하기 위해 다음 기간 내로 다음 조항 1항에 따른 모든 내용 및 문서를 제공해야 합니다.

가) 발전소 시험 운전 예정일로부터 최소 3개월 전까지

나) 송전선 및 변전소 시험 운전 예정일로부터 최소 2개월 전까지

3. 전력운영 지휘권을 가진 기관은 신규 시설을 안전하게 운영하기 위해 전기 공급 방법을 설립하는 책임이 있으며, 연결을 원하는 고객은 전력운영 지휘권을 가진 기관과 함께 전기 공급 방법을 설립하는 과정에서 협력해야 합니다.

4. 전력운영 지휘권을 가진 기관은 모든 문서를 받은 날로부터 20일 이내에 연결을 원하는 고객에게 다음 문서를 제공해야 합니다.

가) 설비 번호 도면

나) 전력 지휘 명령 방식 요구 사항

다) 고객 측 보호 릴레이, 자동화 설정 요구 사항; 전력망 전송 범위 내 보호 릴레이, 자동화 설정 값 및 관련 전력망 설정 값(연결을 원하는 고객의 보호 릴레이, 자동화 설비 포함)

라) 고객과 합의한 전기 공급 방법

마) 장비 테스트 및 조정 요구 사항

바) 전력 지휘 통신 시스템 구축 요구 사항

사) SCADA, 사고 기록 장비, PMU 및 PSS 시스템 연결 및 운영 요구 사항

아) 전력 시장 운영을 위한 정보 기술 시스템 및 필요한 인프라 구축 요구 사항

자) 전력 시스템 및 전력 시장 운영 관련 프로세스 목록

차) 관련 직원 및 전력 지휘원 명단 및 연락처 전화번호 및 팩스 번호

5. 전기 공급 연결 예정일로부터 최소 20일 전까지, 연결을 원하는 고객은 전력운영 지휘권을 가진 기관과 합의한 시험 운전 일정, 전기 공급 방법 및 전기 설비 운영 방식을 합의해야 합니다.

6. 전기 공급 연결 예정일로부터 최소 15일 전까지, 연결을 원하는 고객은 전력송전 주관기관에 다음 내용을 제공해야 합니다.

가) 전력운영 지휘권을 가진 기관과 합의한 시험 운전 일정, 전기 공급 방법 및 전기 설비 운영 방식

나) 각 당사자의 연결 설비 관리 및 운영에 대한 책임 분담 합의

다) 연결 설비 안전 운영을 위한 내부 규정

d) 운전 교육을 받은 운영자 명단, 국립 전력 시스템 운영 절차에 따라 부여된 능력을 갖춘 자를 포함하며, 이름, 전문 직위, 책임, 연락 가능한 휴대폰 번호 및 팩스 번호를 포함한다.

7. 연결 접점의 전원 공급일로부터 최소한 15일 이내에 연결을 원하는 고객은 제6항 b호, c호, d호에서 규정된 내용을 전력 조정 기관에 제공하고, 제6항 a호에서 규정된 내용을 전력 소매 회사에 제공해야 한다.

조 47. 연결 접점의 전원 공급 조건 검사

1. 예정된 전원 공급일로부터 최소한 5일 이내에 연결을 원하는 고객은 전력 송전 기관과 연결 접점에서 실질적인 검사를 수행할 날짜에 대해 협의해야 한다.

2. 전력 송전 기관은 관련 기관들과 협력하여 연결을 원하는 고객과 검사 절차, 검사 보고서, 설치 장비의 실제 상태 검사에 대한 협의를 주도해야 한다.

3. 전력 송전 기관이 고객의 연결 접점 또는 연결 접점과 관련된 장비가 전원 공급 조건을 충족하지 못한다고 통보한 경우, 고객은 요구 사항에 따라 장비를 수정하거나 교체하고 다시 전력 송전 기관과 검사 일정을 재협의해야 한다.

4. 전력 조정 기관이 고객의 전원 공급이 안전한 운영 및 안정성에 영향을 미칠 수 있다고 경고한 경우, 고객은 전력 조정 기관과 전력 송전 기관과 함께 관련 내용을 재검사하고 해결 방안을 합의하고 다시 전력 송전 기관과 검사 일정을 재협의해야 한다.

5. 고객이 전원 공급이 고객 설비의 안정적인 운영에 영향을 미칠 가능성을 인식한 경우, 고객은 관련 기관과 협력하여 처리하고 다시 전력 송전 기관과 검사 일정을 재협의해야 한다.

6. 전력 송전 기관, 연결을 원하는 고객 및 검사를 참가한 관련 기관들은 연결 접점의 전원 공급 조건 검사 보고서에 서명해야 한다.

조 48. 연결 접점의 전원 공급

1. 전원 공급 조건 검사 보고서가 전원 공급 조건을 충족한다는 확인을 받은 후, 연결을 원하는 고객은 전력 조정 기관과 전력 송전 기관에 전원 공급 등록 신청서와 다음 문서를 첨부하여 제출해야 한다.

a) 법적 및 기술적 절차를 완료한 공사 증빙 문서:

- 전원 공급 범위 내의 장비는 운영 요구사항 및 연결 접점의 기술 요구사항을 충족하도록 시험 및 검사되었음;

- 전원 공급 조건 검사 보고서의 사본;

- 전력 계량 시스템은 규정에 따라 완성되었으며, 전력 계량기의 지표는 확정되었음;

- 전력 구매 계약 또는 전력 구매 협의;

- 건설법에 따른 공사 검수 문서.

b) 운영 및 조정 조건을 충족한 공사 증빙 문서:

- 전력 조정 기관이 발행한 일차 회로 도면에 정확히 표시된 일차 장비;

- 보호 릴레이, 자동화 시스템, 제어 시스템, 투입 전압 제어 및 속도 제어 시스템은 통지 및 전력 조정 기관의 요구사항에 따라 설정 및 조정되었음;

- 국립 전력 시스템 운영 절차에 따라 교육을 받은 운전자 명단, 이름, 전문 직위, 책임, 연락 가능한 휴대폰 번호 및 팩스 번호를 포함;

- 국립 전력 시스템 운영 절차에 따라 SCADA 시스템, 이상 감지 시스템, PMU 시스템 및 전력 조정 기관의 정보 시스템과의 정보 및 신호 연결을 완료;

- 전력 발전 기관과 전력 조정 기관 간의 운영 협력 절차가 합의되었다.

2. 고객의 연결 접점의 전원 공급이 운영 상태에 영향을 미치거나 전송망에서 장비를 분리해야 하는 경우, 전력 송전 기관은 전력 조정 기관에 해당 장비의 분리 계획을 등록하고 연결 접점의 전원 공급을 지원해야 한다.

3. 전원 공급 등록 신청서를 받은 날로부터 5일 이내에 전력 조정 기관은 전력 송전 기관과 연결을 원하는 고객에게 전원 공급 시간 및 방법을 통보해야 한다.

4. 전력 송전 기관과 연결을 원하는 고객은 전력 조정 기관이 통보한 방법으로 연결 접점의 전원 공급을 수행해야 한다.

조 49. 연결점 이후 설비의 시운전 및 인수검사

1. 연결점 이후 고객이 연결을 원하는 설비의 시운전 및 인수검사 기간 동안 해당 고객은 운영직원과 권한 있는 직원을 24시간 상주시키고, 연락 가능한 전화번호와 팩스번호를 포함한 직원 명단을 전력송전업체와 전력운영지시권한을 가진 단체에 통보해야 한다.

2. 시운전 및 인수검사는 제조업체의 지침과 현행 규정(있다면)에 따라 진행된다.

3. 시운전 및 인수검사 기간 동안 고객이 연결을 원하는 설비는 전력송전업체, 전력운영지시권한을 가진 단체 및 관련 단체와 협력하여 새로운 시운전 및 인수검사 설비가 전력송전 국가시스템의 안전하고 신뢰성 있는 운행에 미치는 영향을 최소화해야 한다.

4. 시운전 및 인수검사가 종료되면 고객이 연결을 원하는 설비는 전력운영지시권한을 가진 단체와 전력송전업체에게 다음 정보를 확인하고 제공해야 한다.

가) 전기설비, 송전선, 변전소, 발전기의 실제 기술적 사양

나) 자계시스템, 속도조정시스템의 실험 결과 및 실제 설정값

다) 연결협정에서 합의된 다른 기술 요구사항

고객이 연결을 원하는 설비가 본 고시와 연결협정에서 정한 요구사항을 충족하지 못할 경우, 전력송전업체 또는 전력운영지시권한을 가진 단체는 해당 고객의 발전소 또는 전력망을 전력송전망에 연결하지 않을 수 있으며, 추가적인 조치와 보완을 요구할 수 있다.

5. 고객이 연결을 원하는 설비의 전력망과 발전소는 각 부분별 및 전체 시운전 및 인수검사 보고서가 완전히 작성되고, 본 고시와 연결협정에서 정한 요구사항을 모두 충족한 후에야 공식적으로 운행될 수 있다.

조 50. 정식 운행 후 연결점 이후 설비의 검사 및 감독

1. 운행 중에 전력송전업체 또는 전력운영지시권한을 가진 단체(이하 "추가 검사 요청자"라 함)는 고객이 사용하는 전력송전망 내의 설비에 대한 추가 검사, 시험, 실험을 요청할 수 있다. 다음 목적을 위해:

가) 고객이 사용하는 전력송전망 내의 설비가 본 고시, 국내 허용 기술 규격 및 연결협정에서 정한 특정 요구사항을 준수하는지 확인하기 위함;

나) 고객이 사용하는 전력송전망 내의 전기설비가 전력매입판매계약 및 연결협정에서 정한 약속을 준수하는지 확인하기 위함;

다) 고객이 사용하는 전력송전망 내의 전력망 및 발전소가 국가전력시스템의 안전하고 안정적이며 신뢰성 있는 운행에 미치는 영향 평가하기 위함;

라) 고객이 사용하는 전력송전망 내의 발전기 및 전력망의 기술적 사양을 정확하게 재확인하여 국가전력시스템의 안전하고 안정적이며 신뢰성 있는 운행을 위한 계산 및 운행에 활용하기 위함.

2. 추가 검사, 시험 및 실험 비용은 양 당사자가 연결협정 또는 전력매입판매계약에서 합의하고 규정해야 한다. 연결협정 또는 전력매입판매계약에 규정되지 않은 경우 다음과 같이 처리한다.

가) 검사 결과 고객이 사용하는 전력송전망 내의 설비가 본 고시 및 적용되는 기술 규격을 준수하지 않는 경우, 고객이 사용하는 전력송전망은 추가 검사 및 실험 비용을 모두 부담해야 한다.

나) 검사 결과 위반사항이 발견되지 않은 경우, 추가 검사 요청자는 추가 검사 및 실험 비용을 모두 부담해야 한다. 조 1항 제3호 및 제4호의 검사 요구사항은 전력운영지시권한을 가진 단체는 전력규제위원회의 승인을 받아야 한다.

3. 고객이 사용하는 전력송전망 내의 전력망 및 설비에 대한 추가 검사 및 실험을 실시하기 전에 추가 검사 요청자는 고객이 사용하는 전력송전망에 대해 최소 15일 전에 검사 내용, 시간, 일정 및 참석 검사원 명단을 통보해야 한다. 고객이 사용하는 전력송전망은 추가 검사 요청자의 작업을 지원하고 편리하게 해야 한다.

4. 검사 중 추가 검사 요청자는 고객이 사용하는 전력송전망 내의 전력망 및 설비에 감시 및 검사 장비를 설치할 수 있으나, 이로 인해 설비 효율성이나 안전한 운행에 영향을 주어서는 안 된다.

5. 운행 중에 고객이 사용하는 전력송전망 내의 연결점에서 발생한 기술 문제로 전력송전망의 안전한 운행이 위협받을 경우, 전력운영지시권한을 가진 단체는 고객이 사용하는 전력송전망과 전력송전업체에 위험을 알리고 기술 문제 해결을 위한 시간을 요구해야 한다. 고객이 사용하는 전력송전망은 조 49의 규정에 따라 문제 해결 및 재시험을 통해 설비를 다시 운행하도록 해야 한다. 문제 해결 후에도 문제가 해결되지 않으면, 전력운영지시권한을 가진 단체 또는 전력송전업체는 연결점을 분리하고 고객이 사용하는 전력송전망에 통보해야 한다.

6. 각 발전기 별로, 발전기 조정권을 가진 조정기관은 발전사업자가 등록한 운전 특성 중 하나 이상을 검증하기 위해 발전사업자에게 언제든지 시험을 수행하도록 요구할 수 있으나, 한 해 동안 한 대의 발전기를 3회(삼회) 초과하여 시험하지 못하며, 다음의 경우를 제외한다:

a) 시험 및 검사 결과가 발전사업자가 공표한 기술 사양과 일치하지 않는 경우;

b) 발전기의 운전 특성에 관해 발전사업자와 발전기 조정권을 가진 조정기관이 의견을 통일하지 못하는 경우;

c) 발전사업자의 요청에 따른 시험 및 검사;

d) 연료 전환 실험.

7. 발전사업자는 각 발전기의 운전 특성을 재확인하기 위해 수리, 교체, 개선 또는 재조립 후 자체적으로 시험 및 검사를 수행할 수 있다. 시험 수행 시간은 발전기 조정권을 가진 조정기관과 협의해야 한다.

조 51. 연결점 장비 교체

1. 운영 중, 전력망 안전, 안정적이고 신뢰성 있는 운영을 보장하기 위해 발전기 조정권을 가진 조정기관 또는 전력망 사업자는 전력망 사용 고객에게 전력망 연결점 장비의 투자, 업그레이드, 교체 또는 설정값 조정을 요구할 수 있으며, 이는 고객에게 통보하고 협의된 후에 이루어져야 한다.

2. 전력망 사용 고객이 연결점 장비를 업그레이드하거나 새로운 장비를 추가 설치하여 전력망 운영에 영향을 미칠 경우, 고객은 서면으로 통보하고 전력망 사업자와 변경사항에 대해 합의해야 한다. 전력망 사업자는 고객으로부터 서면 통보를 받은 날로부터 10일 이내에 고객의 장비 교체 및 업그레이드 요청에 대한 서면 답변을 제공해야 한다.

3. 고객의 제안이 승인되지 않은 경우, 전력망 사업자는 고객에게 제안 거부 사유 또는 새로운 장비에 대한 수정 및 보완 요구 사항을 통보해야 한다.

4. 모든 교체 및 추가 장비는 본 통지의 조 45부터 조 50까지 규정된 절차에 따라 검사 및 시험을 받아야 하며, 연결점 장비의 업그레이드, 교체 또는 설정값 조정은 이미 체결된 연결 계약에 포함되어야 한다.

절 7. 전력망 사업자의 연결점 장착 장비에 대한 전력 공급 준비

조 52. 전력 공급 조건 검사용 문서 제공

1. 전력망 연결점 전력 공급 조건 검사용 문서(전력망 사업자의 확인을 받은 기술 자료 및 법적 문서 사본 포함)는 다음과 같이 구성된다:

a) 주 전기 회로도, 일차 전기 회로도, 전기 설비 배치도; 보호 Relay, 자동화 및 제어 시스템 원리도 및 설계도(연결기, 전류 변환기, 전압 변환기, 방전 방지 장치, 분리기, Relay 작동 상태에 따른 연동 회로 포함);

b) 보호 Relay, 자동화, Relay 조정을 위한 전용 소프트웨어 및 조정값;

c) 설치된 장비의 기술 사양 및 정보;

d) 보호, 자동화 및 제어 시스템의 2차 회로도;

đ) 전력망 사업자의 전기 공사 연결 방안 및 연결선 실측 데이터를 나타내는 도면;

e) 관련 도면(있을 경우);

g) 각 공사 단위의 전력 공급 계획, 시운전 일정, 전력 공급 및 운영 계획;

2. 첫 시운전 예정일로부터 최소 2개월 전까지, 전력망 사업자는 조 1의 규정에 따라 발전기 조정권을 가진 조정기관에게 필요한 모든 문서를 제공해야 한다.

3. 문서를 모두 받은 날로부터 최대 20일 이내에, 발전기 조정권을 가진 조정기관은 다음 문서를 전력망 사업자에게 제공해야 한다:

a) 시운전 일정, 전력 공급 방법 및 전기 설비 운영 방법;

b) 장비 번호 표;

c) 조정 명령 수신 방법에 대한 요구 사항;

d) 전력망 사업자의 보호 Relay 조정표;

마) 장비 테스트 및 조정 요구 사항

바) 전력 지휘 통신 시스템 구축 요구 사항

g) SCADA 시스템 연결 및 운영에 대한 요구 사항;

h) 전력 시스템 및 전력 시장 운영 관련 프로세스 목록;

i) 관련 직원 및 조정원의 명단 및 연락처(전화번호 및 팩스번호 포함).

4. 전력 공급 예정일로부터 최소 20일 전까지, 전력망 사업자는 발전기 조정권을 가진 조정기관과 공사 단위의 전력 공급 계획, 시운전 일정, 전력 공급 및 운영 계획에 대해 합의해야 한다.

조 53. 접점 연결 전원 공급

1. 전력 송전 단위는 다음 자료를 첨부하여 전력 제어 권한을 가진 제어 단계에 접점 연결 전원 공급 등록 문서를 제출할 책임이 있다:

a) 법적 및 기술적 절차를 완료한 공사 증빙 문서:

- 전원 공급 범위 내의 장비는 운영 요구사항 및 연결 접점의 기술 요구사항을 충족하도록 시험 및 검사되었음;

- 전력 계량 시스템은 규정에 따라 완성되었으며, 전력 계량기의 지표는 확정되었음;

- 건설 법률에서 정한 규정에 따라 공사 검수 보고서

b) 운영 및 조정 조건을 충족한 공사 증빙 문서:

- 제어 권한을 가진 제어 단계가 요구하는 조건에 맞게 조정된 보호 릴레이 및 자동화 시스템

- 전력 제어 시스템 국가 제어 절차에 따라 교육을 받은 운전 인력 명단(성명, 전문 직책, 책임, 연락 가능한 전화번호 및 팩스 번호 포함)

- 국립 전력 시스템 운영 절차에 따라 교육을 받은 운전자 명단, 이름, 전문 직위, 책임, 연락 가능한 휴대폰 번호 및 팩스 번호를 포함;

- 제어 권한을 가진 제어 단계의 SCADA 시스템, 사고 기록 감시 시스템, PMU 시스템 및 정보 시스템과의 정보 및 신호 연결 완료

2. 전력 송전 단위의 전력망 공사 접점 연결이 사용자 전력망 이용자의 전력망 운영 및 발전소 운영에 영향을 미칠 경우, 전력 송전 단위는 제어 권한을 가진 제어 단계에 자신의 관리 범위 내 장비 분리 계획을 등록해야 한다. 제어 권한을 가진 제어 단계는 영향을 받는 전력망 이용자를 통보하여 접점 연결을 협력하게 한다.

3. 접점 연결 등록 문서를 받은 날로부터 5일 이내에 제어 권한을 가진 제어 단계는 전력 송전 단위에게 구체적인 접점 연결 시간을 통보해야 한다.

4. 전력 송전 단위는 제어 권한을 가진 제어 단계가 통보한 방식으로 접점 연결을 수행해야 한다.

조 54. 전력 송전망 설비 교체

1. 전력 송전 단위가 전력 송전망 설비 교체 또는 개선을 필요로 하며, 이를 통해 새로운 전기 설비가 추가되어 전력 송전망 운영에 영향을 미치는 경우, 전력 송전 단위는 이러한 변경사항에 대해 제어 권한을 가진 제어 단계와 문서로 통보하고 합의해야 한다. 전력 송전 단위의 설비 교체 또는 개선이 전력망 이용자의 접점 연결 위치의 설비 운영에 영향을 미치는 경우, 전력 송전 단위는 문서로 해당 사용자에게 통보하여 협력하여 영향을 최소화하도록 한다.

2. 전력 송전 단위의 제안이 승인되지 않은 경우, 제어 권한을 가진 제어 단계는 전력 송전 단위에 거부 이유 또는 새로운 설비 변경에 대한 수정 및 보완 요구 사항을 통보해야 한다.

3. 교체 및 추가된 설비는 본 통지의 조 52 및 조 53에 따른 규정을 준수해야 한다.

절 8. 분리 접점 및 복구 접점

조 55. 분리 접점 및 복구 접점에 관한 일반 규정

1. 분리 접점의 경우는 다음과 같다:

a) 자발적 분리 접점

b) 강제 분리 접점

2. 전력망 이용자는 분리 접점 및 복구 접점에 대한 모든 비용을 부담해야 한다.

조 56. 자발적 분리 및 연결

1. 영구적인 분리 및 연결

a) 영구적인 분리 및 연결의 경우 전력망 전송 시스템에서 전력망 전송 시스템을 벗어나는 고객은 전력 구매 판매 계약과 연결 협정에 따라 관련 당사자의 책임이 규정되어야 한다.

b) 전력망 전송 시스템에서 영구적으로 분리 및 연결을 원할 경우 전력망 전송 시스템을 사용하는 고객은 다음 사항을 수행해야 한다.

- 고객이 전력망 전송 시스템에 연결된 발전기 소유자가 아닌 경우 예정된 영구적인 분리 및 연결일로부터 최소한 2개월 전에 전송 전력 기관 및 제어 권한을 가진 단위에 서면으로 통보해야 한다.

- 고객이 전력망 전송 시스템에 연결된 발전기를 소유하고 있는 경우 예정된 영구적인 분리 및 연결일로부터 최소한 6개월 전에 전송 전력 기관 및 제어 권한을 가진 단위에 서면으로 통보해야 한다.

2. 일시적인 분리 및 연결

전력망 전송 시스템에서 일시적으로 분리 및 연결을 원할 경우 전력망 전송 시스템을 사용하는 고객은 예정된 일시적인 분리 및 연결일로부터 최소한 1개월 전에 전송 전력 기관 및 제어 권한을 가진 단위와 시간 및 분리 및 연결 시점을 협의해야 한다.

조 57. 강제 분리 및 연결

1. 전송 전력 기관 또는 제어 권한을 가진 단위는 다음 각 호의 경우에 고객이 사용하는 전력망 전송 시스템에서 설비를 분리 및 연결할 수 있는 권리를 가진다.

a) 정부 기관이 법령을 위반한 고객에게 분리 및 연결을 요구하는 경우

b) 전력 구매 판매 계약 또는 연결 협정에 강제 분리 및 연결이 규정된 경우

c) 본 통지의 제50조 제5항에 규정된 경우

2. 전력 시장 규제청은 고객이 본 통지, 전력 사업 허가, 경쟁 전력 시장 운영 규정, 전력량 측정 규정을 위반한 경우 강제 분리 및 연결을 요구할 수 있다.

3. 고객이 강제 분리 및 연결을 이행하지 않을 경우 법령에 따른 처분을 받는다.

조 58. 재연결

전송 전력 기관은 다음 각 호의 경우에 재연결을 책임져야 한다.

1. 정부 기관, 전력 시장 규제청 또는 제어 권한을 가진 단위가 재연결을 요청한 경우 강제 분리 및 연결의 원인이 제거되고 결과가 해결되었음을 조건으로

2. 일시적인 분리 및 연결 후 고객이 재연결을 요청한 경우 관련 비용이 고객에 의해 지불되었음을 조건으로

 

장 6

전력망 전송 시스템의 운전

 

절 1. 전력망 전송 시스템의 운전 원칙

조 59. 전력망 전송 시스템의 운전 모드

1. 전력망 전송 시스템이 정상 운전 모드로 작동하려면 다음 조건을 충족해야 한다.

a) 발전량과 부하가 균형을 이루어야 한다.

b) 부하 제거를 실시하지 않아야 한다.

c) 전송 시스템 내의 전선과 변압기의 부하량이 정격 값의 90% 미만이어야 한다.

d) 발전소와 다른 전기 장비가 허용된 범위 내에서 작동해야 한다.

나) 시스템 전압의 주파수가 정상 운전 모드에 대한 본 통지의 제4조에 규정된 범위 내에 있어야 한다.

다) 전송 시스템 내의 모든 노드에서 전압이 정상 운전 모드에 대한 본 통지의 제6조에 규정된 범위 내에 있어야 한다.

라) 국가 전력 시스템의 예비 전원이 주파수와 전압을 유지하기 위해 정상 운전 모드의 범위 내에서 작동해야 하며, 이상 상황 발생 시 부하 제거 없이 작동하도록 허용된 범위 내에서 자동 장치가 작동해야 한다.

2. 다음 조건 중 하나라도 존재하면 전력망 전송 시스템은 경고 모드로 작동한다.

a) 정상 운전 모드에서 요구되는 주파수 조정 예비, 회전 예비, 급속 시작 예비보다 낮은 수준이어야 한다.

b) 전송 시스템 내의 전선과 변압기의 부하량이 정격 값의 90% 이상이지만 정격 값보다 초과하지 않아야 한다.

c) 전송 시스템 내의 어느 노드에서도 정상 운전 모드의 범위를 벗어난 전압이지만 단일 이상 상황이 발생한 경우에 허용된 범위 내에 있어야 한다.

d) 자연재해 또는 이상 기후 조건이 전력 공급 안전에 영향을 미칠 가능성이 있는 경우

나) 안보 또는 국방 문제로 인해 전력 시스템의 안전이 위협받을 가능성이 있는 경우

3. 다음 조건 중 하나라도 존재하면 전력망 전송 시스템은 비상 모드로 작동한다.

a) 시스템 전압의 주파수가 정상 운전 모드의 범위를 벗어났지만 단일 이상 상황이 발생한 경우에 허용된 범위 내에 있어야 한다.

b) 전송 시스템 내의 어느 노드에서도 단일 이상 상황이 발생한 경우에 허용된 범위를 벗어난 전압이어야 한다.

c) 전송 시스템 내의 어느 전기 장비나 전송 시스템에 연결된 장비의 부하량이 정격 값의 110% 미만이지만 과부하로 인한 이상 상황이 발생하면 극단적인 비상 모드로 작동할 수 있는 수준이어야 한다.

4. 다음 조건 중 하나라도 존재하면 전력망 전송 시스템은 극단적인 비상 모드로 작동한다.

a) 시스템 전압의 주파수가 단일 이상 상황이 발생한 경우에 허용된 범위를 벗어났어야 한다.

b) 전송 시스템 내의 어느 장비나 전송 시스템에 연결된 장비의 부하량이 정격 값의 110% 이상이어야 하며 과부하로 인한 이상 상황이 발생하면 부분적인 시스템 해체로 이어질 수 있는 수준이어야 한다.

채) 전력 송전 시스템이 긴급 운전 모드에 있을 때, 시스템을 안정적인 운전 상태로 복귀시키기 위한 조치가 실행되지 않아 전력 시스템의 부분적 해체, 섬 단리 또는 전압 붕괴 현상이 발생하는 경우

5. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ khôi phục khi các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và các phụ tải điện đã được đóng điện và đồng bộ để trở về trạng thái làm việc bình thường.

Điều 60. Nguyên tắc vận hành hệ thống điện truyền tải

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc vận hành hệ thống điện truyền tải an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế. Đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc, quy định về vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Nguyên tắc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải a) Đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy;

b) Tuân thủ yêu cầu về chống lũ, tưới tiêu và duy trì dòng chảy sinh thái theo các quy trình vận hành hồ chứa thủy điện đã được phê duyệt;

c) Đảm bảo ràng buộc về nhiên liệu sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện;

d) Đảm bảo các điều kiện kỹ thuật cho phép của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;

đ) Đảm bảo thực hiện các thỏa thuận về sản lượng điện và công suất trong các hợp đồng xuất, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện;

e) Đảm bảo nguyên tắc tối thiểu chi phí mua điện cho toàn hệ thống điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2), tháng tới, tuần tới, lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, bao gồm các nội dung chính sau:

a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện truyền tải;

b) Đánh giá an ninh hệ thống điện;

c) Dự báo nhu cầu phụ tải điện, kế hoạch cung cấp nhiên liệu từ các nhà máy nhiệt điện, tiến độ vào vận hành các công trình điện mới, dự báo thủy văn từ các nhà máy thủy điện, tính toán mức dự phòng hệ thống điện, kế hoạch huy động nguồn, huy động các dịch vụ phụ trợ và sa thải phụ tải (nếu có) để đảm bảo an ninh hệ thống điện;

d) Cảnh báo tình trạng suy giảm an ninh hệ thống điện (nếu có).

4. Kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới (năm N+1) và có xét đến một năm tiếp theo (năm N+2) phải đảm bảo:

a) Kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới (năm N+1) được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập phù hợp với phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới (năm N+1) quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

b) Kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải cho năm N+2 phục vụ đánh giá an ninh, định hướng các kịch bản vận hành và các giải pháp trong trung hạn để đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.

5. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải căn cứ vào kế hoạch vận hành, phương thức vận hành và lịch huy động của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để lập kế hoạch vận hành nhà máy điện và lưới điện trong phạm vi quản lý đảm bảo không ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện truyền tải.

6. Trong quá trình vận hành hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tuân thủ các nguyên tắc sau đây để đảm bảo duy trì sự an toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện truyền tải:

a) Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện đảm bảo các tiêu chuẩn, thông số vận hành trong phạm vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường quy định tại Chương II Thông tư này và đáp ứng các điều kiện quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này;

b) Trong chế độ vận hành cảnh báo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trên trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện về tình trạng và các thông tin cần cảnh báo của hệ thống điện, đồng thời đưa ra các biện pháp cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường;

c) Trong chế độ vận hành khẩn cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành các biện pháp cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường sớm nhất;

d) Trong chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc khi xảy ra sự cố nhiều phần tử hoặc khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, có quyền sa thải phụ tải điện nhưng phải phù hợp với quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 61. Kiểm tra, giám sát hệ thống rơ le bảo vệ

Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra, giám sát và yêu cầu các đơn vị liên quan đảm bảo hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trong hệ thống điện đáp ứng các yêu cầu tại Thông tư này, Quy phạm trang bị điện do Bộ Công Thương ban hành và Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 62. Vận hành ổn định hệ thống điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định giới hạn vận hành ổn định của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp thông tin theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ cho việc nghiên cứu đánh giá ổn định hệ thống điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét các ràng buộc an ninh hệ thống điện khi lập kế hoạch vận hành hệ thống điện để đảm bảo chế độ vận hành của hệ thống điện không vượt quá tiêu chuẩn ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.

3. Các Đơn vị phát điện có trách nhiệm vận hành nhà máy điện để duy trì điều chỉnh điện áp làm việc và đảm bảo cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời gian vận hành; không được tách các tổ máy phát điện ra khỏi vận hành khi xảy ra sự cố, trừ trường hợp sự cố có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị hoặc tần số vượt quá giới hạn cho phép được quy định tại Điều 38 Thông tư này hoặc được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép.

4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm duy trì vận hành các thiết bị điều chỉnh điện áp trong lưới điện thuộc phạm vi quản lý của mình nhằm đảm bảo ổn định điện áp cho toàn hệ thống điện.

5. Các đơn vị liên quan khác có trách nhiệm duy trì vận hành lưới điện, nhà máy điện thuộc phạm vi quản lý trong các giới hạn ổn định đã xác lập cho từng giai đoạn, phối hợp duy trì sơ đồ bảo vệ để loại trừ sự cố nhanh, nhạy và chọn lọc.

Điều 63. Thử nghiệm và giám sát thử nghiệm

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tiến hành các thử nghiệm đối với các tổ máy phát điện của mình theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Khi yêu cầu thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo thời gian ngừng giám sát hoạt động tổ máy vì mục đích thử nghiệm.

2. Thử nghiệm về đáp ứng tự động của một tổ máy phát điện theo các thay đổi của tần số hệ thống điện được thực hiện khi hệ thống điện vận hành trong chế độ bình thường. Trong trường hợp này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước ít nhất 03 ngày làm việc về việc thử nghiệm tổ máy phát điện của Đơn vị phát điện để phối hợp thực hiện.

3. Thử nghiệm chỉ được tiến hành trong giới hạn làm việc theo đặc tính vận hành của tổ máy phát điện và trong thời gian được thông báo tiến hành thử nghiệm.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát điện vào bất cứ thời gian nào nhưng không được thử nghiệm đối với một tổ máy phát điện quá 03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều 50 Thông tư này.

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

a) Kiểm tra lại các đặc tính vận hành của tổ máy phát điện đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự cố hư hỏng liên quan đến tổ máy phát điện;

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

6. Khi có yêu cầu thử nghiệm tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện phải đăng ký cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trong đó ghi rõ các thông tin sau:

a) Lý lịch của tổ máy phát điện;

b) Các đặc tính của tổ máy phát điện;

c) Các giá trị của đặc tính vận hành dự định thay đổi trong quá trình thử nghiệm.

7. Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm bố trí kế hoạch thử nghiệm. Trường hợp chưa thể thực hiện thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành tổ máy phát điện theo đặc tính vận hành hiện tại.

Điều 64. Xử lý sự cố

1. Trong quá trình xử lý sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép vận hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định ở chế độ vận hành bình thường nhưng phải nhanh chóng thực hiện các giải pháp để khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường, đảm bảo sự làm việc ổn định của hệ thống điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thực hiện xử lý sự cố đảm bảo tuân thủ quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

3. Các biện pháp chính xử lý sự cố

a) Thay đổi công suất phát tổ máy phát điện, ngừng hoặc khởi động tổ máy phát điện để khôi phục tần số về dải tần số ở chế độ vận hành bình thường;

b) Sa thải phụ tải theo từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải tần số thấp hoặc sa thải phụ tải theo lệnh điều độ;

c) Sa thải phụ tải tự động bằng rơ le tần số thấp. Hệ thống sa thải phụ tải tự động theo tần số phải được bố trí, cài đặt hợp lý để đảm bảo hệ thống điện không bị tan rã khi có sự cố xảy ra. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định vị trí lắp đặt, các giá trị chỉnh định của rơ le tần số thấp và thực hiện lệnh sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố xảy ra trong hệ thống điện;

d) Xây dựng các phương thức phân tách hệ thống thành các vùng hoặc tạo mạch vòng để khi xảy ra sự cố lan truyền vẫn có thể cân bằng được công suất trong từng vùng, nhằm duy trì vận hành riêng rẽ một phần hệ thống điện và ngăn ngừa sự cố lan rộng trong hệ thống điện;

đ) Khi tần số tăng đến trị số cho phép, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khôi phục lại các phụ tải đã bị sa thải;

e) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền can thiệp để hạn chế việc phải tách liên tiếp các tổ máy phát điện, các đường dây tải điện ra khỏi vận hành;

g) Trường hợp sự cố tan rã toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được chỉ định nhà máy điện có khả năng khởi động đen để khôi phục hệ thống điện. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu nhà máy phát điện vận hành tổ máy phát điện không theo các đặc tính vận hành với điều kiện đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh khởi động đen và thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khôi phục các phụ tải thích hợp để đảm bảo vận hành ổn định tổ máy phát điện và hoà đồng bộ với các tổ máy phát điện khác.

Điều 65. Thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện

1. Tại bất kỳ thời điểm nào, khi nhận thấy có tín hiệu suy giảm an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải gửi ngay thông báo về tình trạng giảm mức độ an toàn của hệ thống điện cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và các bên có liên quan những thông tin sau:

a) Tình trạng suy giảm an ninh hệ thống điện;

b) Nguyên nhân;

c) Phụ tải có khả năng bị sa thải;

d) Các đơn vị và khu vực chịu ảnh hưởng.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước cho các đơn vị bị ảnh hưởng khi thực hiện sa thải phụ tải theo lệnh điều độ. Thông báo phải bao gồm những thông tin sau:

a) Các khu vực bị ngừng, giảm cung cấp điện;

b) Lý do ngừng, giảm cung cấp điện;

c) Thời điểm bắt đầu ngừng, giảm cung cấp điện;

d) Thời điểm dự kiến khôi phục cung cấp điện.

3. Khi không thể thông báo trước về sa thải phụ tải theo lệnh điều độ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và các đơn vị liên quan ngay sau khi thực hiện sa thải phụ tải theo lệnh điều độ:

a) Các khu vực đã bị ngừng, giảm cung cấp điện;

b) Lý do ngừng, giảm cung cấp điện;

c) Thời điểm bắt đầu ngừng, giảm cung cấp điện;

d) Thời điểm dự kiến khôi phục cung cấp điện.

4. Hình thức thông báo: Trên cơ sở đánh giá an ninh hệ thống điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm, tháng, tuần và lịch huy động ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện và các biện pháp phòng ngừa ngừng, giảm cung cấp điện (nếu có) như sau:

a) Gửi văn bản tới các đơn vị liên quan và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm, tháng;

b) Gửi văn bản, ra lệnh điều độ trong phạm vi quyền điều khiển và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện theo kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện tuần, ngày.

Điều 66. Sa thải phụ tải đảm bảo an ninh hệ thống điện

1. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán, phân bổ công suất và điện năng cắt giảm tại các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phù hợp với các quy định tại Điều 60 và Điều 64 Thông tư này và Quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo hệ thống điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.

2. Các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm cung cấp điện đúng mức công suất và điện năng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Trường hợp hệ thống điện vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp, Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền sa thải một phần phụ tải của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, kể cả khi lượng điện năng và công suất cắt giảm đã được thực hiện theo đúng yêu cầu.

Mục 2. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC ĐƠN VỊ TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 67. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. Lập kế hoạch, phương thức vận hành phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia cho năm, tháng, tuần, ngày và lịch huy động giờ tới theo quy định tại Thông tư này và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Chỉ huy, điều độ hệ thống điện truyền tải tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định tại Thông tư này để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.

3. Kiểm tra và thông qua sơ đồ bảo vệ các trang thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng đến hệ thống bảo vệ lưới điện truyền tải.

4. Thiết lập và đảm bảo duy trì hoạt động ổn định, tin cậy và liên tục hệ thống thông tin, hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ liệu, hệ thống SCADA/EMS và điều khiển từ xa phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.

5. Điều độ, vận hành các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải theo quy định tại Chương này và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

6. Chủ trì thỏa thuận thống nhất kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các tổ máy phát điện và lưới điện với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

7. Kiểm tra, giám sát việc cài đặt, chỉnh định các thông số hệ thống bảo vệ, tự động hóa, điều khiển, hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải. Báo cáo Cục Điều tiết điện lực các trường hợp không tuân thủ để có biện pháp giải quyết.

8. Yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong phạm vi quản lý của Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

9. Phối hợp với Đơn vị truyền tải điện trong quá trình thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải quốc gia và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.

10. Chia sẻ và cung cấp các thông tin cần thiết cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.

Điều 68. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện

1. Quản lý, vận hành lưới điện truyền tải thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.

2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị truyền tải điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Đơn vị truyền tải điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.

3. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.

4. Thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.

5. Duy trì vận hành lưới điện truyền tải trong tình trạng an toàn và tin cậy, khôi phục lại lưới điện truyền tải sau sự cố.

6. Tuân thủ các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật về vận hành lưới điện truyền tải; tuân thủ các quy định về an toàn điện, bảo vệ hành lang an toàn lưới điện, công trình điện theo quy định của pháp luật.

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

8. Phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình lập kế hoạch vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc, hệ thống thông tin, truyền dữ liệu SCADA và tín hiệu điều khiển phục vụ vận hành hệ thống điện quốc gia.

9. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.

Điều 69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện

1. Quản lý, vận hành nhà máy điện và lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.

2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ máy, tốc độ tăng giảm tải. Trường hợp có thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thay đổi và nêu rõ lý do.

3. Duy trì hoạt động tin cậy và ổn định hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan đến thiết bị tại điểm đấu nối theo quy định tại Thông tư này để đảm bảo cung cấp đầy đủ công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phù hợp với hợp đồng mua bán điện và Thỏa thuận đấu nối đã ký. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh định của các hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan khi chưa được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Tiến hành các thí nghiệm, thử nghiệm và hiệu chỉnh cần thiết khi có yêu cầu từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ công tác tính toán ổn định, vận hành hệ thống điện.

4. Khi thực hiện đại tu tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện thí nghiệm để đánh giá vận hành của hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc tổ máy phát điện và gửi kết quả thí nghiệm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Chi tiết nội dung và yêu cầu thí nghiệm thực hiện theo Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

5. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện quốc gia.

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

10. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.

Điều 70. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện

1. Quản lý, vận hành lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.

2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị phân phối điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.

3. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.

4. Vận hành các thiết bị bù trong lưới điện phân phối để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng mà đơn vị có nghĩa vụ cung cấp cho hệ thống điện.

5. Duy trì hoạt động của hệ thống bảo vệ, khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

6. Lập và cung cấp số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.

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

8. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.

Điều 71. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải

1. Quản lý, vận hành thiết bị điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.

2. Thực hiện đúng biểu đồ phụ tải và đảm bảo hệ số công suất quy định trong hợp đồng mua bán điện đã ký.

3. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy chống sự cố lan truyền vào hệ thống điện quốc gia. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh định của các hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa, điều khiển và các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan trong phạm vi quản lý khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Tiến hành các thí nghiệm hiệu chỉnh cần thiết khi có yêu cầu từ Cấp điều độ có quyền điều khiển.

4. Lập và cung cấp số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.

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

6. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện khi có yêu cầu phục vụ vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia.

Mục 3. DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Điều 72. Các loại dịch vụ phụ trợ

Các loại dịch vụ phụ trợ được sử dụng để điều chỉnh tần số và điện áp trong quá trình vận hành hệ thống điện truyền tải bao gồm:

1. Điều tần.

2. Dự phòng quay.

3. Khởi động nhanh.

4. Điều chỉnh điện áp.

5. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.

6. Khởi động đen.

Điều 73. Yêu cầu kỹ thuật của các dịch vụ phụ trợ

1. Điều tần: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất đáp ứng với sự thay đổi tần số của hệ thống điện hoặc với các tín hiệu tự động khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định. Các tổ máy phải có khả năng thay đổi ít nhất 4 % công suất định mức của tổ máy trong vòng 10 giây và có thể duy trì mức thay đổi này tối thiểu trong 10 phút.

2. Dự phòng quay: Tổ máy phát điện cung cấp dự phòng quay phải có khả năng tăng đến công suất định mức theo tín hiệu tần số hoặc các tín hiệu tự động khác được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định trong vòng 25 giây và duy trì ở mức công suất định mức đó tối thiểu 30 phút.

3. Khởi động nhanh: Tổ máy phát điện cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 25 phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu 08 giờ.

4. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công suất phản kháng ngoài dải điều chỉnh quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này, đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

5. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 01 giờ và duy trì mức công suất định mức tối thiểu trong 08 giờ (không bao gồm thời gian khởi động).

6. Khởi động đen: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái nguội mà không cần nguồn cấp từ hệ thống điện quốc gia và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối sau khi đã khởi động thành công.

Điều 74. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ

1. Nguyên tắc chung để xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, bao gồm:

a) Đảm bảo duy trì mức dự phòng điện năng và công suất của hệ thống điện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành và an ninh hệ thống điện;

b) Đảm bảo chi phí tối thiểu phù hợp với các điều kiện, ràng buộc trong hệ thống điện quốc gia.

2. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ

a) Dự phòng điều tần là lượng công suất khả dụng dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để thực hiện điều khiển tần số cấp I trong khoảng thời gian xác định nhằm duy trì tần số hệ thống điện trong phạm vi cho phép;

b) Dự phòng quay là lượng công suất khả dụng dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để khôi phục tần số hệ thống điện về phạm vi cho phép sau khi xảy ra sự cố đơn lẻ và khôi phục, bù đắp lượng công suất mà dự phòng điều tần đã cung cấp;

c) Khởi động nhanh: Yêu cầu dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng bù đắp lượng chênh lệch giữa công suất dự phòng hợp lý xác định tại Điều 93 Thông tư này và công suất dự phòng tính toán theo quy định tại Điều 94 Thông tư này;

d) Điều chỉnh điện áp: Yêu cầu đối với điều chỉnh điện áp là phải đảm bảo huy động lượng công suất phản kháng một cách hiệu quả để đảm bảo duy trì điện áp tại các thanh cái trên lưới điện truyền tải đáp ứng các tiêu chuẩn trong chế độ vận hành bình thường;

đ) Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và so sánh ở các chế độ vận hành có ràng buộc và không ràng buộc trên mô hình tính toán mô phỏng hệ thống điện và thị trường điện, trong đó xét đến các trường hợp sau:

- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu về điện năng và công suất đối với lưới điện liên kết các nước trong khu vực;

- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu phụ tải tại các khu vực khi xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện như nghẽn mạch lưới điện truyền tải, thủy văn, thiếu nhiên liệu sơ cấp;

- Đảm bảo duy trì các tiêu chuẩn về điện áp và ổn định hệ thống điện quốc gia hoặc khu vực.

e) Khởi động đen: Yêu cầu đối với khởi động đen là phải đảm bảo huy động lượng công suất một cách hiệu quả và sẵn sàng khi hệ thống điện có sự cố gây mất điện cô lập trong một khu vực rộng lớn. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, phân tích các sự cố có thể phân tách lưới điện truyền tải ra thành các vùng miền cô lập để tính toán, xác định yêu cầu đối với dịch vụ khởi động đen trong hệ thống điện truyền tải.

3. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam trước khi trình Cục Điều tiết điện lực thông qua để làm cơ sở lập kế hoạch mua và huy động các dịch vụ phụ trợ trong kế hoạch vận hành năm.

Điều 75. Đăng ký dịch vụ phụ trợ

1. Trừ dịch vụ khởi động đen, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật và nhu cầu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 73 và Điều 74 Thông tư này.

2. Đối với nhà máy điện chuẩn bị đóng điện đưa vào vận hành thương mại, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện chậm nhất 03 tháng trước ngày tổ máy phát điện vận hành thương mại.

3. Đơn vị phát điện phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kỳ thay đổi nào về thiết bị ảnh hưởng đến khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của đơn vị mình trong thời gian sớm nhất.

Mục 4. BẢO DƯỠNG, SỬA CHỮA HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 76. Quy định chung về bảo dưỡng và sửa chữa hệ thống điện truyền tải

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải, các nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải theo quy định.

2. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải được lập trên cơ sở đăng ký kế hoạch vận hành và kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và phải được tính toán cân đối trong toàn bộ hệ thống điện quốc gia theo các nguyên tắc sau:

a) Đảm bảo vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và kinh tế toàn hệ thống điện quốc gia;

b) Cân bằng công suất nguồn điện và phụ tải điện, có đủ lượng công suất, điện năng dự phòng và các dịch vụ phụ trợ cần thiết trong các chế độ vận hành của hệ thống điện quốc gia;

c) Tối ưu việc phối hợp bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, lưới điện và nhà máy điện với các ràng buộc về điều kiện thủy văn, yêu cầu về cấp nước hạ du, phòng lũ và cung cấp nhiên liệu sơ cấp cho phát điện;

d) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa ngắn hạn phải được lập dựa trên Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa dài hạn;

đ) Đảm bảo công suất, điện năng dự phòng ở mức cao nhất có thể trong các giờ cao điểm của hệ thống điện quốc gia. Ưu tiên bố trí sắp xếp bảo dưỡng, sửa chữa vào những thời điểm phụ tải thấp của hệ thống điện quốc gia;

e) Hạn chế tối đa việc ngừng, giảm cung cấp điện trong hệ thống điện quốc gia; hạn chế bố trí kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa vào các thời điểm đặc biệt có sự kiện chính trị, văn hóa, xã hội.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải đánh giá mức độ ảnh hưởng của kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đăng ký đối với vấn đề an ninh hệ thống điện theo quy định từ Điều 92 đến Điều 95 Thông tư này.

4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố.

5. Kế hoạch bảo dưỡng sửa, chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm:

a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm: Được lập cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2) phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm và đánh giá an ninh trung hạn;

b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng: Được lập và cập nhật cho tháng tới và có xét đến 01 tháng tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm được duyệt;

c) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa tuần: Được lập và cập nhật cho tuần tới và có xét đến 01 tuần tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng được duyệt;

d) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa ngày: Xác định cụ thể các công tác bảo dưỡng, sửa chữa cần thực hiện trong ngày tới.

6. Thời gian đăng ký kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải phù hợp với quy định về thời gian đăng ký kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải.

7. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:

a) Tên thiết bị cần được bảo dưỡng, sửa chữa;

b) Yêu cầu và nội dung bảo dưỡng, sửa chữa;

c) Dự kiến thời gian bắt đầu và hoàn thành công việc bảo dưỡng, sửa chữa;

d) Những thiết bị liên quan khác.

Điều 77. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải

1. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải đảm bảo phối hợp lịch bảo dưỡng, sửa chữa cho các thiết bị, lưới điện, nhà máy điện để giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh hệ thống điện quốc gia.

2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện năm.

3. Trên cơ sở các thông tin đăng ký về kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa được cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và các thiết bị đấu nối liên quan đảm bảo tuân thủ các quy định tại Điều 76 Thông tư này.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phối hợp với các đơn vị có liên quan để lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị hợp lý, đảm bảo an ninh cung cấp điện của hệ thống điện quốc gia.

5. Sau khi hoàn thành kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải định kỳ công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện các thông tin sau:

a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm: Công bố hàng năm;

b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng: Công bố hàng tháng;

c) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa tuần: Công bố hàng tuần;

d) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa ngày: Công bố hàng ngày.

Điều 78. Thứ tự ưu tiên tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa

1. Trong quá trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị quy định tại Điều 77 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa khi xác định việc tách thiết bị này ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện và phải nêu rõ lý do.

2. Trước khi từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải theo thực hiện thứ tự ưu tiên như sau:

a) Tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có mức ưu tiên cao hơn so với lưới điện truyền tải;

b) Tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa các nguồn điện phải được ưu tiên thực hiện theo nguyên tắc tối thiểu chi phí mua điện toàn hệ thống;

c) Trường hợp có hai hoặc nhiều yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có cùng ảnh hưởng đến chi phí phát điện thì yêu cầu nào đưa trước sẽ có thứ tự ưu tiên cao hơn.

3. Căn cứ thứ tự ưu tiên quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa đến khi yêu cầu an ninh hệ thống điện được đảm bảo.

Điều 79. Đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa

1. Việc đăng ký đưa thiết bị đang vận hành hoặc dự phòng để thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được phân loại như sau:

a) Đăng ký bảo dưỡng, sửa chữa theo kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố;

b) Đăng ký bảo dưỡng, sửa chữa ngoài kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa không theo kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố;

c) Đăng ký bảo dưỡng, sửa chữa đột xuất là đăng ký tách thiết bị đang vận hành trong tình trạng có nguy cơ dẫn đến sự cố để sửa chữa.

2. Nội dung của đăng ký tách thiết bị ra sửa chữa bao gồm:

a) Tên thiết bị;

b) Nội dung công việc chính;

c) Thời gian dự kiến tiến hành công việc;

d) Thời gian dự kiến tiến hành nghiệm thu, chạy thử;

đ) Thời điểm dự kiến thao tác tách thiết bị và đưa thiết bị trở lại làm việc;

e) Các thiết bị cần cô lập khác;

g) Các thông tin cần thiết khác.

3. Trường hợp có cảnh báo suy giảm an ninh hệ thống điện dẫn đến phải thay đổi lịch tách thiết bị ra sửa chữa, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký lại với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 48 giờ trước giờ thiết bị được tách ra khỏi vận hành, kể cả sửa chữa trong kế hoạch và ngoài kế hoạch.

4. Trường hợp cần thiết, khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể tách thiết bị đó để tránh nguy hiểm cho người hoặc thiết bị. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin về việc tách thiết bị khẩn cấp khỏi vận hành.

5. Khi có thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện quy định tại Điều 65 Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể đưa thiết bị đang tách bảo dưỡng, sửa chữa trở lại vận hành trong thời gian sớm nhất so với kế hoạch đã được phê duyệt, đảm bảo không chậm hơn 48 giờ kể từ khi nhận được yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trường hợp này, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước thời điểm dự kiến đưa thiết bị vận hành trở lại ít nhất 04 giờ.

Điều 80. Tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị đang vận hành

1. Trường hợp phát hiện thiết bị đang vận hành có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có quyền tách khẩn cấp thiết bị ra khỏi hệ thống điện truyền tải và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình trong việc tách thiết bị đó ra khỏi hệ thống điện truyền tải.

2. Tách thiết bị khẩn cấp bao gồm cả việc tách thiết bị tự động do các thiết bị bảo vệ hoặc các thiết bị tự động khác.

Điều 81. Báo cáo việc tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị

Trường hợp tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện báo cáo như sau:

1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cập nhật và thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về sự thay đổi trạng thái của thiết bị và các thông tin liên quan đến thiết bị.

2. Trong thời hạn 24 giờ, đối với các trường hợp tách sửa chữa khẩn cấp gây ngừng, giảm cung cấp điện diện rộng trong hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý do tách thiết bị khỏi vận hành, nêu rõ nguyên nhân và phạm vi ảnh hưởng.

Mục 5. LẬP LỊCH VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN

Điều 82. Lập lịch huy động ngày tới

1. Mục đích của việc lập lịch huy động ngày tới là để cập nhật, điều chỉnh lịch huy động các tổ máy phát điện và các dịch vụ phụ trợ trong các chu kỳ giao dịch của ngày tới.

2. Lập lịch huy động ngày tới được thực hiện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, đồng thời xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, lập lịch huy động ngày tới và công bố thông tin về kết quả lịch huy động ngày tới trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.

Điều 83. Ràng buộc an ninh hệ thống

1. Để lập lịch huy động và điều độ đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc vận hành an toàn quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải xác định cụ thể các ràng buộc an ninh hệ thống điện trong mô hình tính toán lập lịch huy động.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và xác định danh mục các ràng buộc an ninh hệ thống điện phục vụ quá trình lập lịch huy động và điều độ kinh tế hệ thống điện, bao gồm:

a) Ràng buộc lưới điện truyền tải;

b) Ràng buộc khả năng phát của tổ máy phát điện;

c) Yêu cầu đối với dịch vụ phụ trợ;

d) Các ràng buộc cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố cơ sở xác định và cách tính các ràng buộc an ninh hệ thống điện trước ít nhất 01 tuần và phải được cập nhật liên tục.

4. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể thay đổi những ràng buộc an ninh hệ thống điện trong quá trình điều độ thời gian thực để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố lịch huy động ngày tới, những ràng buộc an ninh hệ thống điện ảnh hưởng đến lịch huy động ngày tới, lịch huy động trong các chu kỳ giao dịch và những phương thức điều độ thời gian thực cùng với giải trình về bất kỳ thay đổi nào khi thực hiện điều độ thời gian thực.

Điều 84. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

1. Mục đích điều độ hệ thống điện thời gian thực

a) Đảm bảo điều độ các tổ máy phát điện và dịch vụ phụ trợ trong thời gian thực được thực hiện minh bạch đối với các bên khi tham gia thị trường điện;

b) Đảm bảo hệ thống điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy theo quy định.

2. Các nguyên tắc điều độ hệ thống điện thời gian thực

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện trong thời gian thực, ra lệnh điều độ và tuân thủ theo các quy trình, quy định có liên quan. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong thời gian thực phải đảm bảo đáp ứng các ràng buộc an ninh hệ thống điện và tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống;

b) Việc điều độ hệ thống điện trong thời gian thực phải căn cứ trên lịch huy động ngày tới và lịch huy động các tổ máy trong thời gian thực. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền vận hành hệ thống điện khác với lịch huy động các tổ máy trong thời gian thực. Các thay đổi này phải được ghi lại trong nhật ký vận hành ngày và thông báo cho các bên có liên quan;

c) Các đơn vị tham gia thị trường điện phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

d) Các lệnh điều độ phải được ghi lại trong nhật ký điều độ, bằng máy ghi âm và cơ sở dữ liệu của phần mềm quản lý vận hành hệ thống điện;

đ) Sau thời điểm vận hành thời gian thực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố thông tin về các lệnh điều độ huy động tổ máy, vận hành hệ thống điện trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.

Điều 85. Các phương thức vận hành hệ thống điện thời gian thực

1. Phương thức vận hành ở chế độ bình thường và cảnh báo

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo cân bằng cung cầu trong thời gian thực bằng cách ra lệnh điều độ và các thao tác vận hành căn cứ vào lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;

b) Khi xảy ra trạng thái mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ để huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần, dự phòng quay và sau đó điều chỉnh công suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ vào thứ tự huy động của các tổ máy phát điện trong hệ thống để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái cân bằng và duy trì mức dự phòng theo quy định.

2. Phương thức vận hành ở chế độ khẩn cấp

a) Trường hợp đã thực hiện các biện pháp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này mà hệ thống điện không trở về chế độ vận hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh trên cơ sở lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và đảm bảo tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động thực tế của các loại dịch vụ phụ trợ trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh.

3. Phương thức vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp

a) Trường hợp đã thực hiện các biện pháp quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều này mà hệ thống điện vẫn ở trạng thái mất cân bằng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép thực hiện các biện pháp sa thải phụ tải điện;

b) Trường hợp xảy ra sự cố trong vận hành thời gian thực, tùy thuộc vào mức độ nghiêm trọng của sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều độ, huy động các nhà máy điện trong hệ thống điện nhằm nhanh chóng đưa hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường;

c) Các đơn vị liên quan phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để khôi phục hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường;

d) Các tình huống trên phải được ghi trong báo cáo vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và thông báo cho các bên liên quan.

4. Khôi phục hệ thống điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thực hiện theo Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để tiến hành các biện pháp khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường.

5. Vận hành khi dừng thị trường điện

Trong trường hợp thị trường điện dừng hoạt động, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, huy động các tổ máy phát điện trong hệ thống điện trên cơ sở lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới có xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện đã được tính toán, công bố và đảm bảo chi phí tối thiểu toàn hệ thống.

Mục 6. PHỐI HỢP VẬN HÀNH, TRAO ĐỔI THÔNG TIN SỰ CỐ VÀ CÁC CHẾ ĐỘ BÁO CÁO VẬN HÀNH

Điều 86. Trách nhiệm chung trong phối hợp vận hành

1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thống nhất về trách nhiệm, phạm vi vận hành đối với thiết bị trên lưới điện truyền tải liên quan giữa hai bên; cử nhân viên vận hành phối hợp vận hành an toàn lưới điện và thiết bị để đảm bảo hệ thống điện truyền tải vận hành ổn định, an toàn và tin cậy.

2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp, chia sẻ thông tin, thiết lập, duy trì liên lạc và thực hiện các biện pháp an toàn cần thiết khi tiến hành công tác hoặc thử nghiệm trong phạm vi quản lý của mình.

3. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải xây dựng quy trình phối hợp vận hành để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị trong công tác vận hành, thí nghiệm và bảo dưỡng, sửa chữa.

4. Khi thực hiện công tác, thao tác trên lưới điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và các quy định điều độ, vận hành, thao tác an toàn khác có liên quan.

5. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp lắp đặt các biển báo, thiết bị cảnh báo và hướng dẫn an toàn, cung cấp các phương tiện phục vụ công tác phù hợp tại vị trí công tác để đảm bảo công tác an toàn.

6. Việc kiểm tra, giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do Nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện.

7. Các đơn vị liên quan có trách nhiệm phối hợp vận hành an toàn để đảm bảo tuân thủ quy định về vận hành an toàn lưới điện truyền tải, các thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.

Điều 87. Trao đổi thông tin xử lý sự cố

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc xử lý các sự cố ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn và tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.

2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm gửi thông báo ngay theo hình thức fax hoặc các hình thức thông tin khác cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khi có bất kỳ một sự kiện hay sự cố trong phạm vi quản lý gây ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia hoặc để phục vụ việc phân tích, xử lý sự cố.

3. Khi nhận được thông báo theo quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải liên hệ và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để điều tra, xác định nguyên nhân và có giải pháp xử lý kịp thời. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin có liên quan, giải đáp các câu hỏi và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin liên quan đến sự cố cho Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác phân tích, xử lý sự cố khi có sự cố trong phạm vi quản lý của khách hàng.

4. Yêu cầu về nội dung thông báo, báo cáo hoặc giải đáp thông tin về sự cố quy định tại các Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bao gồm:

a) Tên và chức vụ của người cung cấp thông báo, báo cáo hoặc giải đáp, thời gian thông báo, gửi báo cáo hoặc giải đáp;

b) Thông tin chi tiết liên quan đến vận hành, làm rõ trường hợp sự cố hoặc những rủi ro xảy ra;

c) Báo cáo thông tin sự cố hoặc các giải đáp về sự cố có thể bằng văn bản hoặc bằng lời nói. Báo cáo sự cố hoặc các giải đáp về sự cố phải bao gồm các nội dung và được thực hiện như sau:

- Thông tin chi tiết về nguyên nhân sự cố, những ảnh hưởng hoặc thiệt hại do sự cố, tai nạn hoặc thiệt hại tính mạng; biện pháp khắc phục và kết quả thực hiện những biện pháp đó;

- Trường hợp sự cố có thể khắc phục ngay, báo cáo hoặc giải đáp dưới dạng lời nói: Người báo cáo phải nói từng từ cho người nhận để ghi lại và người nhận phải đọc lại những thông tin này để người cung cấp xác nhận lại một cách chính xác thông tin đó;

- Trường hợp sự cố xảy ra trong nhà máy, nhà máy phải báo cáo hoặc giải đáp. Nếu sự cố xảy ra tại hệ thống điện đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia, khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải báo cáo về sự cố hoặc giải đáp các câu hỏi; nếu sự cố xảy ra trên lưới điện truyền tải quốc gia thì Đơn vị truyền tải điện phải làm báo cáo hoặc giải đáp các câu hỏi.

Điều 88. Bảo mật thông tin

Mọi thông tin liên quan đến quá trình vận hành hay xử lý sự cố chỉ được cung cấp cho bên thứ ba trong các trường hợp sau:

1. Các trường hợp do pháp luật quy định.

2. Có sự thỏa thuận giữa các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Cấp điều độ có quyền điều khiển đồng ý cung cấp thông tin.

3. Bên thứ ba là khách hàng có đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia và được Cấp điều độ có quyền điều khiển đồng ý cung cấp thông tin.

Điều 89. Chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia

1. Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thực hiện chế độ báo cáo sự cố theo quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Ngoài các quy định về chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia quy định tại Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thực hiện các chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia như sau:

a) Đối với sự cố kéo dài xảy ra trong hệ thống điện truyền tải từ cấp điện áp 220 kV trở lên gây hư hỏng thiết bị hoặc sự cố trên hệ thống điện quốc gia gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc sự cố dẫn đến sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên, ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố trong hệ thống điện quốc gia, gửi báo cáo về thông tin sự cố cho Cục Điều tiết điện lực thông qua hình thức tin nhắn hoặc thư điện tử (email);

b) Trong thời hạn 36 giờ kể từ khi xảy ra sự cố, các Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi báo cáo về Cục Điều tiết điện lực bằng thư điện tử (email) theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

c) Định kỳ trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp báo cáo phân tích các sự cố theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 ban hành kèm theo Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành (đối với các sự cố phải phân tích, đánh giá) và tổng hợp các sự cố xảy ra trong tháng trước gửi về Cục Điều tiết điện lực theo đường văn thư và thư điện tử (email) đối với các sự cố sau:

- Các sự cố kéo dài trên lưới điện 500 kV;

- Các sự cố kéo dài trên lưới điện 220 kV, 110 kV và nhà máy điện mà gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc một quận nội thành của Thủ đô Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh hoặc phải sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên hoặc ảnh hưởng trực tiếp đến chế độ vận hành của nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.

Điều 90. Báo cáo kết quả vận hành lưới điện truyền tải

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo định kỳ về các nội dung sau:

a) Tình hình vận hành lưới điện truyền tải;

b) Đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;

c) Tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy và hiệu quả;

d) Các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 98 Thông tư này và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;

đ) Tình trạng kết nối tín hiệu SCADA của các trạm biến áp với Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Thời điểm báo cáo định kỳ

a) Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành lưới điện truyền tải năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;

b) Trước ngày 15 hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành lưới điện truyền tải tháng trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này.

3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành lưới điện truyền tải khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 91. Báo cáo kế hoạch vận hành và kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết điện lực về kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới, bao gồm cả kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị và đánh giá an ninh hệ thống điện quy định tại Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ về tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia hàng năm, hàng tháng, bao gồm các nội dung chính sau:

a) Cơ cấu huy động các dạng nguồn điện, tổng công suất đặt và khả dụng của nguồn điện; tiến độ vận hành các công trình nguồn điện và lưới điện mới;

b) Đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;

c) Đánh giá nhu cầu phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, đánh giá sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện;

d) Đánh giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải, tình hình sự cố và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn tin cậy và hiệu quả;

đ) Các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 97 Thông tư này và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;

e) Các số liệu thống kê về cung cấp nhiên liệu, tình hình thủy văn các hồ chứa thủy điện và huy động các nhà máy điện; thống kê sự cố nguồn điện và lưới điện;

g) Tình trạng kết nối tín hiệu SCADA của nhà máy điện và trạm biến áp thuộc quyền điều khiển.

3. Thời điểm báo cáo định kỳ

a) Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này;

b) Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia tháng trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành hệ thống quốc gia khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

 

Chương VII

ĐÁNH GIÁ AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN

 

Điều 92. Quy định chung về đánh giá an ninh hệ thống điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện phục vụ việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới, tuần tới, lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và điều độ thời gian thực.

2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin liên quan để thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện. Các thông tin cung cấp bao gồm: Dự báo nhu cầu phụ tải điện, kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện, công suất truyền tải trên lưới điện truyền tải, công suất khả dụng và công suất công bố của các tổ máy phát điện, các ràng buộc năng lượng và các thông tin liên quan cần thiết khác.

3. Đánh giá an ninh hệ thống điện bao gồm các nội dung tính toán, phân tích và công bố tổng công suất nguồn khả dụng dự kiến, dự báo nhu cầu phụ tải của hệ thống điện, đánh giá độ tin cậy và khả năng sẵn sàng đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống điện, các cảnh báo an ninh hệ thống điện và các yêu cầu khác về an ninh hệ thống điện. Đánh giá an ninh hệ thống điện bao gồm đánh giá an ninh trung hạn và ngắn hạn được quy định như sau:

a) Đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn, bao gồm:

- Đánh giá an ninh hệ thống điện năm: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia cho năm tới (năm N+1) và một năm tiếp theo (năm N+2), đơn vị thời gian tính toán là tháng;

- Đánh giá an ninh hệ thống điện cho 12 tháng tới: Được thực hiện cho giai đoạn từ tháng 7 hàng năm đến hết tháng 6 năm tới (năm N+1) để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia trong 12 tháng tới, đơn vị thời gian tính toán là tháng;

- Đánh giá an ninh hệ thống điện tháng: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia trong các tháng còn lại của năm, đơn vị tính toán là tháng;

- Đánh giá an ninh hệ thống điện tuần: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia trong các tuần còn lại của tháng hiện tại và các tuần của tháng tới, đơn vị thời gian tính toán là tuần.

b) Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia cho 02 tuần tiếp theo, đơn vị thời gian tính toán là giờ.

4. Kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện là cơ sở để các đơn vị tham gia thị trường điện chủ động xây dựng kế hoạch phát điện, bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, tham gia điều chỉnh cân bằng cung cầu của hệ thống điện.

5. Để phục vụ việc đánh giá an ninh hệ thống điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện và nguồn điện.

6. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nguồn điện đe dọa tới an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch đó và phải nêu rõ lý do từ chối.

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ sở xác định ảnh hưởng tới an ninh hệ thống điện do việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa gây ra.

Điều 93. Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện quốc gia trong quá trình tính toán nhu cầu dịch vụ phụ trợ và đánh giá an ninh hệ thống điện, đảm bảo an ninh cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia.

2. Trong quá trình xây dựng phương pháp tính toán công suất và điện năng dự phòng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải bảo đảm thực hiện theo các nguyên tắc sau:

a) Xác định công suất dự phòng hợp lý

- Công suất dự phòng là hiệu số giữa tổng công suất phát khả dụng dự báo của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện và nhu cầu công suất cực đại dự báo của phụ tải hệ thống điện trong cùng thời điểm;

- Công suất dự phòng tối ưu đạt được khi chi phí biên của điện năng thiếu hụt do sự cố nguồn điện, sự biến động về nhiên liệu sơ cấp và sự tăng đột biến của phụ tải bằng với chi phí biên khi phải huy động dự phòng khởi động nhanh để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt đó;

- Công suất dự phòng hợp lý là công suất dự phòng tối ưu có tính đến những yếu tố biến động phụ tải điện và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống điện.

b) Xác định điện năng dự phòng hợp lý

- Điện năng dự phòng là hiệu số giữa tổng điện năng khả dụng dự báo của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện và nhu cầu điện năng dự báo của phụ tải hệ thống điện trong cùng thời điểm;

- Điện năng dự phòng tối ưu đạt được khi chi phí biên của lượng điện năng thiếu hụt do sự cố nguồn điện, sự biến động về nhiên liệu sơ cấp và sự tăng đột biến của phụ tải bằng với chi phí biên khi phải huy động dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt đó;

- Điện năng dự phòng hợp lý là điện năng dự phòng tối ưu có tính đến những yếu tố biến động phụ tải điện và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống điện;

3. Các yếu tố đầu vào sử dụng khi tính toán công suất và điện năng dự phòng cho những trường hợp sau:

a) Tính toán công suất dự phòng phục vụ lập kế hoạch huy động dự phòng khởi động nhanh, bao gồm:

- Công suất phát đăng ký của các tổ máy phát điện của nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn;

- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;

- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Chương III Thông tư này;

- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng công suất khả dụng của nguồn điện và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (Value Of Lost Load - VOLL).

b) Tính toán công suất dự phòng phục vụ lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải phụ tải điện, bao gồm:

- Công suất phát khả dụng công bố của tổ máy phát điện của các nhà máy điện;

- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;

- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Chương III Thông tư này;

- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng công suất khả dụng của nguồn điện và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (VOLL).

c) Tính toán điện năng dự phòng phục vụ lập kế hoạch huy động dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, bao gồm:

- Công suất đăng ký của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện dài hạn hoặc hợp đồng dịch vụ dự phòng khởi động nhanh với suất sự cố tương ứng;

- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;

- Dự báo biến động sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện căn cứ vào số liệu quá khứ hoặc số liệu thủy văn thực tế;

- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định tại Chương III Thông tư này;

- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng điện năng khả dụng và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (VOLL).

d) Tính toán điện năng dự phòng phục vụ lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải phụ tải điện, bao gồm:

- Điện năng công bố của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện trong từng giai đoạn;

- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;

- Dự báo biến động sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện căn cứ vào số liệu quá khứ hoặc số liệu thủy văn thực tế;

- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định tại Chương III Thông tư này;

- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng điện năng khả dụng và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (VOLL).

4. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác định công suất và điện năng dự phòng trên cơ sở đảm bảo dự phòng công suất, điện năng hợp lý và quy định tại Điều này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực để thông qua, làm cơ sở vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện quốc gia.

5. Trong quá trình đánh giá, thông qua công suất và điện năng dự phòng, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lấy ý kiến từ các bên liên quan đối với các nội dung sau:

a) Tác động ảnh hưởng của chi phí mua bán dịch vụ phụ trợ;

b) Tác động ảnh hưởng tới các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện;

c) Tác động ảnh hưởng tới chất lượng cung cấp điện;

d) Đánh giá tương quan chi phí cung cấp điện và chất lượng cung cấp điện.

Điều 94. Đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn

1. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện năm.

2. Tháng 6 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố đánh giá an ninh hệ thống điện cho 12 tháng tới.

3. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố đánh giá an ninh hệ thống điện tháng.

4. Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố đánh giá an ninh hệ thống điện tuần.

5. Các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn bao gồm:

a) Dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện tiêu thụ;

b) Biểu đồ phụ tải điển hình từng tuần của hệ thống điện quốc gia và ba miền;

c) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện;

d) Điện năng đảm bảo tuần của các hồ chứa thủy điện đã phê duyệt;

đ) Suất sự cố của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;

e) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống điện quốc gia;

g) Các ràng buộc của lưới điện.

6. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn bao gồm:

a) Dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa;

b) Công suất khả dụng hàng tuần của tổ máy phát điện;

c) Các ràng buộc năng lượng hàng tuần (nếu có) của tổ máy phát điện. Những thông tin này phải cung cấp theo mẫu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện.

7. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải và các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Trường hợp kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo các thay đổi, ràng buộc của lưới điện truyền tải cho các Đơn vị phát điện.

8. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân phối.

9. Các thông tin do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn bao gồm:

a) Tổng công suất và điện năng khả dụng có tính đến các ràng buộc năng lượng của tổ máy phát điện, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải và tổ máy phát điện;

b) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống điện quốc gia;

c) Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện quốc gia;

d) Dự kiến các ràng buộc trên lưới điện truyền tải;

đ) Cảnh báo về suy giảm an ninh cung cấp điện (nếu có).

10. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy công suất và điện năng dự phòng thấp hơn mức dự phòng được phê duyệt quy định tại Điều 93 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.

11. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch sửa đổi trong thời hạn 07 ngày.

12. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và cập nhật thường xuyên về đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Khi các mức công suất, điện năng dự phòng và an ninh hệ thống điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa sửa đổi.

Điều 95. Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn

1. Thời gian quy định cho đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn là 14 ngày tới kể từ 24h00 của ngày công bố đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn cho đến 24h00 của ngày thứ 14 kế tiếp, đơn vị thời gian tính toán là giờ.

2. Hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn.

3. Các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:

a) Dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện tiêu thụ;

b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện;

c) Suất sự cố của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;

d) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống quốc gia;

đ) Các ràng buộc trên lưới điện.

4. Đơn vị phát điện phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn gồm:

a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị;

b) Công suất khả dụng của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;

c) Công suất công bố của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;

d) Thời gian khởi động và ngừng máy đối với tổ máy khởi động chậm;

đ) Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy phát điện.

5. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải. Trong trường hợp kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo cho các Đơn vị phát điện biết các điều chỉnh và ràng buộc trên lưới điện truyền tải.

6. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân phối.

7. Các thông tin do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn bao gồm:

a) Tổng công suất và điện năng khả dụng hệ thống điện có tính đến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải;

b) Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;

c) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ;

d) Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện;

đ) Dự kiến các ràng buộc trên lưới điện truyền tải;

e) Cảnh báo về suy giảm an ninh cung cấp điện (nếu có).

8. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức công suất, điện năng dự phòng hoặc an ninh hệ thống điện cục bộ không đảm bảo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.

9. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch thay thế trong thời hạn 07 ngày kể từ thời điểm nhận được thông báo từ chối thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa.

10. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn. Nếu các mức công suất, điện năng dự phòng và an ninh hệ thống điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thay thế.

 

Chương VIII

ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

 

Điều 96. Yêu cầu chung

1. Định kỳ hàng tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia, lưới điện truyền tải và việc thực hiện các tiêu chuẩn chất lượng vận hành.

2. Các chỉ số thực hiện được quy định trong Chương này là một trong những chỉ số để Cục Điều tiết điện lực đánh giá chất lượng điều độ, vận hành hệ thống điện truyền tải của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp, chỉ số thực hiện của năm (N+1) kém hơn chỉ số thực hiện năm (N), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo giải trình và thực hiện các giải pháp để cải thiện chỉ số thực hiện cho các năm tiếp theo.

Điều 97. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

Định kỳ hàng tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện các chỉ số thực hiện sau:

1. Số lần tần số hệ thống điện quốc gia vượt ra ngoài dải tần số cho phép và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường trong các trường hợp sự cố theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.

2. Chỉ số sẵn sàng của lưới điện, chỉ số độ lệch điện áp (Voltage Deviation Index), chỉ số độ lệch tần số (Frequency Deviation Index).

3. Tổng chi phí hàng tháng cho các loại dịch vụ phụ trợ.

4. Công suất huy động và thời gian huy động thực tế của từng loại dịch vụ phụ trợ.

5. Số lần và khoảng thời gian khi các loại dịch vụ phụ trợ không đáp ứng các yêu cầu về công suất và điện năng dự phòng được quy định tại Điều 93 Thông tư này.

6. Sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tế.

Điều 98. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị truyền tải điện

1. Định kỳ hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:

a) Thống kê tình trạng quá tải của các thiết bị trên lưới điện truyền tải (mức độ quá tải, thời gian quá tải);

b) Thống kê tình trạng cắt điện trong lưới điện truyền tải bao gồm:

- Số lần ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch;

- Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc việc ngừng, giảm cung cấp điện.

c) Thống kê các thanh cái trong lưới điện truyền tải có điện áp không đạt tiêu chuẩn quy định tại Điều 6 Thông tư này, bao gồm:

- Thống kê tình trạng quá áp, thấp áp so với quy định tại Điều 6 Thông tư này;

- Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc của mỗi lần vi phạm tiêu chuẩn điện áp;

- Điện áp cao nhất và thấp nhất khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp;

- Các sự kiện bất thường khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp.

d) Các nội dung về độ tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư này;

đ) Tổn thất điện năng hàng tháng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;

e) Danh sách các sự cố dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải được quy định tại Chương II Thông tư này. Báo cáo giải trình nguyên nhân vi phạm và những đề xuất thay đổi để đạt được các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành.

2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:

a) Tỷ lệ đầu tư xây dựng theo từng cấp điện áp so với kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng năm đã được duyệt;

b) Tổng số các thiết bị trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm;

c) Tổng số lần ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở các đường dây truyền tải và máy biến áp;

d) Tổng số lần và tổng thời gian vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 6 Thông tư này;

đ) Các nội dung về độ tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư này;

e) Tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải và theo từng cấp điện áp;

g) Tổng số các sự cố bất thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải.

 

Chương IX

GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

 

Điều 99. Giải quyết tranh chấp

1. Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị tranh chấp có thể tự giải quyết trên cơ sở thỏa thuận trong thời hạn 60 ngày.

2. Hết thời hạn được quy định tại Khoản 1 Điều này mà không tự giải quyết được thì các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định của pháp luật.

3. Quyết định giải quyết tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực chung thẩm trừ các nội dung tranh chấp có liên quan đến thỏa thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.

Điều 100. Xử lý vi phạm

1. Mọi tổ chức, cá nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm quy định tại Thông tư này.

2. Trình báo về hành vi vi phạm phải có các thông tin sau:

a) Ngày, tháng, năm trình báo;

b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;

c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;

d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;

đ) Lý do biết hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có);

e) Các thông tin khác có liên quan (nếu có).

Mẫu trình báo được quy định tại Trình tự xác minh và xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực thuộc thẩm quyền của Thủ trưởng Cơ quan Điều tiết điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

3. Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm trong quá trình xác minh và xử lý vi phạm.

 

Chương X

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

 

Điều 101. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.

2. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu đấu nối và phương pháp dự báo công suất, điện năng phát của các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió đấu nối vào lưới điện truyền tải, phù hợp với các quy định tại Thông tư này và đặc tính công nghệ, kỹ thuật của các nhà máy điện.

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này. Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày ban hành Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các Quy trình, Quy định kỹ thuật để hướng dẫn thực hiện Thông tư này, bao gồm:

a) Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;

b) Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia;

c) Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn;

d) Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia;

đ) Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ;

e) Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp;

g) Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA;

h) Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm;

i) Quy trình sa thải phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia.

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

Điều 102. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017. Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.

2. Trường hợp đã có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 01 tháng 6 năm 2010 có nội dung khác với quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hoặc được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà có nội dung khác với một số nội dung mới được quy định tại Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.

3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.