시행규칙 제 39/2015/TT-BCT 분배 전력 시스템에 관한 규정

시행규칙

분산 전력 시스템 규정cất, hạ cánh

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

2004년 12월 3일 법률 제2004호 전력법 및 2012년 11월 20일 법률 제2012호 전력법 일부 개정 법률에 의거,

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,

산업통상자원부 장관은 분산 전력 시스템 규정을 시행규칙으로 제정한다.

장 1

총칙

조 1. 적용범위

본 통지는 다음과 같은 사항을 규정함:

1. 분산 전력 시스템 운영에 대한 요구사항

2. 전력 수요 예측

3. 분산 전력망 개발 투자 계획

4. 분산 전력망에 연결하기 위한 기술적 조건 및 절차

5. 분산 전력 시스템 운영

조 2. 적용대상

본 통지는 다음 대상에게 적용된다.

1. 분산 전력 공급 단위

2. 분산 전력 공급 및 소매 단위

3. 국가 전력 시스템 운영 단위

4. 송전 회사.

5. 분산 전력망 사용 고객

6. 베트남 전력그룹

7. 관련 조직 및 개인

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석된다.

1. 전압 등급 전력 시스템에서 사용되는 명칭 전압 값 중 하나는 다음과 같이 정의된다:

가. 저압은 1kV 이하의 전압 등급;

나. 중압은 1kV 초과에서 35kV 이하의 전압 등급;

다. 고압은 35kV 초과에서 220kV 이하의 전압 등급;

라. 초고압은 220kV 초과의 전압 등급.

2. 지령 단위는 지령 단위는 분산 전력망 운영 지령 체계에 따라 전력 시스템 지휘 및 운영 권한을 가진 단위를 말한다..

3. 발전기의 가용 용량 발전기가 특정 시간 동안 안정적으로 지속적으로 발전할 수 있는 최대 발전량을 의미한다.

4. 전압 변동 정격 전압과 비교하여 오랜 시간 동안(1분 이상) 전압의 폭이 변하는 현상을 말한다.

5. 접속점 분산 전력망에 접속되는 설비, 전력망 또는 발전소의 접속점

6. 국가 전력 시스템 운영 단위 국가 전력 시스템에서 발전, 송전, 분산 전력 공급을 지휘하고 관리하는 단위로, 다음의 지령 단위를 포함한다.

a) 국가 지령 단위;

b) 지역 지령 단위.

7. 발전 단체 발전소를 소유하고 분산 전력망에 연결된 전력 사업자로서 발전 사업 영역에서 운영 허가를 받은 단위

8. 분배 전력 기관 분산 전력 공급 및 전력 판매 사업 영역에서 운영 허가를 받은 전력 사업자로서 다음을 포함한다.

a) 전력공사;

나. 직할 시, 도 전력회사(이하 시 전력회사로 약칭).

9. 분배 및 소매 전력 기관 분산 전력 공급 및 전력 소매 사업 영역에서 운영 허가를 받은 전력 사업자로서 분산 전력 공급 단위로부터 전력을 구입하여 소매 전력 고객에게 판매하는 단위

10. 전력 송전 단위 전력 송전 사업 영역에서 운영 허가를 받은 전력 사업자로서 국가 전력 송전망의 운전 관리를 책임지는 단위

11. 접지 계수 단일 또는 이중 접지 단락 직후 해당 위상의 단락 전압 값과 단락 전압 발생 전의 해당 위상의 전압 값의 비율을 의미한다.

12. 분산 전력 시스템 분산 전력망과 분산 전력망에 연결된 발전소를 포함하는 전력 시스템

13. 계량 시스템 전력량 측정 및 전송을 위해 통합된 측정 장치와 전기 회로를 포함하는 시스템

14. SCADA (Surveillance Control And Data Acquisition)는 전력 시스템의 모니터링, 제어 및 운영을 위해 데이터 수집을 수행하는 시스템 분산 전력망에서 전력을 구입하여 사용하며 다른 조직이나 개인에게 재판매하지 않는 조직 또는 개인

15. 전력 사용자 분산 전력망에 전기 설비를 연결하여 전력 분산 서비스를 이용하는 조직 또는 개인으로 다음을 포함한다.

16. 분배망 사용자 분산 전력망 사용 대형 고객

가. 발전소;

나. 분배 및 소매 회사;

다. 전력 사용자.

17. 분산 전력망 사용 고객으로 다음을 포함한다. a) 3MW 이상 규모의 발전소를 소유한 발전 사업자;

b) 월평균 전력 소비량이 1,000,000 kWh 이상인 전력 사용 고객.

분산 전력망 사용 전력 고객이 자체 변전소를 보유함

18. 중압 및 110kV 전력망에 자체 변전소와 전력망을 분산 전력망에 연결한 고객 실시간 전력 시스템 운영 지령

19. 110kV 이하 전력망을 포함하는 부분 전력망 110kV 초과 전력망을 포함하는 부분 전력망

20. 분배망 표준 일

21. 송전망 산업통상자원부가 규정한 전력 수요 연구 방법론에 따른 표준 전력 소비 패턴을 가진 날짜로, 주중, 주말, 공휴일(있을 경우)을 포함한 연도, 달, 주별로 선택된다.

22. 분리 전력망 또는 전력 설비가 일부 또는 전체 전력망 또는 지역 전력망에서 분리되는 사고

23. 부하 해제 전력 시스템 사고 또는 단기 과부하를 방지하기 위해 자동 부하 해제 시스템 또는 지령을 통해 부하를 분산 전력망에서 제거하는 과정

24. 하모닉 파동 기본 주파수의 배수 주파수를 가진 사인파 전압 및 전류

25. RTU/Gateway 종단 장치 SCADA 시스템의 제어 센터로 데이터를 수집하고 전송하기 위해 전력 변전소 또는 발전소에 설치된 장치

26. 분산 전력망에서 분리되는 고객 전력 설비 분산 전력망에 연결된 고객 전력 설비를 분산 전력망에서 분리하는 협정

27. 국제 전기 기술 위원회가 제정한 전기 기술 표준 변전소

28. 변전소, 차단소 또는 보상소 제어 센터

29. IEC 표준 정보통신 기반시설을 갖춘 제어 센터로 원격으로 여러 발전소, 변전소 또는 전력망 장비를 감독하고 제어할 수 있다.

30. 분산 전력 시스템 운영 요구사항 기술 요구사항

31. 제어센터 정보통신 기반시설을 갖춘 센터로서 원격으로 발전소 그룹, 변전소 그룹 또는 전력망에 설치된 차단기 장치들을 감시하고 제어할 수 있는 시설이다.

장 II

분배 전력 시스템 운전 요구 사항

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

기술 요구 사항

조 4. 주파수

국가 전력 시스템의 명시적 주파수는 50Hz이다. 정상 상태에서는 전력 시스템 주파수가 명시적 주파수와 ± 0,2Hz 범위 내에서 변동된다. 전력 시스템이 안정화되지 않은 경우에는 전력 시스템 주파수가 명시적 주파수와 ± 0,5Hz 범위 내에서 변동된다.

조 5. 전압

1. 분배 전력 시스템의 명시적 전압 등급

분배 전력 시스템의 명시적 전압 등급은 110kV, 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 06kV 및 0,4kV를 포함한다.

2. 정상 운전 모드에서 연결점에서 허용되는 전압 운전 범위는 다음과 같이 명시적 전압 등급과 비교하여 변동될 수 있다.

가) 사용자와 연결된 연결점에서 ± 05%;

나) 발전소와 연결된 연결점에서 + 10% 및 - 05%;

다) 발전소와 사용자가 분배 전력 네트워크의 동일한 배선에 연결되어 있는 경우, 분배 전력 네트워크 지역을 관리하는 분배 전력 단체가 해당 연결점의 전압을 결정하여 분배 전력 네트워크의 기술적 운전 요구 사항을 충족시키고 사용자의 전압 품질을 보장하도록 한다.

3. 단일 사고 모드 또는 사고 후 안정화 복구 과정에서 사용자와 직접 영향을 받는 연결점에서 허용되는 전압 변동 범위는 명시적 전압 등급과 비교하여 + 05% 및 - 10%이다.

4. 전력 송전 시스템의 중대한 사고 모드 또는 사고 복구 과정에서 허용되는 전압 변동 범위는 명시적 전압 등급과 ± 10%이다.

5. 이 조항 제2항의 규정보다 더 높은 전압 품질을 요구하는 분배 전력 네트워크 사용자는 분배 전력 단체 또는 분배 및 소매 전력 단체와 협상을 통해 이를 해결할 수 있다.

조 6. 위상 균형

정상 작업 모드에서는 110kV 전압 등급에서는 역순 성분이 명시적 전압 등급의 03%를 초과하지 않으며, 중간 및 저압 전압 등급에서는 05%를 초과하지 않아야 한다.

조 7. 전압 하모닉 파동

1. 전압 하모닉 파동 총 변형률(THD)은 하모닉 파동 전압의 효과적인 값과 기본 주파수 전압의 효과적인 값 사이의 비율(퍼센트 단위)이며 다음 공식으로 계산된다.

여기서:

가) THD: 전압 하모닉 파동 총 변형률;

b) V_{cất, hạ cánh}: i차 하모닉 파동 전압의 효과적인 값이며 N은 평가해야 하는 최고 차수의 하모닉 파동입니다;

c) V₁: 기본 주파수 전압(50Hz)의 효과적인 값.

2. 모든 연결점에서의 전압 하모닉 파동 총 변형률은 표 1에서 정해진 한도를 초과하지 않아야 한다.

표 1. 전압 하모닉 파동 변형률

3. 분배 전력 네트워크에서 분배 전력 네트워크 장비를 손상시키지 않는 한, 이 조항 제2항에서 정해진 전압 하모닉 파동 총 변형률 한도를 초과하는 일시적인 전압 피크는 허용된다.

조 8. 전압 플래시

1. 정상 운전 모드에서는 모든 연결점에서의 전압 플래시 수준은 표 2에서 정해진 한도를 초과하지 않아야 한다.

표 2: 허용된 전압 플래시 수준

여기서:

st_{)은 IEC868에 따른 표준 측정 장치로 10분 동안 측정된 값이며, P}는 측정 시간의 95%(최소 1주일)와 측정 위치의 95%에서 P_LT95% 가 이 값을 초과하지 않도록 하는 임계값이다;_{)은 IEC868에 따른 표준 측정 장치로 10분 동안 측정된 값이며, P} 나) 장기 전압 플래시 수준(P_{)은 IEC868에 따른 표준 측정 장치로 10분 동안 측정된 값이며, P} lt

)은 12개 연속 측정 결과(P_{)로부터 계산되며(측정 시간 02시간), 다음 공식을 사용하여 계산된다.}측정 시간의 95%(최소 1주일)와 측정 위치의 95%에서 P_{)은 IEC868에 따른 표준 측정 장치로 10분 동안 측정된 값이며, P} 가 이 값을 초과하지 않도록 한다.

P_{중간 전압} 가 이 값을 초과하지 않도록 하는 임계값이다;_{)로부터 계산되며(측정 시간 02시간), 다음 공식을 사용하여 계산된다.} 2. 중간 및 저압 연결점에서 단기 전압 플래시 수준(P_{)로부터 계산되며(측정 시간 02시간), 다음 공식을 사용하여 계산된다.} )은 0,9를 초과하지 않으며, 장기 전압 플래시 수준(P

)은 IEC1000-3-7 표준에 따라 0,7을 초과하지 않아야 한다._{)은 IEC868에 따른 표준 측정 장치로 10분 동안 측정된 값이며, P}) 0,9를 초과하지 않아야 하며, 장기 깜빡임 수준(P_{)로부터 계산되며(측정 시간 02시간), 다음 공식을 사용하여 계산된다.}) IEC1000-3-7 표준에 따르면 0,7을 초과하지 않아야 한다.

조 9. 단락 전류 및 고장 제거 시간

1. 허용 가능한 최대 단락 전류와 보호 장치의 최대 고장 제거 시간은 표 3과 같이 규정됩니다.

표 3. 허용 가능한 최대 단락 전류 및 보호 장치의 최대 고장 제거 시간

2. 인구 밀도가 높은 도시 지역에 공급되는 중압 전력망에서 여러 구간을 가진 배선에서 보호 장치 간의 보호 조정이 어려운 경우, 일부 절단 위치에서 본 조항 제1항에 따른 보호 장치의 고장 제거 시간을 1초 미만으로 초과할 수 있으나, 설비와 전력망의 안전을 보장해야 합니다.

3. 분배 전력 기관은 대형 고객이 분배 전력망을 사용하기 위해 설비를 설치하는 과정에서 연결점에서 허용 가능한 최대 단락 전류 값을 통보해야 합니다.

조 10. 접지 방식

1. 분배 전력망의 중성점 접지 방식은 표 4와 같이 규정됩니다.

표 4. 접지 방식

2. 분배 전력망의 중성점 접지 방식이 본 조항 제1항과 다른 경우에는 국가 전력 시스템 운영 기관의 서면 동의를 받아야 합니다.

조 11. 접지 고장 계수

분배 전력망의 접지 고장 계수는 직접 접지 전력망의 경우 1.4를 초과하지 않으며, 중성점 절연 또는 저항 접지 전력망의 경우 1.7을 초과하지 않아야 합니다.

절 2

전력 공급 신뢰성 및 전력 손실

조 12. 분배 전력망의 전력 공급 신뢰성 지표

1. 분배 전력망의 전력 공급 신뢰성 지표는 다음과 같습니다.

a) 분배 전력망의 평균 정전 시간 지표(System Average Interruption Duration Index - SAIDI);

b) 분배 전력망의 평균 정전 횟수 지표(System Average Interruption Frequency Index - SAIFI);

c) 분배 전력망의 평균 순간 정전 횟수 지표(Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).

2. 분배 전력망의 신뢰성 지표는 다음과 같이 계산됩니다.

a) SAIDI는 각 달 t의 5분 이상 지속된 정전 시간의 총합을 해당 달 t에 영향을 받은 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수로 나눈 값이며, 다음 식으로 계산됩니다.

여기서:

(시간)_{cất, hạ cánh}: 달 t의 i번째 정전 시간 (5분 이상 지속된 정전만 고려);

- K_{cất, hạ cánh}: 달 t의 i번째 정전에 영향을 받은 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수;

- n: 달 t의 5분 이상 지속된 정전의 총 횟수;

- K_t: 달 t의 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수;

- SAIDI_t (분): 달 t의 분배 전력망의 평균 정전 시간 지표;

- SAIDI_y (분): 연도 y의 분배 전력망의 평균 정전 시간 지표.

b) SAIFI는 5분 이상 지속된 정전에 영향을 받은 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총 횟수를 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수로 나눈 값이며, 다음 식으로 계산됩니다.

여기서:

- n: 달 t의 5분 이상 지속된 정전의 총 횟수;

- K_{cất, hạ cánh}: 달 t의 i번째 정전에 영향을 받은 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수;

- K_t: 달 t의 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수;

- SAIFI_t: 달 t의 분배 전력망의 평균 정전 횟수 지표;

- SAIFI_y: 연도 y의 분배 전력망의 평균 정전 횟수 지표.

c) MAIFI는 5분 이내로 지속된 순간 정전에 영향을 받은 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총 횟수를 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수로 나눈 값이며, 다음 식으로 계산됩니다.

여기서:

- n: 달 t의 순간 정전의 총 횟수;

- K_{cất, hạ cánh}: 달 t의 i번째 순간 정전에 영향을 받은 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수;

- K_t: 달 t의 전기 사용자와 분배 및 소매 전력 기관의 총수;

- MAIFI_t: 달 t의 분배 전력망의 평균 순간 정전 횟수 지표;

- MAIFI_y: 연도 y의 분배 전력망의 평균 순간 정전 횟수 지표.

조 13. 전력 공급 신뢰성 지표들

1. 전력 공급 신뢰성은 "전력 전체 공급 신뢰성"과 "분배망 공급 신뢰성"이라는 두 가지 지표를 통계 및 평가하며, 각 지표는 이 시행규칙 제12조에 따라 SAIDI, SAIFI, MAIFI 세 가지 지표로 구성된다.

2. "전력 전체 공급 신뢰성" 지표는 분배 전기사업자가 판매하는 전력을 고객에게 제공하는 품질을 평가하기 위해 사용되며, 이 시행규칙 제12조에 따라 계산되며, 다음 사유로 인한 공급 중단을 고려하지 않는다.

가) 고객이 분배망을 사용하여 전력을 공급받는 경우 전력 공급 중단을 요청한 경우

나) 고객이 분배망을 사용하여 전력을 공급받는 경우 기술적 요구사항 및 안전 규정을 충족시키지 못해 전력 공급 재개가 불가능한 경우

다) 고객이 분배망을 사용하여 전력을 공급받는 경우 설비 결함으로 인한 경우

라) 분배 전기사업자의 통제 범위를 벗어난 불가항력적인 사고 또는 고객이 분배망을 사용하여 전력을 공급받는 경우 법령 위반으로 인한 경우 (공업부가 발령한 전력 공급 중단 조건 및 절차 규정 참조)

3. "분배망 공급 신뢰성" 지표는 분배 전기사업자의 운영 효율성을 평가하기 위한 지표 중 하나로, 이 시행규칙 제12조에 따라 계산되며, 다음 사유로 인한 공급 중단을 고려하지 않는다.

가) 본 조 제2항에서 규정된 사례

나) 전송망에서 발생한 정전

다) 전력 조정 기관의 명령에 따른 부하 해제

라) 시스템 운영 과정에서 사람과 설비의 안전을 심각하게 위협할 가능성이 있는 경우의 전력 공급 중단

조 14. 분배망 손실 전력

분배망 손실 전력은 다음과 같이 구성된다.

1. 기술적 손실 전력은 전선과 분배망 내의 전기 장비의 물리적 특성에 의해 발생하는 손실 전력을 의미한다.

2. 비기술적 손실 전력은 전력 사업 관리 과정에서 발생하는 요인에 의해 발생하는 손실 전력을 의미하며, 전선과 분배망 내의 전기 장비의 물리적 특성에 의한 것이 아니다.

조 15. 분배망 연간 공급 신뢰성 지표 및 손실 전력 지표 승인 절차

1. 매년 11월 15일 이전까지, 베트남 전력그룹은 다음 해의 분배 전기사업자들의 공급 신뢰성 및 손실 전력 지표를 포함한 계획을 작성하여 전력 규제청에 제출하여 검토 및 승인을 받도록 한다.

2. 매년 12월 15일 이전까지, 전력 규제청은 각 분배 전기사업자의 공급 신뢰성 및 손실 전력 지표를 승인하여 분배 전기사업자의 분배 전력 비용 산정을 위한 기준으로 삼는다.

목 3

서비스 품질 요구 사항

조 16. 고객 서비스 품질 지표들

1. 새로운 연결 또는 연결 조정을 위한 협상 검토 및 실시 시간

2. 공급 중단 또는 공급 수준 감소 통보 시간

3. 고객의 의견 제출 및 불만 처리 품질은 다음 기준을 통해 평가된다.

가) 고객의 서면 의견 제출 및 불만 처리에 대한 답변의 명확성은 답변 문서가 다음 내용을 포함해야 함을 나타낸다.

- 불만이 받아들여졌는지 여부

- 불만이 받아들여진 경우 해결 방안에 대한 명확한 설명

- 불만이 받아들여지지 않은 경우, 분배 전기사업자 또는 분배 및 소매 전기사업자는 구체적인 상황에 따라 이유와 고객의 대응 방법을 명시해야 함

- 고객이 해결 방안을 평가할 수 있도록 필요한 모든 정보를 제공

나) 고객의 불만 처리 서면 답변 비율은 이 시행규칙 제17조 제2항 제c호에서 정한 기간 내에 이루어진 것으로 평가한다.

4. 고객의 전화 불만 접수 품질은 고객의 전화 접수가 이 시행규칙 제17조 제2항 제d호에서 정한 기간 내에 이루어진 비율로 평가한다.

조 17. 고객 서비스 품질 요구사항

1. 전력 분배 기관, 전력 분배 및 소매 기관은 모든 고객의 제안, 불만을 문서화하거나 전화로 접수하기 위한 정보 시스템을 조직하고 유지하며 업데이트해야 한다.

2. 고객 서비스 품질 요구사항은 다음과 같이 정해진다.

가) 연결 협약 체결에 대한 검토 및 서명 시간은 제45조 통지에서 규정된 완전하고 적법한 연결 신청서를 받은 후부터 시작한다.

나) 전력 공급 중단 또는 감소에 대한 통보 시간은 산업통상자원부가 발행한 전력 공급 중단 및 감소 조건과 절차에 따른다.

다) 고객의 제안, 불만에 대한 문서 답변 품질: 5일 이내에 법적 규정을 준수하고 명확한 답변 내용을 포함하는 문서 답변이 95% 이상 이루어져야 한다.

라) 고객의 전화로 접수된 불만 처리 품질: 고객의 전화가 30초 이내에 처리되는 비율이 80% 이상이어야 한다.

장 III

전력 분배 시스템 부하 예측

조 18. 전력 분배 시스템 부하 예측 일반 규정

1. 전력 분배 시스템 부하 예측은 분배 시스템으로부터 전력을 공급받는 모든 부하에 대한 예측이며, 자체 전력 공급원을 갖춘 부하를 제외한다. 이 예측은 분배 시스템 전력망 개발 계획, 분배 시스템 운영 계획, 국가 전력 시스템 운영 계획, 전력 시장 운영 계획을 세우는 기초가 된다.

2. 전력 분배 시스템 부하 예측은 연간, 월별, 주별 예측을 포함한다.

3. 전력 분배 시스템 부하 예측 책임

가) 전력 분배 및 소매 기관, 대형 고객은 분배 전력망을 사용하는 자신의 부하 예측 수치를 분배 전력 기관에 제공해야 하며, 이는 전체 기관의 부하 예측 수치와 각 연결 지점의 부하 예측 수치를 포함한다.

나) 도 전력 회사는 관리 구역 내 분배 전력망의 부하 예측을 수행해야 하며, 이는 전력 송전망과 연결된 각 지점의 부하 예측을 포함한다.

다) 전력 회사는 관리 구역 내 분배 전력망의 부하 예측을 수행해야 하며, 이는 전력 송전망과 연결된 모든 지점의 부하 예측을 포함하며, 도 전력 회사 소속 도시 전력 회사와 분배 전력망을 사용하는 대형 고객의 부하 예측 결과를 바탕으로 한다.

라) 전력 회사는 부하 예측을 위한 연구와 판매 전력 가격 계산을 수행해야 하며, 산업통상자원부가 발행한 전력 부하 연구 내용, 방법, 절차 및 절차를 따르어야 한다.

마) 전력 규제국은 국가 전력 시스템 부하 예측 프로세스를 작성하고 발행하는 책임이 있다.

조 19. 연간 부하 예측

1. 연간 부하 예측을 위한 정보 및 데이터는 다음과 같다.

가) 중앙 정부 직할 지방의 전력 개발 계획에 포함된 부하 예측 수치

나) 전력 가격 요인, 인구 증가 속도, 지역 경제 발전 추세, 그리고 분배 전력 기관과 관련된 기타 경제 사회 요인

다) 최근 5년 동안의 부하 예측 변화

라) 현재 존재하는 부하의 미래 전력 수요 증가 예측

마) 새로운 부하, 계획된 프로젝트, 산업 단지의 전력 수요

바) 에너지 절약 프로그램, 부하 관리, 전력 손실 감소 방안

사) 다른 분배 전력 기관과 연결 지점에서의 구매 및 판매 전력 용량 및 생산량

아) 수입 및 수출 전력 용량 및 생산량(있을 경우)

자) 사회적 요인 및 사건으로 인한 부하 예측 변화

2. 연간 부하 예측 결과

가) 첫 번째 해

- 분배 전력 기관 전체 및 전송망과 연결된 각 지점의 월별 전력 수요 및 최대 용량 예측 수치

- 분배 전력 기관 전체 및 전송망과 연결된 각 지점의 월별 표준 일일 부하 그래프

나) 다음 4년

- 분배 전력 기관 전체 및 전송망과 연결된 각 지점의 연간 전력 수요 및 최대 용량 예측 수치

- 분배 전력 기관 전체 및 전송망과 연결된 각 지점의 연간 표준 일일 부하 그래프

3. 부하 예측을 위한 정보 제공 책임

가) 월 평균 전력 소비량이 1,000,000 kWh 이상인 고객은 다음 정보를 제공해야 한다.

- 현재 상태의 표준 일일 부하 그래프

- 다음 해 월별 최대 용량 및 전력 소비량 예측, 다음 4년 연간 최대 용량 및 전력 소비량 예측

- 분배 전력망에 직접 연결되거나 영향을 미치는 설비에 대한 추가 전력망 정보, 차단기 및 보호 장치 배치도

나) 분배 전력망을 소유하고 있는 발전기를 갖춘 대형 고객은 다음 정보를 제공해야 한다.

- 다음 5년 동안 분배 전력망으로 발전 가능량 및 용량 예측

- 새로운 발전기의 기술 사양 및 다음 5년 동안의 운전 준비 상태

다) 분배 및 소매 전력 기관은 다음 정보를 제공해야 한다.

- 최근 5년 동안의 고객 수 및 전력 소비량 통계

- 다음 5년 동안의 고객 부문 전력 수요 및 용량 예측

- 다음 해 전송 지점의 월별 표준 일일 부하 그래프

- 분배 전력망에 직접 연결되거나 영향을 미치는 설비에 대한 추가 전력망 정보, 차단기 및 보호 장치 배치도

d) 전력 분배 단위가 다른 전력 분배 단위와 연결될 경우, 연결 지점에서 다음 연도 각 달에 예상되는 최대 용량 및 전송량 정보를 제공해야 하며, 그 다음 4년 동안 각 연도별 연결 지점에서 예상되는 최대 용량 및 전송량 정보를 제공해야 함.

4. 절차

a) 매년 7월 1일 이전까지, 본 조 제3항에서 규정된 대상들은 전력 분배 단위에 다음 연도와 그 이후 4년간의 전력 수요 예측을 위한 정보를 제공해야 함.

b) 매년 8월 1일 이전까지, 전력공사가 본 조 제2항에서 정한 연간 전력 수요 예측 결과를 완료하여 전력 시스템 국가 운영 단위에 제공해야 함.

제20조. 월간 전력 수요 예측

1. 월간 전력 수요 예측을 위한 정보 및 데이터 a) 연간 전력 수요 예측 결과;

b) 직전 연도 해당 달의 전력 소비 통계, 일 최고 용량 및 밤 최고 용량 데이터;

c) 기타 필요한 정보.

2. 월간 전력 수요 예측 결과

a) 전력 분배 단위 전체 및 전력 송전망과 연결된 각 연결 지점의 주간 최대 용량 및 전력 소비량;

b) 전력 분배 단위의 전력 송전망을 통해 해외와 전력 거래하는 각 거래 지점의 주간 최대 용량 및 전송량;

c) 전력 분배 단위의 분배망을 사용하는 주요 고객들의 주간 최대 용량 및 전송량;

d) 전력 분배 단위 전체의 주간 평일, 휴일, 공휴일 패턴 차트.

3. 주요 고객이 분배망을 사용하는 경우, 다음 사항이 발생할 때 주요 고객은 전력 분배 단위에 다음 달의 전력 소비 예측 및 최대 용량 정보를 제공해야 함:

a) 해당 달의 연간 전력 수요 예측보다 전력 소비 용량이 2MW 이상 차이가 날 경우;

b) 발전 단위의 발전 용량이 해당 달의 연간 전력 수요 예측보다 1MW 이상 차이가 날 경우.

4. 절차

a) 매 달 15일 이전까지, 분배망을 사용하는 주요 고객은 본 조 제3항에서 규정된 정보를 제공하여 다음 달의 전력 수요 예측을 지원해야 함.

b) 매 달 20일 이전까지, 전력공사는 다음 달의 전력 수요 예측을 완료하고 전력 시스템 국가 운영 단위에 통보해야 함.

제21조. 주간 전력 수요 예측

1. 주간 전력 수요 예측 결과는 다음과 같은 지표를 포함함:

a) 전력 분배 단위 전체 및 전력 송전망과 연결된 각 연결 지점의 일별 최대 용량 및 전력 소비량;

b) 전력 분배 단위의 전력 송전망을 통해 해외와 전력 거래하는 각 거래 지점의 일별 최대 용량 및 전송량;

c) 전력 분배 단위 전체의 주간 일별 부하 차트.

2. 매 주 화요일 오전 10시까지, 전력공사는 다음 2주간의 전력 수요 예측을 완료하여 전력 시스템 국가 운영 단위에 제공해야 함.

장 IV

분배망 확장 개발 투자 계획

조 22. 분배 전력망 투자 개발 계획에 관한 일반 규정

1. 매년, 전력공사는 관리 범위 내에서 다음 해를 위한 분배 전력망 투자 개발 계획을 작성하고 그 뒤 두 해까지 고려해야 한다.

2. 연간 분배 전력망 투자 개발 계획은 다음과 같은 기초 위에 작성된다.

가) 전력 수요 예측 결과

나) 중앙 정부 소속 지방 자치 단체의 전력 발전 계획이 승인된 후 해당 계획과 이미 체결된 연결 협정과 일치하도록 한다.

조 23. 연간 분배 전력망 투자 개발 계획에 대한 요구 사항

1. 현재 고객의 전력 수요와 예상되는 신규 고객의 수요를 충족시키는 전력을 공급하며, 분배 전력망에 새로운 전원을 연결한다.

2. 이 조례의 장 II에 규정된 분배 전력망 시스템 운영 요구 사항을 충족한다.

3. 다음 해에 투자할 필요가 있는 분배 전력망 프로젝트의 세부 목록과 진행 상황, 그리고 그 뒤 두 해까지 각 프로젝트의 총 투자 규모를 제안한다.

4. 분배 전력망 프로젝트 투자 계획의 진행 상황을 충족시키기 위해 투자할 필요가 있는 전송망 프로젝트 목록을 제안한다.

조 24. 분배 전력망 투자 개발 계획의 내용

분배 전력망 투자 개발 계획은 다음 주요 내용을 포함한다.

1. 분배 전력망 현황 평가

2. 이 조례의 조 19에 규정된 다음 해의 전력 수요 예측 및 그 뒤 네 해까지의 예측

3. 최근 연도의 분배 전력망 프로젝트 투자 계획에 승인된 프로젝트의 투자 실적 평가

4. 대형 고객과의 새로운 연결 포인트 목록 및 이미 합의된 연결 포인트 예상 목록

5. 최적의 분배 전력망 구조 선택을 위한 계산 및 분석, 다음 사항을 포함한다.

가) 분배 전력망 운영 상태 계산

나) 110kV 변전소의 중압 션선 단락 계산

다) 분배 전력망 손실 전압 계산

라) 분배 전력망 에너지 손실 계산

마) 반응력 보상 계산

나) 분배 전력망에서 반응력 보상 계획 실행

6. 다음 해에 새로 건설하거나 개량할 필요가 있는 분배 전력망 프로젝트 목록 및 그 뒤 두 해까지 각 전압 등급과 프로젝트의 총 건설 및 개량 투자 규모, 이 조례 부록 1에 따라

7. 각 전압 등급별로 분배 전력망 신규 건설 및 개량 투자 총액 합계

조 25. 분배 전력망 투자 개발 계획 승인 절차

1. 매년 9월 15일 이전, 전력공사는 이 조례 조 24에 규정된 내용을 포함한 연간 분배 전력망 투자 개발 계획을 작성하고, 베트남 전력그룹에 보고하여 승인을 받는다.

2. 매년 10월 1일 이전, 전력공사는 베트남 전력그룹의 승인을 받은 연간 분배 전력망 투자 개발 계획을 전력 규제국에 제출한다.

3. 매년 10월 15일 이전, 전력 규제국은 안전한 전력 분배 시스템 운영, 경제 사회 발전을 위한 전력 공급, 그리고 전력 판매 가격 설정을 보장하기 위해 전력공사의 분배 전력망 투자 개발 계획을 검토하고 승인한다.

장 V

분배 전력망에 연결

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

기본 원칙

조 26. 연결점

1. 분배 전력 시스템의 연결점은 다음과 같이 구성됩니다:

가) 고객이 분배 전력망에 연결하기 위한 설비, 전력망 및 발전소 장치의 연결점;

나) 두 분배 전력 기관 간의 설비, 전력망 연결점;

다) 고객이 전력을 사용하기 위해 분배 전력망과 소매 전력망에 연결하는 설비, 전력망의 연결점.

2. 연결점은 연결 협정 또는 전력 구매 판매 계약에 포함된 도면, 개요, 설명을 통해 상세하게 묘사되어야 합니다.

조 27. 재산 경계 및 관리 운영

1. 분배 전력 기관 또는 분배 및 소매 전력 기관과 분배 전력망을 사용하는 고객 사이의 재산 경계는 연결점입니다.

2. 각 당사자의 재산은 관련 도면, 개요와 함께 연결 협정 또는 전력 구매 판매 계약에 상세히 나열되어야 합니다.

3. 재산은 소유권에 따라 해당 당사자가 법령에서 정한 기준과 규정에 따라 투자, 건설, 관리, 운영할 책임이 있으며, 다른 합의가 없는 한 예외는 없습니다.

조 28. 전력 발전 계획 준수

1. 새로운 변전소, 전력망 및 발전소를 분배 전력망에 연결하는 계획은 국가 기관이 승인한 전력 발전 계획과 일치해야 합니다.

2. 고객이 제안한 연결 계획이 승인된 전력 발전 계획과 일치하지 않는 경우, 분배 전력 기관 또는 분배 및 소매 전력 기관은 분배 전력망을 사용하는 고객에게 이를 통보하고, 전력 산업부가 발행한 전력 발전 계획의 내용, 절차, 절차, 승인 및 수정에 대한 규정에 따라 계획을 수정하도록 해야 합니다.

조 29. 연결 요구 사항 준수 및 연결 수행 협력 책임

1. 분배 전력 기관과 분배 전력망을 사용하는 고객은 이 통지에서 정한 전기 장치 연결 요구 사항을 준수해야 합니다.

2. 분배 전력 기관은 고객이 유효한 연결 신청서를 제출한 경우 연결 계획을 수행하는 데 협력해야 합니다. 연결 및 연결 수정은 이 장의 목 2에서 정한 연결 장치에 대한 기술 요구 사항을 충족해야 합니다.

3. 분배 전력망을 사용하는 고객의 연결점 장치가 전력망 운영 요구 사항과 기술 요구 사항을 충족하지 못하는 경우, 분배 전력 기관은 고객과 협력하여 해결 방법을 제시해야 하며, 분배 전력망을 사용하는 고객은 모든 해결 비용을 부담해야 합니다.

4. 분배 전력 기관은 단위 작업의 내용을 수행하는 내부 절차를 발행하고 고객과 협력하여 연결 협정의 수행 시간을 단축하고 고객에게 연결을 제공해야 합니다.

절 2

연결 장치에 대한 기술 요구 사항

조 30. 연결 전기 장치 요구 사항

1. 주 전기 연결 도면은 연결 위치의 중압 및 고압 전기 장치를 모두 포함해야 하며, 분배 전력망을 사용하는 고객의 전력망과 분배 전력망 간의 연결을 나타내어야 합니다. 전기 장치는 전력 시스템 국가 작동 절차에 따라 표준 기호와 함께 설명되고 이름 및 번호가 지정되어야 합니다.

2. 연결점과 연결점에 직접 연결된 보호 시스템, 제어, 측정 장치는 다음 10년 동안의 전력망 개발 도면을 충족하도록 연결점에서 최대 단락 전류를 차단할 수 있는 능력이 있어야 합니다.

3. 분배 전력망과 발전소 간의 연결점에서 작업을 수행하는 차단기는 동기 검사 시스템을 장착해야 합니다.

조 31. 위상 균형 요구사항

정상적인 작업 조건에서, 고객은 분배 전력망에 연결된 설비를 사용할 때 해당 설비가 위상 전압의 역위상 성분을 연결점에서 명시된 전압의 110kV 이상인 경우 3% 이하, 110kV 미만인 경우 5% 이하로 유지하도록 해야 한다.

조 32. 조화파 전류 요구사항

1. 부하가 생성하는 조화파 전류 총 변형률 허용 최대값은 다음과 같이 규정된다:

가) 중압 및 저압 전압 등급에 연결되며 50kW 미만의 용량을 갖는 경우: 고조파 전류 값이 부하 전류의 20%를 초과하지 않아야 한다.

나) 고압 전압 등급에 연결되거나 50kW 이상의 용량을 갖는 경우: 고조파 전류 값이 부하 전류의 12%를 초과하지 않아야 한다.

2. 분배 전력망에 연결된 고객의 연결점에서 분배 전력망 관리 기관이 측정한 조화파 전류 총 변형률은 IEC1000-4-7 표준에 따라 최소 24시간 동안 10분 간격으로 측정된다. 고객의 설비가 본 조항 제1항에서 정한 값에 미달하는 것을 발견한 날로부터 6개월 이내에 고객은 허용 범위 내의 조화파 전류 총 변형률 값을 얻기 위해 필요한 조치를 취해야 한다.

조 33. 전압 깜빡임 요구사항

분배 전력망에 연결되는 연결점에서 허용되는 최대 전압 깜빡임 수준은 본 통지 조항 제8조에 따른다.

조 34. 접지 제도 요구사항

1. 분배 전력망을 사용하는 고객은 본 통지 조항 제10조에 따라 자신의 전력망에서 중성 접지 제도를 적용해야 하며, 이에 대한 협의가 이루어지고 권한 있는 시스템 운영자가 동의한 경우를 제외한다.

2. 고객이 여러 방향에서 전력을 공급받는 경우, 고객은 중성점에서 지상으로 흐르는 전류를 차단하고 제한하기 위한 적절한 보호 장치를 설치할 책임이 있다.

조 35. 전력 인수율 요구사항

생산, 경영, 서비스를 목적으로 전기를 사용하며 독립 변전소를 가지고 있거나 40kW 이상의 최대 사용 용량을 가지면서 독립 변전소를 가지고 있지 않은 고객은 전력 계약에 따른 전력 측정 장치 설치 위치에서 전력 인수율(cosj)을 0.9 이상으로 유지해야 한다.

조 36. 보호 시스템 요구사항

1. 110kV 전압 등급의 전력 변전소, 전력 배선, 발전소의 발전기와 국가 전력망에 연결된 110kV 전압 등급의 전력 배선은 전력 규제청이 제정한 발전소 및 변전소 보호 릴레이 시스템에 대한 기술 요구사항을 준수해야 한다.

2. 분배 전력망 관리 기관과 독립 변전소를 가진 분배 전력망 사용 고객은 관리 구역 내 전력망에서 보호 시스템을 설계, 설치, 조정, 테스트, 운전하여 작동 시간, 민감도, 선택성을 만족시키고 안전하고 신뢰할 수 있는 분배 전력망 운영을 보장해야 한다.

3. 분배 전력망 관리 기관과 독립 변전소를 가진 분배 전력망 사용 고객은 보호 시스템 요구사항을 연결 협정에 포함해야 한다. 분배 전력망 관리 기관, 분배 전력망 사용 고객, 그리고 권한 있는 시스템 운영자는 연결 협정 과정에서 보호 릴레이 장치의 설치에 대한 조정을 협의해야 한다.

4. 분배 전력망 관리 기관은 독립 변전소를 가진 분배 전력망 사용 고객에게 연결 협정 과정에서 분배 전력망 내 고객의 보호 시스템과 직접 관련된 보호 릴레이 시스템의 매개변수를 제공해야 한다. 권한 있는 시스템 운영자는 전력 규제청이 제정한 국가 전력 시스템 운영 절차에 따라 보호 릴레이 조정 값 또는 조정 값 통과를 계산, 검토, 승인해야 한다.

5. 독립 변전소를 가진 분배 전력망 사용 고객은 분배 전력망에 단락 전류 제한 장치를 설치하지 못하며, 분배 전력망 관리 기관과 권한 있는 시스템 운영자와 협의한 경우를 제외한다.

6. 본 조항 제1항부터 제5항까지의 요구사항 외에도, 110kV 전압 등급에 연결된 발전소와 독립 변전소를 가진 분배 전력망 사용 고객의 보호 시스템은 다음 요구사항을 충족해야 한다:

가) 국가 전력망에 연결된 발전소의 110kV 전압 등급 전력 배선은 두 개의 통신 채널을 갖추어야 하며, 두 배선 끝 사이에서 보호 릴레이 신호를 전송하는데 20ms 이내의 시간이 걸리도록 해야 한다.

나) 110kV 전압 등급에 연결된 독립 변전소를 가진 분배 전력망 사용 고객은 권한 있는 시스템 운영자의 계산에 따라 자동 부하 제거를 위한 저주파 릴레이를 설치하고 투자해야 한다.

조 37. 정보 시스템에 대한 요구사항

1. 분배 전력망에 연결되며 10MW 이상의 발전소 또는 110kV 변전소는 정보 시스템을 장비하고 이를 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 정보 시스템과 통신 및 데이터 전송을 위한 정보 교환을 위해 호환되도록 연결해야 한다. 제어 작업을 위한 최소한의 통신 수단은 직통선, 전화, 팩스가 정상적으로 작동해야 한다.

2. 제1항에 규정된 경우를 제외한 정보 시스템에 대한 요구사항은 각 단위가 합의하여 명확히 기록된 연결 협정에 포함되어야 한다.

3. 분배 전력망 관리 주체와 분배 전력망을 사용하는 고객은 자신들의 관리 범위 내에서 정보 시스템을 투자, 관리, 운영하여 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터에 대한 지속적이고 신뢰할 수 있는 정보 제공을 보장해야 한다.

4. 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터와 분배 전력망 관리 주체는 분배 전력망을 사용하는 고객에게 필요한 정보 데이터, 정보 인터페이스 요구사항을 제공하고 고객과 함께 정보 시스템, 데이터 시스템의 시험, 검사, 연결을 수행하여 분배 전력망 운영을 지원해야 한다.

조 38. SCADA 시스템 연결에 대한 요구사항

1. 분배 전력망에 연결되며 10MW 이상의 발전소(연결 전압 등급에 상관없이)와 110kV 변전소는 아직 중앙 제어 센터에 연결되지 않은 경우, 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 직접적으로, 동시에, 물리적으로 독립적으로 연결되는 게이트웨이 또는 RTU를 장비해야 한다. 여러 개의 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터가 있는 발전소나 변전소는 각 중앙 제어 센터가 정보를 공유하여 시스템 운영을 지원해야 한다.

2. 분배 전력망에 연결되며 10MW 이상의 발전소가 이미 중앙 제어 센터에 연결된 경우, 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 직접적으로 연결된 게이트웨이 또는 RTU를 장비해야 하며, 중앙 제어 센터의 제어 시스템에는 두 개의 직접적인 연결이 있어야 한다. 원격으로 제어되는 110kV 변전소는 중앙 제어 센터의 제어 시스템과 두 개의 직접적인 연결을 갖춘 게이트웨이 또는 RTU를 장비해야 한다. 이러한 발전소와 변전소의 SCADA 연결 정보는 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템에 실시간으로 연결되고 공유되어야 한다.

3. 제1항과 제2항에 규정되지 않은 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템 연결에 대한 요구사항은 각 단위가 합의하여 명확히 기록된 연결 협정에 포함되어야 한다. 이 경우, 분배 전력망 관리 주체는 중앙 제어 센터와 협력하여 연결 협정에 SCADA 시스템 연결 요구사항을 통일해야 한다.

4. 분배 전력망 관리 주체와 분배 전력망을 사용하는 고객의 RTU/게이트웨이 단말기는 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 호환되도록 설계되어야 한다.

5. 발전소, 전기소 소유자는 자신의 관리 범위 내 또는 데이터 전송 서비스 제공업체로부터 임대한 데이터 전송 경로를 통해 RTU/게이트웨이 단말기를 설치, 관리, 운영하여 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 지속적이고 신뢰할 수 있는 연결을 유지해야 한다.

6. 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터는 분배 전력망 관리 주체와 분배 전력망을 사용하는 고객과 사전 합의된 데이터 목록을 자신의 SCADA 시스템에 통합해야 한다. 분배 전력망 관리 주체와 분배 전력망을 사용하는 고객은 자신의 시스템에서 데이터베이스를 구성하고 설정하여 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 호환되도록 하고, 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터와 협력하여 시스템 구현 과정을 지원해야 한다.

7. 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템이 기술 변경을 거쳐 관련 기관의 승인을 받았으며, 이로 인해 분배 전력망 관리 주체와 분배 전력망을 사용하는 고객의 RTU/게이트웨이 단말기, 제어 시스템이 변경 또는 업그레이드 되어야 하는 경우, 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터, 분배 전력망 관리 주체, 분배 전력망을 사용하는 고객은 고객의 장비와 분배 전력망 관리 주체의 장비가 SCADA 시스템의 변경사항과 호환되도록 필요한 조정을 수행해야 한다. 분배 전력망 관리 주체와 분배 전력망을 사용하는 고객은 제어 시스템, RTU/게이트웨이 단말기를 투자하고 업그레이드하여 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 호환되도록 해야 한다.

8. RTU/게이트웨이 단말기의 데이터 목록 요구사항, 기술 요구사항은 전력 규제청이 발행한 SCADA 시스템 기술 요구사항 및 운용 관리 규정에서 구체적으로 규정된다.

9. 전력 규제청은 SCADA 시스템 기술 요구사항 및 운용 관리 규정을 작성하고 발행하는 책임이 있다.

조 39. 수력발전소 및 화력발전소의 발전기 요구사항

1. 설치 총 용량이 30MW를 초과하는 발전소의 발전기 요구사항은 분배 전력망에 연결되는 기술 요구 사항을 따라야 하며, 이는 공업부가 제정한 전송 시스템 규정에 명시되어 있다.

2. 수력발전소와 화력발전소(생물질 발전소, 생물가스 발전소 및 고형 폐기물 발전소 포함)의 발전기 요구사항은 설치 총 용량이 30MW 이하인 경우 다음과 같다.

a) 주파수 범위 49Hz에서 51Hz 사이에서 정격 유공출력을 지속적으로 발전할 수 있어야 한다. 주파수 범위 47.5Hz에서 49Hz 사이에서는 시스템 주파수 감소 요구치에 따른 출력 감소치가 허용되며, 이는 발전기의 유공출력과 주파수 간의 특성선에 따라 결정된다. 각 주파수 범위에 따른 발전 유지 시간은 표 5에 명시된 바와 같이 다음과 같다.

표 5. 시스템 주파수 범위별 발전 유지 최소 시간

b) 분배 전력망에 연결된 발전기는 정격 출력에 대한 무공출력을 0.9(무공출력 모드)에서 0.95(유공출력 모드)까지 지속적으로 발전하고 수용할 수 있으며, 이는 이 통지의 조 5에 명시된 전압 허용 범위 내에서 전압 차이를 유지해야 한다.

c) 분배 전력망에 연결된 발전기는 이 통지의 조 6에 명시된 전력망의 비대칭 전압 손실을 견딜 수 있으며, 단상 단락 및 단상 접지 단락 보호 장치와 연계된 예비 보호 장치를 통해 비정상 주파수 성분 전류를 견딜 수 있어야 한다.

d) 자동 재접속 장치가 설치된 연결점에서 발전소의 보호 릴레이 시스템은 분배 전력망의 자동 재접속 장치와 조화를 이루어야 하며, 분배 전력망의 스위치 또는 재접속 장치가 처음으로 열릴 때 즉시 발전기를 분배 전력망에서 분리하고, 분배 전력망이 완전히 복구될 때까지 발전기를 분리 상태로 유지하도록 설계되어야 한다.

đ) 110kV 이상 분배 전력망에 연결된 설치 총 용량이 30MW 이하인 발전소는 정속기의 정적 특성치가 03%에서 05% 사이이고 정속기의 사망 구간이 ±0.05Hz 범위 내에서 작동할 수 있는 정속기를 갖추어야 한다.

조 40. 분배 전력망에 중압 이상으로 연결된 풍력발전소 및 태양광발전소의 요구사항

1. 풍력발전소 및 태양광발전소는 주파수 범위 49Hz에서 51Hz 사이에서 다음 모드로 유공출력을 발전할 수 있어야 한다.

a) 자유 발전 모드: 원래 에너지 소스(바람 또는 태양)의 변화에 따라 가능한 최대 유공출력을 발전한다.

b) 유공출력 제어 모드:

풍력발전소 및 태양광발전소는 원래 에너지 소스의 변화에 따라 30초 이내에 정밀도 ±01% 정격 출력 범위 내에서 유공출력을 제어할 수 있어야 한다. 구체적으로 다음과 같다.

- 원래 에너지 소스의 변화가 예측값보다 크거나 같을 때 정확한 발전 명령을 따르고,

- 원래 에너지 소스의 변화가 예측값보다 작을 때 가능한 최대 유공출력을 발전한다.

2. 분배 전력망에 연결된 모든 시점에서 풍력발전소 및 태양광발전소는 표 5 조 39 항 2 점 a에 명시된 주파수 운전 범위에 따른 최소 발전 유지 시간 동안 지속적으로 발전할 수 있어야 한다.

3. 시스템 주파수가 51Hz를 초과할 때 풍력발전소 및 태양광발전소는 정격 출력의 01% 이상의 속도로 유공출력을 줄여야 한다. 유공출력 감소량은 다음과 같은 공식에 따라 결정된다.

여기서:

a) ΔP: 유공출력 감소량(MW);

b) P_{산업지역, 도시와의 거리}: 유공출력 감소 전의 정격 출력(MW);

c) f_{예비 장교 확인카드 발급}: 유공출력 감소 전의 시스템 주파수(Hz).

4. 분배 전력망에 연결된 풍력발전소 및 태양광발전소는 무공출력 및 전압을 다음과 같이 제어할 수 있어야 한다.

a) 발전소가 정격 유공출력의 20% 이상을 발전하고 정상 운전 범위 내의 전압을 가질 때, 무공출력을 정격 출력에 대한 0.95(무공출력 모드)에서 0.95(유공출력 모드)까지 지속적으로 제어할 수 있어야 한다.

b) 발전소가 정격 출력의 20% 미만을 발전할 때, 발전소는 발전기의 특성에 따라 무공출력을 감소하거나 제거할 수 있다.

c) 연결점의 전압이 정격 전압의 ±10% 범위 내에 있을 때, 발전소는 작업 범위 내에서 연결점의 전압을 ±0.5% 정격 전압(설정 전압 대비) 이내로 제어할 수 있어야 하며, 이는 2분 이내에 완료되어야 한다.

d) 연결점의 전압이 정격 전압의 ±10% 범위를 벗어날 때, 발전소는 무공출력을 최소 2배의 연결점 전압 변화율에 따라 발전하거나 수용할 수 있어야 한다.

5. 분배 전력망에 연결된 모든 시점에서 풍력발전소 및 태양광발전소는 연결점의 전압 범위에 따른 최소 발전 유지 시간 동안 지속적으로 발전할 수 있어야 한다.

a) 전압이 0,3 평단 이하(pu는 실제 전압 값과 정격 전압 값의 비율을 나타내는 상대 단위 시스템)인 경우 최소 유지 시간은 0,15초이다.

b) 전압이 0,3 pu 이상 0,9 pu 미만인 경우 최소 유지 시간은 다음 공식에 따라 계산된다:

여기서:

미터파 레이다_{= 4 x U - 0.6} = 4 x U - 0,6

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

- U (pu): 연결점에서 측정된 실제 전압 값(pu 단위).

c) 전압이 0,9 pu 이상 1,1 pu 미만인 경우 풍력 발전소와 태양광 발전소는 지속적으로 발전 운전을 유지해야 한다.

d) 전압이 1,1 pu 이상 1,15 pu 미만인 경우 풍력 발전소와 태양광 발전소는 03초 동안 발전 운전을 유지해야 한다.

đ) 전압이 1,15 pu 이상 1,2 pu 미만인 경우 풍력 발전소와 태양광 발전소는 0,5초 동안 발전 운전을 유지해야 한다.

6. 풍력 발전소와 태양광 발전소는 연결점에서 위상 전압의 역순 성분이 정격 전압의 01%를 초과하지 않도록 해야 하며, 풍력 발전소와 태양광 발전소는 110kV급 전압에서는 연결점에서 위상 전압의 역순 성분을 정격 전압의 03%까지 견딜 수 있어야 하고, 110kV 미만의 전압에서는 정격 전압의 05%까지 견딜 수 있어야 한다.

7. 풍력 발전소와 태양광 발전소가 연결점에서 발생시키는 조화 왜곡 총량은 03%를 초과해서는 안 된다.

8. 풍력 발전소와 태양광 발전소가 연결점에서 발생시키는 전압 플래시량은 본 통고 제8조에서 정한 값보다 초과해서는 안 된다.

제41조. 분배 전력망 저압에 연결되는 태양광 시스템에 대한 요구사항

태양광 시스템은 다음 요구 사항을 충족할 때 저압 분배 전력망에 연결될 수 있다:

1. 연결 용량

a) 변압기 저압 측에 연결되는 태양광 시스템의 설치 용량 합계는 해당 변압기의 설치 용량의 30%를 초과해서는 안 된다;

b) 03kVA 이하의 용량을 가진 태양광 시스템은 단상 또는 삼상 저압 분배 전력망에 연결될 수 있다;

c) 03kVA 이상 100kVA 이하(연결되는 변압기 저압 측의 설치 용량의 30%를 초과하지 않는 범위 내에서)의 용량을 가진 태양광 시스템은 삼상 저압 분배 전력망에 연결될 수 있다.

2. 태양광 시스템은 주파수 범위 49Hz부터 51Hz 사이에서 지속적으로 발전 운전을 유지할 수 있어야 한다. 시스템 주파수가 49Hz부터 51Hz 범위를 벗어나면 태양광 시스템은 최소 0,2초 동안 발전 운전을 유지할 수 있어야 한다.

3. 태양광 시스템은 연결점에서 전압이 정격 전압의 85%부터 110% 사이일 때 지속적으로 발전 운전을 유지할 수 있어야 한다. 연결점에서 전압이 정격 전압의 85%부터 110% 범위를 벗어나면 태양광 시스템은 최소 02초 동안 발전 운전을 유지할 수 있어야 한다.

4. 태양광 시스템은 분배 전력망에 일방향 전류의 침입을 초과하여 정격 전류의 0,5%를 초과하지 않아야 한다.

5. 태양광 시스템은 시스템의 고장 제거 및 안전한 운전을 보장하는 보호 장치를 갖추어야 한다. 10kVA 이상의 용량을 가진 태양광 시스템의 경우, 연결을 원하는 고객은 분배 전력망 사업자와 보호 시스템 요구 사항을 협의해야 한다.

6. 저압 분배 전력망에 연결되는 태양광 시스템은 본 통고 제5조, 제6조, 제7조, 제8조 및 제10조에서 규정된 전압, 위상 균형, 조화 왜곡, 플래시량 및 접지 방식에 관한 규정을 준수해야 한다.

조 42. 제어 센터의 기술 요구사항

1. 일반 기술 요구사항

a) 제어 센터에 설치된 감시 시스템, 제어 시스템 및 원격 통신 시스템은 해당 제어 센터가 수행하는 발전소와 변전소의 안전하고 신뢰성 있는 운영을 보장하기 위한 장비를 갖추어야 함.

b) 제어 센터의 감시 시스템과 제어 시스템은 발전소와 변전소의 데이터 전송을 안정적이고 신뢰할 수 있으며 지속적으로 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템으로 연결되도록 하는 기술적 특성을 가져야 함.

c) 제어 센터는 국가 전력망에서 전원 공급이 중단되는 경우 정상적인 운영을 보장하기 위해 예비 전원을 갖추어야 함.

2. 제어 센터의 연결 요구사항

a) 정보 시스템 연결 요구사항

- 중앙 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 정보 시스템과 독립적인 두 개의 데이터 전송 경로가 있어야 하며, 여러 중앙 제어 권한을 가진 경우 각 중앙 제어 센터는 정보 공유 방법을 통일해야 함.

- 발전소와 변전소의 원격 제어 및 정보 시스템과 독립적인 두 개의 데이터 전송 경로가 있어야 함.

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

b) SCADA 시스템 연결 요구사항

- 중앙 제어 권한을 가진 중앙 제어 센터의 SCADA 시스템과 물리적으로 독립적인 두 개의 직접 연결 포트가 있어야 하며, 여러 중앙 제어 권한을 가진 경우 각 중앙 제어 센터는 정보를 공유해야 함.

- RTU/게이트웨이 단말기, 발전소와 변전소의 제어 시스템, 중앙 제어 센터가 원격으로 제어하는 차단 장치와 연결되는 두 개의 연결 포트가 있어야 함.

c) 제어 센터는 발전소와 변전소의 보안 카메라 시스템과 연결된 모니터링 화면을 갖추어야 함.

3. 중앙 제어 센터가 원격으로 제어하는 발전소와 변전소는 안정적이고 신뢰할 수 있으며 지속적으로 중앙 제어 센터와 데이터를 전송하고 연결하도록 설계된 감시 시스템, 제어 시스템, 카메라 및 원격 통신 시스템을 갖추어야 함. 이는 본 조항 항 1 및 항 2의 요구사항을 충족해야 함.

목 3

연결 협상 절차 및 절차

조 43. 연결 요청 문서

1. 저압 3상 전력망에 연결하는 경우, 새로운 연결 또는 현재 연결 변경이 필요한 경우, 분배 전력망을 사용하는 고객은 해당 통신사에 본 통지규칙 부록 2A에 따른 문서를 제출해야 함.

2. 중간 전압 및 110kV 전압 등급에서 연결하는 경우, 새로운 연결 또는 현재 연결 변경이 필요한 경우, 분배 전력망을 사용하는 고객은 해당 통신사에 다음 문서를 제출해야 함:

a) 본 통지규칙 부록 2B, 2C, 2D에 따른 연결 신청 정보는 연결 요구 사항에 따라 제공되어야 함.

b) 연결점 이후의 주요 전기 장비 원리 도면.

c) 연결 또는 현재 연결 변경을 위한 계획된 장비 또는 변경 사항, 프로젝트 완료 예정 시간, 새로운 연결 또는 현재 연결 변경의 기술 데이터.

조 44. 연결 계약 절차 중압 및 110kV 공급

1. 연결 신청서를 접수한 후, 분배 전기 기관은 해당 서류의 완전성과 적법성을 문서로 검토하고 통보할 책임이 있다.

2. 완전하고 적법한 연결 신청서를 받은 후, 분배 전기 기관은 다음 작업을 수행해야 한다.

가) 연결점에서 예상되는 전기 장비에 대한 요구 사항을 검토한다.

나) 고객이 요청하는 연결 장비, 전력망, 발전소가 분배 전력망에 연결될 때의 영향을 평가한다. 이는 현재의 전선과 변전소의 부하 용량, 단락 전류, 연결 후 분배 전력망의 전력 품질, 보호 시스템의 조화 등을 포함한다.

다) 연결에 따른 전력 시스템의 영향에 대해 제어 권한을 가진 지휘 단위의 의견을 청취하며, 연결 시스템 정보와 SCADA 시스템과의 연결 요구사항, 보호 릴레이, 자동화 요구사항 등 연결점 장비와 관련된 기술 요구사항도 청취한다.

라) 연결점 전력망을 분배 전력망에 연결하기 위한 기술적 사양을 포함한 연결점 도면을 작성하고 이를 공식적으로 사용할 연결 계약 도면으로 협의한다.

마) 본 통지에 따라 부록 3에 명시된 내용을 바탕으로 연결 계약 초안을 작성하고 고객에게 송부한다.

3. 연결을 요청하는 고객은 분배 전기 기관이 연결 계획을 검토하고 협의하는데 필요한 정보를 제공하고, 분배 전기 기관과 연결 계약을 체결해야 한다.

4. 연결 계약은 5부로 작성되며 각 당사자는 2부씩 보유하고 제어 권한을 가진 지휘 단위에 1부를 송부한다.

5. 연결 계획에 합의하지 못한 경우, 분배 전기 기관은 고객에게 문서로 통보하고 전력 규제국에 합의되지 않은 이유를 보고해야 한다.

조 45. 연결 계약 검토 및 체결 기간

1. 분배 전력망에 110kV 연결을 요청하는 고객과 중압망에 연결을 요청하는 발전기 소유 고객에 대한 연결 계약 검토 및 체결 기간은 표 6과 같이 정해진다.

표 6. 연결 계약 검토 및 체결 기간

2. 중압망에 전력 변환소를 연결하는 전기 사용자에 대해서는, 고객으로부터 완전하고 적법한 서류를 받은 날로부터 4일 이내에 분배 전기 기관 또는 분배 및 판매 전기 기관은 해당 전기 사용자의 연결을 요청하는 전력 변환소를 중압망에 연결하기 위한 연결 계약을 검토하고 협의하며 체결해야 한다.

절 4

분배 전력망을 사용하는

고객에 대한 연결

조 46. 접속점에서 설비 접근권

1. 전력분배업체는 접속점에서 건설, 설치, 교체, 해체, 점검, 시험, 유지보수 및 운영 과정에서 고객이 관리하는 설비에 접근할 수 있는 권리를 가진다.

2. 분배망을 사용하는 고객은 접속점에서 건설, 설치, 교체, 해체, 점검, 시험, 유지보수 및 운영 과정에서 전력분배업체가 관리하는 설비에 접근할 수 있는 권리를 가진다.

3. 전력분배업체와 분배망을 사용하는 고객은 본 조 제1항과 제2항에서 정한 권리의 행사에 필요한 조건을 제공해야 한다.

조 47. 분배망에 접속하는 110kV급 고객 및 중압에 발전기 접속하는 고객에게 접속점 투입 전 검사 조건 문서 제공

1. 접속 예정일 이전에 접속을 요청하는 고객은 전력분배업체와 조정권한을 가진 조정기관에 각각 1부의 검사용 문서를 제공해야 하며, 이 문서에는 고객이 요청한 접속 설비의 기술 자료(고객 확인서 포함)와 법적 문서 사본(인증된 것만)이 포함되어야 한다. 이 문서는 다음과 같이 구성되어야 한다.

a) 전력분배망에 접속되는 발전소, 송전선, 변전소 설비의 부분 및 전체 검수 보고서로, 해당 설비가 TCVN 또는 베트남에서 인정받은 국제 표준을 준수하고 있으며, 본 장의 목 2에 명시된 접속 설비 기술 요구사항을 충족하였음을 증명해야 한다.

b) 설계 기술 문서로, 원래 설계와 수정된 설계 문서를 포함하며, 다음 내용을 포함해야 한다.

- 일반 설명, 전기 설비 배치도;

- 주 전기 연결도, 일차 전기 연결도;

- 원리 도면, 보호 및 제어 시스템 설계 도면으로, 차단기, 변류기, 변압기, 방전기, 분리 스위치, 차단기 동작 논리 회로 등이 명확하게 표시되어야 한다;

- 기타 관련 도면 (있을 경우).

c) 설비 기술 사양 및 운전 관리 문서로, 다음 내용을 포함해야 한다.

- 설치 설비의 기술 사양, 접속 송전선의 기술 사양 포함;

- 발전기의 자기장 시스템 및 속도 제어 시스템 기술 문서;

- 보호 및 자동화 릴의 설정 지침, 릴 전용 소프트웨어 및 설정 값, 고객측 릴 보호 릴의 설정 값;

- 제조사의 설비 운전 지침 및 기타 관련 기술 문서;

d) 시운전, 투입, 운전 계획.

2. 특별히 합의하지 않는 한, 접속을 요청하는 고객은 본 조 제1항에서 정한 문서를 다음 기간 내에 완전히 제공해야 한다.

a) 발전소를 처음 시운전하는 날로부터 최소 2개월 전까지;

b) 송전선과 변전소를 처음 시운전하는 날로부터 최소 1개월 전까지 (전체 검수 보고서 제외).

3. 발전기 투입 문서의 경우 접수 후 최대 20일 이내, 송전선 및 변전소 투입 문서의 경우 접수 후 최대 15일 이내에 전력분배업체와 조정권한을 가진 조정기관은 접속을 요청하는 고객에게 다음 문서를 제공해야 한다.

a) 설비 번호 도면;

b) 고객측 릴 보호 릴의 설정 요구사항, 조정권한을 가진 조정기관이 발행하거나 승인한 고객측 릴 보호 릴 조정표 및 관련 설정 값;

c) 설비 시험 및 조정 요구사항;

d) 조정 명령 수신 방법 요구사항;

đ) 조정 통신 시스템 구축 요구사항;

e) SCADA 시스템 데이터 수집 및 전송 요구사항 (있을 경우);

g) 자동 조정 방법 (있을 경우);

h) 투입 예상 방법;

i) 국가 전력 시스템, 분배 전력 시스템 운영 및 조정 관련 프로세스 목록;

k) 관련 직원 명단 및 고객측 운전원 명단, 연락처 번호 및 팩스 번호 포함;

4. 접속 예정일로부터 최소 10일 전까지 접속을 요청하는 고객은 전력분배업체와 조정권한을 가진 조정기관에 다음 내용을 제공해야 한다.

a) 발전소의 시운전 일정 (발전소에 대한 것) 및 전기 설비 투입 및 운전 일정;

b) 각 당사자의 관리 및 운전 책임에 대한 합의;

c) 접속 설비 안전 운전에 관한 내부 규정;

d) 고객측 운전원 명단으로, 이름, 전문직 직책, 책임사항, 연락처 번호 및 팩스 번호 포함.

조 48. 점착점 접속 전기 검사 조건 문서 제공에 관한 고객 사용자

1. 점착점 접속 예정일 이전에 접속을 요청하는 고객은 분배 전력 기관에 접속 전기 검사 조건 확인을 위한 1부의 문서를 제공해야 하며, 이 문서는 고객이 요청한 접속 설계 도면 및 법적 문서 사본(공증된 것)을 포함한다. 이 문서에는 다음 내용이 포함되어야 한다:

a) 원래 설계 도면에 대한 승인 및 수정된 설계 도면(있을 경우)을 포함하여 일반 설명, 주요 전기 연결도, 전기 장비 배치도, 보호 및 제어 시스템 원리도, 관련 도면 및 주요 전기 장비의 기술 사양;

b) 제조사가 제공한 장비 운영 및 관리 지침;

c) 분배 전력망에 접속되는 전선과 변압기의 부분 및 전체 검수 보고서는 국내 표준(TCVN) 또는 국제 표준(베트남에서 인정받은 것)을 준수하고, 이 장에서 제2절에 명시된 접속 장비의 기술 요구사항을 충족해야 함;

d) 시운전 및 운영 예정 일정;

2. 문서를 모두 수령한 후, 분배 전력 기관은 접속을 요청하는 고객에게 다음 문서를 제공해야 한다:

a) 설비 번호 도면;

b) 고객측 릴 보호 릴의 설정 요구사항, 조정권한을 가진 조정기관이 발행하거나 승인한 고객측 릴 보호 릴 조정표 및 관련 설정 값;

c) 설비 시험 및 조정 요구사항;

d) 조정 명령 수신 방법 요구사항;

đ) 조정 통신 시스템 구축 요구사항;

e) SCADA 시스템 데이터 수집 및 전송 요구사항 (있을 경우);

g) 자동 조정 방법 (있을 경우);

h) 투입 예상 방법;

i) 국가 전력 시스템, 분배 전력 시스템 운영 및 조정 관련 프로세스 목록;

k) 관련 직원 및 운영 인력 목록, 연락처 번호 및 팩스 번호;

3. 점착점 접속 예정일 및 시운전 이전에 접속을 요청하는 고객은 분배 전력 기관에 다음 내용을 제공해야 한다:

a) 전기 장비 시운전 및 운영 일정;

b) 각 당사자의 관리 및 운전 책임에 대한 합의;

c) 접속 설비 안전 운전에 관한 내부 규정;

d) 고객의 운영 인력 목록(성명, 전문 직위, 책임, 연락처 번호 및 팩스 번호 포함);

조 49. 점착점 접속 조건 검사

1. 접속을 요청하는 고객은 분배 전력 기관과 실제 점착점 접속 검사를 실시할 날짜를 협의해야 한다.

2. 분배 전력 기관이 점착점 또는 고객의 점착점 관련 장비가 접속 조건을 충족하지 못한다고 통보한 경우, 접속을 요청하는 고객은 요구 사항에 따라 장비를 수정하거나 교체하고 다시 분배 전력 기관과 검사 일정을 협의해야 한다.

3. 분배 전력 기관은 점착점 접속 조건 검사를 주도하고, 통제 권한을 가진 운영 단위와 고객 사이의 절차를 조정해야 한다.

4. 분배 전력 기관 및 통제 권한을 가진 운영 단위(있을 경우)는 접속을 요청하는 고객과 점착점 접속 조건 검사 보고서에 서명해야 한다.

조 50. 점착점 접속

1. 점착점 접속 조건 검사 보고서가 작성된 후, 접속을 요청하는 고객은 분배 전력 기관 및 통제 권한을 가진 운영 단위에 점착점 접속 등록 문서를 제출해야 하며, 다음 문서를 첨부해야 한다:

a) 법률 및 기술 조건을 충족한 공사 증빙 문서:

- 접속 범위 내의 장비는 운용 요구사항 및 접속 지점 요구사항을 충족하도록 테스트 및 검사되었음;

- 측정 시스템은 완료되었으며, 전력량 계측기의 수신 및 발송 지표가 설정됨;

- 전력 구매 계약이 체결됨(있을 경우);

- 건설 법률 규정에 따른 공사 검수 문서;

b) 운영 및 통제 조건을 충족한 공사 증빙 문서:

- 통제 권한을 가진 운영 단위가 발행한 일차 회로 도면에 따라 일차 장비가 정확하게 번호 매김됨;

- 릴레이 보호 시스템은 통제 권한을 가진 운영 단위의 요구사항에 따라 조정됨;

- 운영 인력은 산업 전력 시스템 국가 운영 절차에 따라 교육, 검사, 운영 자격증을 획득하였음;

- 통제 운영 정보 전달 수단(직통 전화, 휴대폰, 팩스)이 정상 작동 중임;

- SCADA 시스템 및 통제 권한을 가진 운영 단위의 정보 시스템(있을 경우)과의 정보 및 신호 연결이 완료됨;

2. 접속 등록 문서를 받은 날로부터 3일 이내에, 통제 권한을 가진 운영 단위는 분배 전력 기관과 협력하여 접속을 요청하는 고객에게 점착점 접속 시간 및 방법을 통보해야 한다.

3. 분배 전력 기관 및 분배 전력망을 사용하는 고객은 통제 권한을 가진 운영 단위가 통보한 방법으로 점착점 접속을 수행해야 한다.

조 51. 점공급점 이후 설비의 시험 및 인수 검사를 위한 절차

1. 분배 전력망에 110kV급 공급점에 연결된 고객 또는 중압 전력망에 발전기 연결된 발전소에 대해서는:

가) 점공급점 이후 설비의 시운전 기간 동안 고객은 운영직원을 배치하고, 해당 직원 명단과 연락 가능한 전화번호, 팩스번호를 분배 전력회사와 제어권한이 있는 제어기관에 통보하여 필요할 경우 운전 협력을 위해 준비해야 한다;

나) 시운전 인수 검사 기간 동안 고객은 분배 전력회사와 제어권한이 있는 제어기관과 협력하여 점공급점에서 요구되는 운전 기술 지표가 허용 범위 내에 있도록 보장해야 한다;

다) 시운전 인수 검사가 종료되면 고객은 점공급점에서의 실제 운전 기술 지표를 확인해야 한다. 만약 점공급점에서의 운전 기술 지표가 제2장 부속 2에서 정한 기술 요구사항을 충족하지 못하면,

본 장에서는 분배 전력망이나 고객 설비로 인해 발생한 경우, 분배 전력회사는 고객의 발전소나 분배 전력망을 분배 전력망에서 분리하고, 고객에게 필요한 조치를 취하도록 요구할 수 있다;

라) 고객이 요청한 점공급점 이후의 전력망, 발전소, 설비는 부분적 또는 전체적으로 시운전 인수 검사를 완료하고, 제2장 부속 2에서 정한 점공급점 기술 요구사항과 관련 건설법규의 인수 검사 요구사항을 충족한 후에만 정식으로 운전할 수 있다. 시운전 인수 검사 및 정식 운전 과정에서 고객은 산업통상자원부가 발행한 국가 전력망 제어 절차 규정과 관련 법규를 준수해야 한다.

2. 중압 전력망에 독립 전력소를 연결하는 고객에 대해, 고객이 제48조 시행규칙에 따라 적격한 점공급점 전력 공급 문서를 제출한 날로부터 6일 이내에 분배 전력회사는 고객과 협력하여 고객의 점공급점 전력 공급을 위한 시운전, 인수 검사 및 정식 운전을 완료해야 한다.

조 52. 점공급점 설비의 운전 검사 및 감독

1. 분배 전력망을 사용하는 고객은 설비를 운전하여 제시된 운전 기술 요구사항과 점공급점 기술 요구사항을 충족하도록 해야 한다. 만약 고객의 설비 운전 기술 지표가 운전 기술 요구사항과 점공급점 기술 요구사항을 충족하지 못하면, 분배 전력회사는 고객에게 다시 검사 및 실험을 실시하여 원인을 파악하고 필요한 조치를 취하도록 요구할 수 있다.

2. 양 당사자가 검사 결과와 위반 원인에 대해 합의하지 못하는 경우, 양 당사자는 검사 범위에 대해 합의하여 고객이 독립 검사 기관을 고용하여 다시 검사 및 실험을 실시해야 한다. 만약 독립 검사 기관의 검사 결과가 고객의 설비로 인한 위반임을 보여주고, 고객이 해결 방안을 수용하지 않는다면, 분배 전력회사는 고객의 설비를 분배 전력망에서 분리할 수 있다.

3. 분배 전력망을 사용하는 고객은 고객의 설비가 운전 기술 요구사항과 점공급점 기술 요구사항을 위반한 것으로 검사 결과가 나타난 경우 추가 검사 및 실험 비용을 부담해야 한다. 분배 전력회사는 고객의 설비가 운전 기술 요구사항과 점공급점 기술 요구사항을 위반하지 않은 것으로 검사 결과가 나타난 경우 추가 검사 및 실험 비용을 부담해야 한다.

4. 점공급점 설비를 검사하여 기술 요구사항 위반을 확인하기 전에 분배 전력회사는 분배 전력망을 사용하는 고객과 제어권한이 있는 제어기관에 검사 시간과 검사자 명단을 사전에 통보해야 한다. 검사가 고객에게 전력 공급 중단을 초래할 가능성이 있는 경우, 분배 전력회사는 최소 5일 전에 분배 전력망을 사용하는 고객과 제어권한이 있는 제어기관에 통보해야 한다. 독립 전력소를 보유한 분배 전력망을 사용하는 고객은 검사 작업을 지원하고 필요한 조건을 제공해야 한다.

5. 검사 과정에서 분배 전력회사는 점공급점 설비에 전력 측정 및 검사 장비를 설치할 수 있으나, 고객의 발전소, 분배 전력망 및 설비의 안전 운전에 영향을 미치지 않아야 한다.

6. 운전 중에 점공급점에서 고객 소유 설비로 인해 전력망의 안전 운전이 위협받는 경우, 분배 전력회사는 즉시 제어권한이 있는 제어기관, 독립 전력소를 보유한 분배 전력망을 사용하는 고객에게 통보하고, 안전 운전 위협을 제거하기 위한 조치 시간을 요구해야 한다. 만약 요구된 조치 시간이 지나도 기술적인 원인이 해결되지 않았다면, 분배 전력회사는 점공급점을 분리하고 고객에게 통보할 수 있으며, 고객은 조치 후 다시 점공급점 이후 설비의 시운전 및 인수 검사를 수행해야 한다(본 통지 시행규칙 제51조 참조).

조 53. 점 접속 지점에서 설비 교체 및 설치

1. 분배 전력망을 사용하고 자체 변전소를 보유한 고객이 점 접속 설비를 교체하거나 개선하여 신설 전기 설비가 안전하고 신뢰성 있는 전력 공급에 영향을 미칠 경우, 고객은 이러한 변경 사항을 분배 전력 공급자와 협의해야 하며 변경 내용은 점 접속 합의에 추가되어야 한다.

2. 분배 전력 공급자가 고객의 제안을 승인하지 않는 경우에는 분배 전력 공급자는 고객에게 신설 설비 변경에 대한 필요한 추가 요구 사항을 문서로 통보해야 한다.

3. 점 접속 지점에서 교체된 모든 설비는 조 47부터 조 51까지의 이 시행규칙에서 정한 규정에 따라 검사, 시험 및 인수해야 한다.

조 54. 고객의 저압망 접속 실시

1. 생활 목적으로 전기를 사용하는 경우

고객으로부터 유효한 서류를 모두 받은 날로부터 7일 이내에 분배 전력 공급자 또는 분배 및 판매 전력 공급자는 고객과 계약을 체결하고 전력을 공급할 책임이 있다.

2. 생활 목적이 아닌 다른 목적으로 전기를 사용하는 경우

a) 고객으로부터 유효한 서류를 모두 받은 날로부터 3일 이내에 분배 전력 공급자 또는 분배 및 판매 전력 공급자는 고객이 요청한 전력 공급을 위해 검사, 조사 및 전력 공급 계획을 작성할 책임이 있다.

b) 조사 및 계획 작성 후 5일 이내에 분배 전력 공급자 또는 분배 및 판매 전력 공급자는 고객과 계약을 체결하고 전력을 공급할 책임이 있다.

3. 고객에게 전력을 공급할 수 없는 경우, 분배 전력 공급자 또는 분배 및 판매 전력 공급자는 고객에게 통보해야 하며 그 이유를 명확히 기재하고 해당 지역 산업 무역청의 확인을 받아야 한다.

절 5

분배 전력 공급자의 전기 설비에 대한 점 접속 지점의 전력 공급 준비

조 55. 분배 전력 공급자의 점 접속 지점의 전력 공급 조건 검사용 서류 제공

1. 점 접속 지점의 전력 공급 예정일 이전에 분배 전력 공급자는 권한 있는 운영 지휘부에 점 접속 지점의 전력 공급 조건 검사를 위한 1부의 서류(분배 전력 공급자의 확인이 포함된 기술 자료와 법적 자료의 사본)를 제공해야 하며, 이를 포함한다:

a) 주 전기 연결도, 일차 전기 회로 도면, 전기 장치 배치 평면도;

b) 보호 및 제어 시스템 원리도 및 설계도, 단락 차단기, 변류기, 변압기, 방전기, 분리 스위치, 단락 차단기 상태에 따른 논리 동작 연동 회로를 명확히 표시;

c) 관련 도면(있을 경우);

d) 보호 릴레이 및 자동화 설정 지침서, 릴레이 통신 및 설정을 위한 전문 소프트웨어;

đ) 설치된 장치의 기술 사양, 이 중에는 점 접속 선로의 기술 사양도 포함;

e) 시운전, 전력 공급 및 운전 예정 일정;

2. 전력망, 변전소의 첫 시운전 및 테스트를 예정한 날짜로부터 최소 1개월 전에 분배 전력 공급자는 이 조항 1항에서 규정한 모든 자료를 제공해야 하며, 다른 합의가 없는 경우를 제외한다.

3. 모든 자료를 받은 날로부터 15일 이내에 권한 있는 운영 지휘부는 분배 전력 공급자에게 다음 자료를 제공해야 한다:

a) 설비 번호 도면;

b) 지령 수령 방법에 대한 요구사항;

c) 국가 전력 시스템 운영 절차에 따라 릴레이 설정 지시서 또는 릴레이 설정 값을 통과시키는 지시서 발행;

d) 장치 시험 및 조정에 대한 요구사항;

đ) 조정 통신 시스템 구축 요구사항;

e) SCADA 시스템 연결 및 운전에 대한 요구사항;

g) 예상된 전력 공급 방법;

h) 관련 직원 목록 및 연락처 번호와 팩스 번호를 포함한 운영 직원 목록.

4. 점 접속 지점의 전력 공급 예정일로부터 최소 7일 전에 분배 전력 공급자는 권한 있는 운영 지휘부와 시운전 및 전기 장비의 운전 일정에 대해 합의해야 한다.

조 56. 분배 전력 기구의 전기 설비에 대한 연결점 절전

1. 분배 전력 기구는 연결점 절전을 위한 등록 신청서를 포함하여 다음 자료를 권한 있는 운영 지휘 기관에게 제출할 책임이 있다:

가) 법적 및 기술적 절차를 완료한 공사에 대한 확인 자료

- 절전 범위 내의 모든 장치가 운전 요구 사항과 연결점 요구 사항을 충족하도록 시험 및 검사를 받았음;

- 측정 시스템이 완성되었으며 전력계의 수량이 확정됨;

- 건설 법률 규정에 따른 공사 검수 문서;

나) 운영 지휘에 대한 조건을 충족한 공사에 대한 확인 자료

- 운영 지휘 기관이 발행한 일차 도면에 따라 일차 장치가 정확하게 번호가 매겨짐;

- 보호 릴레이와 자동 장치가 운영 지휘 기관이 발행하거나 승인한 릴레이 보호 조정표에 따라 조정됨;

- 운영 인력은 산업 전력 시스템 국가 운영 절차에 따라 교육, 검사, 운영 자격증을 획득하였음;

- 운영 지휘 통신 수단(직통, 전화, 팩스)이 정상적으로 작동함;

- 운영 지휘 기관이 발행한 SCADA 시스템 및 정보 시스템과의 정보 및 신호 연결이 완료됨.

2. 운영 지휘 기관은 등록 신청서를 받은 날로부터 3일 이내에 분배 전력 기구에 연결점 절전 시간 및 방법을 통보할 책임이 있다.

3. 분배 전력 기구는 운영 지휘 기관과 관련 기관과 협력하여 운영 지휘 기관이 통보한 방법으로 연결점 절전을 수행할 책임이 있다.

조 57. 분배 전력망에 추가 또는 교체하는 장치

1. 분배 전력 기구가 안전하고 신뢰성 있는 전력 공급에 영향을 미칠 수 있는 분배 전력망에 추가 또는 교체하려는 전기 장치가 있을 경우, 분배 전력 기구는 운영 지휘 기관과 문서로 합의하고 관련 기관에 변경 내용을 통보해야 한다.

2. 분배 전력 기구의 제안이 승인되지 않은 경우, 운영 지휘 기관은 분배 전력 기구에 새로운 장치에 대한 추가 요구 사항을 통보할 책임이 있다.

3. 모든 교체 및 보완 장치는 본 통지의 조 55 및 조 56에 따라 이루어져야 한다.

목 6

연결점 분리 및 복구

조 58. 연결점 분리 및 복구에 관한 일반 규정

1. 연결점 분리의 경우는 다음과 같다:

가) 자발적인 연결점 분리는 분배 전력망 사용 고객이 요청한 분리로, 영구적 분리와 임시 분리를 포함한다;

나) 강제적인 연결점 분리는 고객이 사용하는 분배 전력망에서 사용 규약, 전력 구매 계약을 위반하거나 연결 장치의 운전 검사 및 감독 규정을 위반하거나 관할 기관의 요구에 따라 발생하는 분리이다.

2. 분배 전력망 사용 고객은 연결점 분리 및 복구 비용을 모두 부담해야 한다.

조 59. 자발적인 연결점 분리

1. 영구적 분리

가) 분배 전력망에서 분리되는 고객과 관련 당사자의 책임은 사용 규약 및 전력 구매 계약에 명시되어야 한다;

나) 분배 전력망에서 영구적으로 분리하기 위해 고객은 분배 전력 기구와 권한 있는 운영 지휘 기관에게 최소한 1개월 전에 서면 통보해야 한다. 발전기 연결망에 연결된 고객의 경우, 최소한 3개월 전에 분배 전력 기구와 권한 있는 운영 지휘 기관에게 서면 통보해야 한다.

2. 임시 분리

분배 전력망 사용 고객은 분배 전력 기구와 권한 있는 운영 지휘 기관과 협의하여 임시 분리의 시간과 시점을 통보해야 한다.

조 60. 강제 분리 및 병합

전력 분배 기관은 다음 각 호의 경우에 전력 분배망을 사용하는 고객의 연결을 분배 시스템에서 분리할 수 있는 권한이 있습니다:

1. 정부 기관의 분리 요구에 따라.

2. 전기 구매 계약 또는 연결 협정에서 규정된 강제 분리 사항.

3. 본 통지 제52조 제2항 및 제6항에서 규정된 사항.

조 61. 병합 재개

전력 분배 기관은 다음 각 호의 경우에 전력 분배망을 사용하는 고객에게 연결을 재개할 책임이 있습니다:

1. 정부 기관의 병합 재개 요구가 있을 때 또는 분리 원인이 제거되고 그 결과가 해결되었으며 관련 비용이 고객으로부터 지급되었을 때.

2. 분기 시간적 분리를 위한 고객의 병합 재개 요청이 있을 때이며 해당 분리로 인한 비용이 고객으로부터 지급되었을 때.

장 6

분배 전력 시스템 운영

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

운영 중의 책임

조 62. 전력 분배 기관의 책임

1. 관리 범위 내의 설비와 분배망을 관리, 운행, 보수 및 수리합니다.

2. 매년, 월, 주, 일별로 분배망 설비 및 분배망의 운행 계획, 유지 보수 계획, 수리 계획을 세우며, 이는 본 장의 목 2 및 목 3에 명시된 규정에 따릅니다.

3. 고객의 기술 운행 요구를 충족시키면서 안전하고 안정적이며 신뢰성 있는 전력을 제공하기 위해 분배망을 관리하고 운행합니다.

4. 관리 범위 내에서 보호 릴 시스템을 투자, 설치, 유지보수, 관리 및 운행하여 안정적으로 작동하고 신뢰성을 확보하며 선택성을 유지합니다. 분배망과 고객의 연결점에서 보호 시스템이 분배망 보호 시스템에 영향을 미칠 경우, 고객의 보호 시스템 릴 방식을 설정하고 계산하며 검사합니다.

5. 관리 범위 내에서 DCS 시스템, RTU/게이트웨이 단말기, SCADA 시스템, 정보 시스템, 정보 및 데이터 통신 경로를 투자, 설치, 유지보수, 관리 및 운행하여 SCADA 시스템, 정보 시스템, 제어 시스템으로 신뢰성 있고 지속적인 정보 및 데이터 전송을 보장합니다.

6. 제어 권한을 가진 제어 센터의 지시를 준수하되, 그러한 지시가 사람의 생명, 설비를 위협하거나 이미 발행된 규정을 위반하는 경우에는 예외로 합니다.

7. 산업 전력 전송 시스템 규정, 국가 전력 시스템 제어 절차, 국가 전력 시스템 작업 절차, 산업 전력 시스템 사고 처리 절차 등 산업통상자원부가 발행한 규정 및 본 통지에서 정한 규정을 준수하면서 분배 전력 시스템을 운영합니다.

8. 다른 분배 전력 기관과 고객의 전력 분배망에 직접 전력 변환기를 설치한 고객과 함께 운영 중인 설비를 연결합니다.

9. 제어 권한을 가진 제어 센터와 함께 분배 전력 시스템의 운행 계획을 세우고 보호 도면을 설정하며, 정보 통신 시스템, SCADA 데이터 전송 및 제어 신호를 전달하는 시스템을 설정합니다.

10. 전기 안전 규정 및 법령에 따른 안전 구역 보호 및 전력 공사 보호 규정을 준수합니다.

조 63. 국가 전력 시스템 운영 단위 및 지휘 권한을 가진 지휘 단위의 책임

1. 지휘 업무와 전력 분배 시스템 운영을 위한 연도, 월, 주, 일별 운영 계획 및 방식을 수립한다.

2. 지휘 권한이 있는 전력 분배 시스템을 지휘하고 운영하며, 산업통상자원부가 발령한 전력 송전 시스템 규정, 국가 전력 시스템 지휘 절차, 국가 전력 시스템 사고 처리 절차, 국가 전력 시스템 작동 절차 등과 본 고시에서 정한 규정을 준수하여 안전하고 안정적이며 신뢰성 있는 전력 분배 시스템 운영을 보장한다.

3. 전력 분배 시설과 전력 분배망 사용 고객과 협력하여 설비 유지보수 계획을 협의하고, SCADA 데이터 전송 및 원격 제어를 위한 통신 시스템을 구축하며, 자기 관할 범위 내의 전력 시스템 보호 회로 도면 검토 및 승인을 통해 선택성, 민감도 및 사고 제거 능력을 확보한다.

4. 법률에서 정한 다른 책임을 수행한다.

조 64. 전력 분배망 사용 고객의 책임

1. 중압 전력에 연결된 전력 사용 고객은 다음 책임을 진다:

a) 현재 법률 규정과 제조업체 규정에 따라 자기 관할 범위 내의 전기 설비 및 전력 분배망 관리, 실험, 유지보수 프로세스를 작성한다.

b) 자기 관할 범위 내의 전기 설비 및 전력 분배망을 관리하여 현재 고시 제5장 제2절, 연결 합의, 전력 판매 계약, 그리고 현행 법률 규정에서 요구하는 기술 요구사항을 충족하도록 한다.

c) 산업통상자원부가 발령한 국가 전력 시스템 지휘 절차, 국가 전력 시스템 사고 처리 절차, 국가 전력 시스템 작동 절차를 준수한다.

d) 전력 분배 시설에 대한 운영 계획 및 유지보수 계획을 수립하기 위해 전력 분배 시설에 정확하고 즉시 정보를 제공한다.

đ) 전력 분배 시설과 협력하여 전력 분배 시스템의 전력 품질 유지와 경제적 운영을 수행한다.

2. 발전소와 110kV 전압 등급에 연결된 전력 사용 고객은 다음 책임을 진다:

a) 본 조항 제1항에서 정한 규정을 준수한다.

b) 자기 관할 범위 내의 보호 릴레이 시스템에 대한 투자, 설치, 유지보수, 관리 및 운영을 통해 안정적이고 신뢰성을 확보한다.

c) 자기 관할 범위 내의 DCS, RTU/게이트웨이 장비, 정보 시스템 및 통신 경로를 투자, 설치, 유지보수, 관리 및 운영하여 SCADA, 정보 시스템, 지휘 단위의 제어 시스템으로 신뢰성 있고 지속적인 데이터 전송을 보장한다. 지휘 권한이 있는 지휘 단위의 동의 없이는 SCADA 신호, 정보 신호 및 제어 신호를 중단시키는 관련 장비를 운영에서 분리하지 않는다.

3. 저압 전력에 연결된 전력 사용 고객은 자기 관할 범위 내의 전기 설비 및 전력 분배망을 운영하여 현재 고시 제5장 제2절에서 요구하는 기술 요구사항을 충족하도록 한다.

절 2

전력 분배 시스템 유지보수 및 수리 계획

조 65. 분배 전력 시스템 유지보수 및 수리에 관한 일반 규정

1. 분배 전력 기관은 분배 전력 시스템 연간, 월간 및 주간 유지보수 및 수리 계획을 작성하여 분배 전력 시스템 운영 계획을 수립하기 위한 목적으로 관리 범위 내에서 이를 수행해야 한다.

2. 분배 전력 시스템 유지보수 및 수리 계획은 고객이 사용하는 분배 전력망과 발전소의 유지보수 및 수리 계획을 고려하고 다음 요구 사항을 충족해야 한다.

가) 안전하고 안정적이고 신뢰성 있는 전력 공급을 보장하는 데 영향을 미치는 것을 최소화한다.

나) 전력원 및 전력망 유지보수를 최적화한다.

3. 분배 전력 시스템 관리 범위 내에서 유지보수 및 수리 계획을 수립하는 동안 분배 전력 기관은 제어 권한을 가진 조정 기관, 전송 전력 기관 및 다른 분배 전력 기관과 협력하여 전력 시스템 공급 안전성을 저해하는 것을 최소화해야 한다.

4. 공표된 분배 전력 시스템 유지보수 및 수리 계획을 이행할 수 없는 경우, 자체 변전소를 갖춘 전력망 사용 고객, 분배 및 판매 전력 기관은 다시 통보하고 분배 전력 기관과 협력하여 계획을 조정해야 한다.

조 66. 연간 유지보수 및 수리 계획

1. 매년 6월 1일 이전, 자체 변전소를 갖춘 전력망 사용 고객 및 분배 및 판매 전력 기관은 분배 전력 기관에게 110kV 전력망에 대한 다음 2년 및 중압 전력망에 대한 다음 1년 동안의 유지보수 및 수리 계획 정보를 제공해야 한다. 이 정보에는 다음이 포함된다.

가) 분배 전력 기관의 전력망과 연결되는 전선 및 장비 목록(예상 유지보수 및 수리 대상)

나) 유지보수 및 수리 이유

다) 유지보수 및 수리로 인한 전력 공급 중단 범위

라) 중단된 부하의 전력량 및 용량 추정치

마) 발전소가 분배 전력망으로 전송하지 못한 전력량 및 용량 추정치

2. 매년 7월 1일 이전, 분배 전력 기관은 110kV 전력망에 대한 다음 2년 및 중압 전력망에 대한 다음 1년 동안의 유지보수 및 수리 계획 초안을 완료해야 한다. 이는 다음 요인들을 고려한 바이다.

가) 부하 전력 수요 예측 결과

나) 자체 변전소를 갖춘 전력망 사용 고객 및 분배 및 판매 전력 기관의 유지보수 및 수리 계획 및 계획 변경 요청(있을 경우)

다) 전송 전력망 유지보수 요구사항

라) 실제 운전 조건에 맞게 고객이 사용하는 전력망 및 분배 및 판매 전력 기관의 유지보수 및 수리 계획을 조정하여 분배 전력 시스템 경제적 기술적 운전을 최적화한다.

마) 유지보수 및 수리와 관련된 기타 요구사항

3. 분배 전력 기관의 유지보수 및 수리 계획과 일치하지 않는 경우, 매년 7월 10일 이전, 자체 변전소를 갖춘 전력망 사용 고객 및 분배 및 판매 전력 기관은 분배 전력 기관에 연간 유지보수 및 수리 계획 조정을 요청할 수 있다. 분배 전력 기관은 고객의 요청에 따라 연간 유지보수 및 수리 계획을 조정해야 한다. 고객의 요구사항에 따라 계획을 조정할 수 없는 경우, 분배 전력 기관은 고객에게 서면으로 통보하고 그 이유를 명시해야 한다.

4. 매년 12월 1일 이전, 분배 전력 기관은 110kV 전력망에 대한 다음 2년 및 중압 전력망에 대한 다음 1년 동안의 유지보수 및 수리 계획을 완료하고 해당 기관의 웹사이트에 공표해야 한다. 이 계획에는 다음 내용이 포함되어야 한다.

가) 유지보수 및 수리를 실시할 전기 설비 및 전선 목록

나) 유지보수 및 수리를 위해 설비 및 전선을 제거하는 이유

다) 주요 작업 내용

라) 예상 유지보수 및 수리 시간

마) 유지보수 및 수리와 관련된 기타 요구사항

조 67. 보수 및 수리 월 계획

1. 월 계획 보수 및 수리가 이미 공표된 연 계획 보수 및 수리와 변경될 경우, 분배 전력망을 사용하고 자체 변전소를 갖춘 고객은, 전력 판매 및 소매 기관과 함께 이 통지 규칙 제66조 항 1에 따른 정보를 해당 달 10일 이전에 전력 분배 기관에게 제공해야 한다.

2. 매월 15일 이전까지, 전력 분배 기관은 다음 달의 보수 및 수리 월 계획 초안을 작성해야 하며 다음 요소들을 고려해야 한다.

가) 이미 공표된 연 계획 보수 및 수리;

나) 다음 달의 부하 전력 수요 예측 결과;

다) 분배 전력망을 사용하고 자체 변전소를 갖춘 고객과 전력 판매 및 소매 기관의 계획 보수 및 수리 조정 요청;

라) 전송망 보수 및 수리 요구 사항;

3. 매월 25일 이전까지, 전력 분배 기관은 다음 달의 보수 및 수리 계획을 완료하고 해당 기관의 인터넷 사이트에 공표해야 하며 다음 내용을 포함해야 한다.

가) 보수 및 수리를 수행할 전기 장비 및 선로 이름;

나) 유지보수 및 수리를 위해 설비 및 전선을 제거하는 이유

다) 주요 작업 내용

다) 보수 및 수리 작업의 예상 시작 및 종료 시간;

라) 보수 및 수리 작업과 관련된 다른 요구 사항;

마) 보수 및 수리로 인한 공급되지 못하는 전력량 및 전력 생산량 추정치;

조 68. 보수 및 수리 주 계획

1. 매주, 전력 분배 기관은 다음 2주간의 보수 및 수리 계획을 다음 근거에 따라 작성해야 한다.

가) 승인된 월 운영 계획;

나) 다음 2주간의 부하 전력 수요 예측 결과;

다) 보수 및 수리 전력원 및 분배망 계획(업데이트);

라) 분배 전력망을 사용하고 자체 변전소를 갖춘 고객과 전력 판매 및 소매 기관의 보수 및 수리 계획 조정 요청;

2. 월 계획 보수 및 수리와 변경될 경우, 매주 월요일 오전 10시 이전까지, 분배 전력망을 사용하고 자체 변전소를 갖춘 고객, 전력 판매 및 소매 기관은 이 통지 규칙 제66조 항 1에 따른 정보를 전력 분배 기관에게 제공해야 한다.

3. 매주 목요일 오후 4시 이전까지, 월 계획 보수 및 수리와 고객 및 전력 판매 및 소매 기관이 제공한 정보를 근거로, 전력 분배 기관은 다음 2주간의 보수 및 수리 계획을 완료하고 해당 기관의 인터넷 사이트에 공표해야 하며 다음 내용을 포함해야 한다.

가) 보수 및 수리를 수행할 전기 장비 및 선로 이름;

나) 유지보수 및 수리를 위해 설비 및 전선을 제거하는 이유

다) 주요 작업 내용

다) 보수 및 수리 작업의 예상 시작 및 종료 시간;

라) 보수 및 수리 작업과 관련된 다른 요구 사항;

엡) 보수 및 수리 작업으로 인한 전력 공급 중단 범위;

까) 보수 및 수리로 인한 공급되지 못하는 전력량 및 전력 생산량 추정치;

4. 매주 금요일 오후 4시 이전까지, 분배 전력망 관리 범위 내에서 보수 및 수리 주 계획을 작성하고 영향을 받는 고객에게 통보하는 책임이 있는 전력 판매 및 소매 기관은 분배 전력망 기관이 공표한 주 계획 보수 및 수리를 근거로, 산업통상자원부가 발행한 전력 공급 중단 및 감소 조건 및 절차 규정에 따라 보수 및 수리 계획을 작성해야 한다.

목 3

운용 계획

조 69. 연 운용 계획

1. 전력 분배 기관은 다음 연도의 분배 전력망 시스템 운용 계획을 작성해야 하며 다음 주요 내용을 포함해야 한다.

가) 다음 연도의 부하 전력 수요 예측;

나) 다음 연도의 보수 및 수리 계획;

다) 다음 연도의 분배 전력망에 연결된 30MW 이하의 발전소의 전력 생산량 예상치;

2. 매년 12월 1일 이전까지, 전력 분배 기관은 다음 연도의 운용 계획을 완료하고 해당 기관의 인터넷 사이트에 공표하며, 분배 전력망을 사용하고 자체 변전소를 갖춘 고객, 전력 판매 및 소매 기관 및 관련 기관에게 110kV 분배 전력망 및 분배 전력망에 연결된 발전기의 다음 연도의 운용 계획을 통보하여 협력해야 한다.

조 70. 월 운영계획

1. 전력분배업체는 분배전력망 시스템의 다음 달 운영계획을 수립할 책임이 있으며, 이는 분배전력망 시스템 연간 운영계획 공고를 근거로 하여 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 다음 달의 전력 부하 수요 예측

b) 다음 달의 유지보수 및 수리 계획

c) 다음 달 각 발전소(설비용량 30MW 이하인 분배전력망에 연결된 발전소)의 전력 생산량 예상

2. 매월 25일 이전까지 전력분배업체는 다음 달의 운영계획을 완료하고 업체의 인터넷 홈페이지에 공고하며, 중압 및 110kV 분배전력망, 분배전력망에 연결된 발전기의 다음 달 운영계획을 분배전력망을 사용하는 고객(독립 전력변환소를 보유한 고객), 전력분배 및 판매업체, 관련 업체에게 통보하여 협력을 받는다.

조 71. 주 운영계획

1. 전력분배업체는 이미 공고된 월간 운영계획을 기반으로 두 주 후의 분배전력망 시스템 운영계획을 수립할 책임이 있으며, 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 두 주 후의 전력 부하 수요 예측

b) 두 주 후의 유지보수 및 수리 계획

c) 두 주 후의 전력 공급 중단 시간과 범위 예상

d) 두 주 후 각 발전소(설비용량 30MW 이하인 분배전력망에 연결된 발전소)의 전력 생산량 및 발전 용량 예상

2. 매주 목요일 오후 4시 이전까지 전력분배업체는 두 주 후의 운영계획을 완료하고 업체의 인터넷 홈페이지에 공고하며, 중압 및 110kV 분배전력망, 분배전력망에 연결된 발전기의 두 주 후 운영계획을 분배전력망을 사용하는 고객(독립 전력변환소를 보유한 고객), 전력분배 및 판매업체, 관련 업체에게 통보하여 협력을 받는다.

3. 매주 금요일 오후 4시 이전까지, 이미 공고된 주간 운영계획을 기반으로 전력분배업체와 전력분배 및 판매업체는 저압 분배전력망의 주간 운영계획을 완료하고 관리 구역 내 영향을 받는 고객에게 통보한다.

조 72. 일 운영방식

1. 매일, 이미 공고된 주간 운영계획을 기반으로 전력분배업체는 다음 날의 운영방식을 수립할 책임이 있으며, 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 유지보수 및 수리 대상 전력원 및 분배전력망 목록

b) 다음 날의 전력 공급 중단 시간과 범위 예상

c) 다음 날 각 발전소(설비용량 30MW 이하인 분배전력망에 연결된 발전소)의 시간별 전력 생산량 및 발전 용량 예상

2. 매일 오후 4시 이전까지 전력분배업체는 다음 날의 운영방식을 완료하고 업체의 인터넷 홈페이지에 공고한다.

조 73. 분배전력망 시스템 운용

1. 전력분배업체는 공고된 일간 운영방식과 시간별 발동 계획에 따라 분배전력망 시스템을 운용하며, 산업통상자원부가 제정한 국가 전력망 운영 절차 및 관련 규정을 준수해야 한다.

2. 분배전력망을 사용하는 고객은 지시 권한을 가진 운영 지휘자의 명령을 준수하고, 분배전력망 시스템의 운용을 지원하기 위해 정보를 제공하고 협력해야 한다.

절 4

긴급 상황 운용

조 74. 긴급 상황

1. 분배 전력 시스템의 긴급 상황은 전력 송전 시스템 또는 분배 시스템 전부 또는 일부가 정상 운전 상태를 유지하거나 분배 시스템 전력 공급에 영향을 미치는 전력 공급 중단이 발생하는 상황이다.

2. 긴급 상황에는 다음 사항이 포함된다:

a) 전력 송전 시스템 전부 또는 일부의 고장 또는 해체로 인해 분배 시스템의 정상 운전 상태에 영향을 미치는 경우;

b) 전력 송전 시스템에서 발생한 고장으로 인해 분배 시스템의 일부가 고립된 상태로 운전되는 경우;

c) 110kV 분배 변전소 또는 분배 전선의 고장으로 인해 분배 시스템 전력 공급에 영향을 미치는 경우.

조 75. 전력 송전 시스템 전부 또는 일부의 고장 또는 해체로 인한 분배 시스템의 운전

1. 전력 송전 시스템의 고장으로 인해 분배 시스템의 정상 운전 상태가 방해되거나 분배 시스템 전력 공급이 중단될 경우, 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 갖는다:

a) 전력 송전 시스템의 고장으로 인한 전력 공급 중단 예상 시간과 분배 시스템 부하 영향 범위에 대한 정보를 전력 제어 권한을 가진 단위와 전력 송전 기관에게 즉시 연락해야 한다;

b) 전력 송전 시스템의 고장으로 인한 영향 범위를 최소화하기 위해 부하 제어 및 기타 운전 방법을 적용해야 한다.

2. 전력 송전 시스템 전부 또는 일부의 해체로 인해 분배 시스템의 정상 운전 상태가 방해되거나 분배 시스템 전력 공급이 중단될 경우, 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 갖는다:

a) 산업통상자원부가 발행한 검은 재개동 규정 및 전력 송전 시스템 규정을 준수해야 한다;

b) 산업통상자원부가 발행한 국가 전력 시스템 제어 절차에 따라 분배 전력 시스템을 여러 개의 독립적인 부하 지역으로 분리해야 한다;

c) 제어 권한을 가진 단위가 승인한 순서에 따라 우선순위에 따라 부하를 복구해야 한다;

d) 분배 전력 시스템 제어를 지원하기 위해 통신 연결을 유지해야 하며, 시스템이 완전히 복구될 때까지 이어져야 한다.

3. 분배 전력 기관과 대규모 고객은 통신 연결을 유지하고, 관련 당사자들과 협력하여 긴급 상황 처리 및 복구 과정 동안 운영 직원을 지정하고 그들의 이름, 직위, 권한을 통보해야 한다.

조 76. 분리된 상태에서의 분배 전력 시스템의 운전

1. 분배 시스템의 일부가 분리된 경우, 제어 권한을 가진 단위는 해당 분리된 분배 시스템에 연결된 발전소의 운전을 검토하고 결정해야 한다. 제어 권한을 가진 단위는 분리된 상태에서의 발전소 운전을 지휘하고, 상위 제어 단위의 명령에 따라 시스템에 다시 연결될 준비를 해야 한다.

2. 발전소가 분리된 상태에서 독립적으로 운전할 수 있는 설계가 되어 있고, 제어 권한을 가진 단위와 합의가 이루어진 경우, 발전 기관은 다른 고객에게 전력을 공급하기 위해 자체 사용 시스템을 사용할 수 있다. 다음 조건을 충족해야 한다:

a) 발전소는 분리된 상태와 시스템에 연결된 상태 모두에서 발전기 제어를 위한 보호 릴레이 시스템과 제어 방법을 갖추고 있어야 한다;

b) 분리된 상태에서의 운전 중 고장을 식별하고 차단하여 발전기와 다른 분배 시스템 고객의 네트워크를 보호해야 한다;

c) 분리된 분배 시스템의 중성 접지 요구 사항을 충족해야 한다.

3. 분리된 분배 시스템 부분이 복구된 시스템과 동기화할 수 없는 경우, 제어 권한을 가진 단위는 분리된 분배 시스템에 연결된 발전소를 분리하여 복구된 시스템으로부터 분리된 지역에 전력을 공급한 후, 분리된 발전소를 다시 운전해야 한다.

조 77. 분배 전력망에서 110kV급 분배 전력망에 중대한 사고가 발생했을 경우 분배 전력망 운영

분배 전력망의 110kV급 분배 전압 라인 또는 변전소에서 사고가 발생하여 분배 전력망 시스템 전체에 광범위한 정전이 발생한 경우, 분배 전력 공급 기관은 다음과 같은 책임을 집니다.

1. 산업통상자원부가 발행한 국가 전력망 사고 처리 절차를 준수하면서 사고를 신속히 격리하고 처리합니다.

2. 사고 정보를 해당 권한을 가진 제어 센터, 전송 전력 공급 기관 및 분배 전력망을 사용하는 고객에게 통보합니다. 이는 사고로 인해 영향을 받은 고객의 전력 변전소와 관련됩니다.

3. 사고 기간 동안 분배 전력망 시스템 부하에 대한 전력 공급 능력을 최대화하기 위해 연결 방법을 변경합니다.

조 78. 분배 전력망 복구

1. 분배 전력망이 해체되었거나 분리된 상태로 운전 중일 때 또는 분배 전력망에서 중대한 사고가 발생했을 때, 분배 전력 공급 기관은 제어 센터, 전송 전력 공급 기관, 분배 전력망을 사용하는 고객의 전력 변전소, 그리고 관련 기관과 협력하여 가장 빠른 시간 내에 분배 전력망을 정상 운전 모드로 복구해야 합니다.

2. 분배 전력 공급 기관은 각 발전소의 검은 시작 능력과 일치하는 규모의 부하 구역을 설정하고 이를 제어 센터에 통보하여 분배 전력망을 빠르게 복구하도록 보장해야 합니다.

3. 분리된 상태와 동기화 모드에서 분배 전력망에 연결된 발전소는 제어 센터의 지시에 따라 운전해야 합니다.

4. 분배 전력망에 자체 검은 시작 능력을 갖춘 발전소가 없는 경우, 분배 전력망은 전송 시스템에서만 복구될 수 있습니다. 이때 분배 전력 공급 기관은 제어 센터의 지시에 따라 분배 전력망을 복구해야 합니다. 분배 전력 공급 기관은 우선 순위와 승인된 계획에 따라 부하를 복구해야 합니다.

5. 분배 전력 공급 기관은 분배 전력망을 사용하는 고객의 전력 변전소에 통보하여 시스템 복구 과정에서 사고 처리를 협력하도록 해야 합니다.

절 5

부하 및 전압 제어

조 79. 부하 제어

1. 부하 제어에는 다음 조치가 포함됩니다.

a) 전력 공급 중단 또는 감소;

b) 부하 해제;

c) 전력 사용 고객이 전력 수요 관리 프로그램에 참여할 경우, 고객의 전력 부하를 줄이는 조정.

2. 전력 사용 고객이 전력 수요 관리 프로그램에 참여할 경우, 고객의 전력 부하를 줄이는 조정 규정은 산업통상자원부가 발행한 전력 부하 조정 프로그램 내용 및 절차 규정에 따라 시행됩니다.

조 80. 전력 공급 중단 및 감소

1. 분배 전력 공급 기관은 주간 운영 계획에 따른 계획된 일정에 따라 전력 공급 중단 및 감소를 수행해야 합니다. 이는 본 통지의 조 71항에 규정되어 있습니다.

2. 분배 전력 공급 기관은 다음 사항이 발생할 경우 계획되지 않은 전력 공급 중단 및 감소를 수행할 수 있습니다.

a) 고객에게 전력을 공급하는 전력망에서 사고가 발생하거나, 전력 시스템에서 발생한 사고로 인해 전력 공급자가 통제할 수 없는 정전이 발생한 경우;

b) 국가 전력 시스템의 전력 부족으로 인해 국가 전력 시스템의 전력 공급 안전이 위협받을 때, 국가 전력 시스템 제어 기관의 요청에 따라;

c) 사람, 설비 및 전력 시스템에 중대한 위험을 초래할 수 있는 경우;

d) 불가항력적인 상황.

3. 전력 공급 중단 및 감소를 수행할 때, 분배 전력 공급 기관 또는 분배 및 소매 전력 공급 기관은 해당 고객에게 영향을 미치는 고객에게 산업통상자원부가 발행한 전력 공급 중단 및 감소 조건 및 절차 규정에 따라 통보해야 합니다.

조 81. 부하 해제 방안 수립

1. 분배 전기 기관은 관리 범위 내에서 안전하고 신뢰성 있는 전력 시스템 운전 및 안정성을 유지하기 위해 다음과 같은 근거에 따라 부하 해제 방안을 수립할 책임이 있다.

가) 전력 시스템의 안전한 운전, 신뢰성 및 안정성을 위한 요구사항;

나) 국가 전력 시스템 운영기관의 전력 공급 안보 위협에 따른 부하 해제 방안 및 부하 조절 계획;

다) 부하의 우선 순위;

라) 동일한 우선 순위를 가진 전기 사용 고객에게 미치는 영향을 최소화하기 위한 조치.

2. 부하 해제 방안은 해제할 용량, 실행 순서 및 해제 시간을 포함해야 한다.

3. 매 주 목요일 오후 4시까지 분배 전기 기관은 다음 2주간의 부하 해제 방안을 해당 기관의 웹사이트에 공표해야 한다.

조 82. 부하 해제 방법

1. 자동 부하 해제는 주파수 제어 Relay가 작동하여 선택적으로 부하를 차단하여 허용된 주파수 범위 내에서 주파수를 유지하고 넓은 지역의 정전을 피하는 것을 의미한다.

2. 지시에 의한 부하 해제는 전력 공급 안보를 보장하기 위해 전력 부족 또는 전력 시스템 사고 상황에서 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관의 요청에 따라 부하를 해제하는 것을 의미한다.

조 83. 부하 해제 실시

1. 분배 전기 기관은 이미 작성되고 공표된 부하 해제 방안에 따라 부하 해제를 수행해야 한다.

2. 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관의 지시에 따른 부하 해제 또는 분배 전력망 보호를 위해 분배 전기 기관과 분배 및 판매 전기 기관은 전기 사용 고객에게 전력 공급 중단 또는 감소 조건 및 절차에 관한 규정(공업부가 발령한 규정)에 따라 통보해야 한다.

3. 자동 부하 해제 또는 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관의 지시에 따른 부하 해제 후 분배 전기 기관은 다음과 같은 책임이 있다.

가) 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관에 대해 해제된 부하의 용량, 시간, 지역 및 주파수 제어 Relay 설정 값에 따른 해제 단계를 통보;

나) 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관의 지시에 따라 해제된 부하를 복구;

4. 고객이 관리하는 범위 내에서 자동 부하 해제 또는 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관의 지시에 따른 부하 해제가 이루어진 경우, 분배 전력망을 사용하는 고객은 다음과 같은 책임이 있다.

가) 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관 및 분배 전기 기관에 대해 해제된 부하의 용량, 시간, 지역 및 주파수 제어 Relay 설정 값에 따른 해제 단계를 통보;

나) 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관의 지시에 따라 해제된 부하를 복구;

조 84. 전압 조정 실시

1. 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관과 분배 전기 기관은 공업부가 발령한 국가 전력 시스템 조정 프로세스 규정에 따라 분배 전력망의 노드에서 적절한 전압 조정을 계산하고 수행할 책임이 있다.

2. 분배 전력망을 사용하는 고객은 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관과 분배 전기 기관과 협력하여 전력 반응력을 제어하고 변압기의 전압 단계를 조정함으로써 분배 전력망 시스템의 전압을 유지할 책임이 있다.

조 85. 모니터링 및 원격 제어

1. 전력 변전소와 발전소 장비의 원격 제어 및 조작은 공업부가 발령한 국가 전력 시스템 조정 프로세스 및 국가 전력 시스템 조작 프로세스 규정 및 본 통칙에 명시된 규정을 준수해야 한다.

2. 분배 전기 기관 또는 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관이 분배 전력망을 사용하는 고객의 독립적인 전력 변전소를 모니터링, 제어 및 원격 조작을 요구하는 경우, 분배 전기 기관 또는 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관은 해당 고객과 모니터링 및 제어 방법에 대한 합의를 이루어야 한다. 분배 전기 기관 또는 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관은 양 당사자가 합의한 경우 해당 고객의 전력망 시스템을 모니터링 및 제어하기 위한 제어 시스템 및 필요한 장비를 설치하고, 이는 고객의 전력망 범위 내에서 시스템 제어기의 단계별 제어 권한을 포함한다.

3. 독립적인 전력 변전소를 갖춘 분배 전력망을 사용하는 고객은 분배 전기 기관과 전력 조정 권한을 가진 단계별 전력 조정 기관과 함께 관리 범위 내에서 원격 제어 및 모니터링 시스템의 설치 및 운영을 협력해야 한다.

목 6

운전 및 보고 체제 내의 정보 교환

조 86. 정보 교환 형식

1. 분배 전력 기관, 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객 및 분배 및 판매 전력 기관은 정보 교환 형식에 대해 합의하여 연속적인 24시간 운영 지원을 위한 통신을 원활하게 하여야 한다.

2. 분배 전력 기관과 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객 및 분배 및 판매 전력 기관은 운영 통신 담당 직원을 지정하고, 해당 직원 명단을 상호 교환해야 한다.

3. 분배 전력 기관, 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객 및 분배 및 판매 전력 기관과 제어 권한을 가진 단계 간의 정보 교환 형식은 산업통상자원부가 발포한 전력 시스템 국가 제어 절차를 따르어야 한다.

조 87. 운영 중 정보 교환

1. 분배 전력 기관과 제어 권한을 가진 단계는 분배 전력망의 운영 상태가 고객의 전력망 또는 발전기의 운영 상태에 영향을 미칠 수 있는 경우, 다음 정보를 포함하여 대규모 고객에게 통보해야 한다.

a) 분배 전력망 시스템의 운영 상태와 고객의 전력망 또는 발전기에 미치는 가능한 영향;

b) 고객의 전력망 또는 발전기에 미치는 영향을 일으킨 원인과 필요한 해결책.

2. 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객은 자신의 전력망 또는 발전기의 운영 상태가 분배 전력망에 영향을 미칠 수 있다고 인식한 경우, 다음 정보를 포함하여 분배 전력 기관과 제어 권한을 가진 단계에게 즉시 통보해야 한다.

a) 고객의 전력망 또는 발전기의 운영 상태 변화를 일으킨 원인;

b) 분배 전력망에 미칠 수 있는 영향.

조 88. 비정상 상황 알림

1. 비정상 상황은 분배 전력망 시스템이 사고를 당하거나 사고 위험에 처하거나 운전 매개변수 범위를 벗어나는 상황이다.

2. 분배 전력망에서 비정상 상황이 발생하면 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 진다.

a) 영향을 받을 수 있는 대규모 고객에게 즉시 알리기;

b) 대규모 고객이 소유한 발전소에 대한 제공된 정보를 보완하고 명확히 하는 요구가 있을 경우 이에 응답하기.

3. 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객은 관리 구역 내에서 발생한 전력망의 비정상 상황이 분배 전력망에 영향을 미칠 경우 즉시 분배 전력 기관에게 알리도록 책임을 진다.

조 89. 중대 사고 알림

1. 중대 사고는 110kV급 분배 전압 배전선이나 변전소가 운영에서 분리되어 넓은 범위의 전력망에서 정전이 발생하는 사고를 의미한다.

2. 분배 전력 기관과 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객은 중대 사고가 발생한 경우 자신의 전력망에서 발생한 사고 정보를 산업통상자원부가 발포한 전력 시스템 국가 사고 처리 절차에 따라 통보해야 한다.

3. 중대 사고 알림은 다음 주요 내용을 포함한다.

a) 사고 발생 날짜와 시간;

b) 사고 지속 시간;

c) 사고 발생 장소와 영향을 받은 지역;

d) 사고를 당한 설비;

e) 사고의 간략한 설명;

f) 사고 원인(있다면);

g) 사고 복구 예상 시간;

h) 부하 해제 조치(있다면).

4. 분배 전력 기관 또는 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객은 사고 알림 내용을 보완하고 명확히 할 책임이 있다.

절 7

운용 협력

조 90. 운행 협력에 대한 일반적 책임

1. 분배 전기 기관과 분배 전력망을 사용하는 고객은 양 당사자 사이의 분배 전력망 관련 장비에 대한 책임과 운행 조작 범위를 일치시키고, 안전한 전력망 및 장비 운행 협력을 위한 책임자를 지정해야 한다.

2. 분배 전기 기관과 분배 전력망을 사용하는 고객은 각자의 관리 구역에서 작업 또는 시험을 수행할 때 필요한 안전 조치를 협력하여 설정하고 유지해야 한다.

3. 분배 전기 기관과 분배 전력망을 사용하는 고객은 운행, 실험 중인 사람과 장비의 안전을 보장하기 위해 협력 운행 절차를 작성해야 하며, 다음 사항을 포함해야 한다.

a) Nguyên tắc và các thủ tục phối hợp vận hành;

b) Trách nhiệm và quyền hạn trong việc điều khiển, vận hành và thí nghiệm

trên lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý.

4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thống nhất về việc phối hợp vận hành và lưu trữ, quản lý, cập nhật, trao đổi các tài liệu liên quan.

Điều 91. Phối hợp thực hiện vận hành

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

2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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.

3. Việc kiểm tra, giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do người được Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối chỉ định thực hiện.

Mục 8

THÍ NGHIỆM TRÊN HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

c) Theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;

d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên liệu.

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

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

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

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

1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b) Vị trí thí nghiệm;

c) Thời gian dự kiến thí nghiệm;

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

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

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

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

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

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

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

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

- Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;

- Hạng mục và nội dung thí nghiệm.

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

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

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

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

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

- Mục đích, lý do đề nghị thí nghiệm;

- Vị trí thí nghiệm;

- Thời gian dự kiến thí nghiệm;

- Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;

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

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

- Lý lịch của tổ máy phát điện;

- Các đặc tính của tổ máy phát điện;

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

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

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

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

Điều 98. Trách nhiệm thực hiện sau khi thí nghiệm

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

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

Mục 9

BÁO CÁO KẾT QUẢ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

Điều 99. Chế độ báo cáo

1. Báo cáo định kỳ hàng tháng

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

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

- Yêu cầu kỹ thuật;

- Độ tin cậy cung cấp điện;

- Tổn thất điện năng;

- Chất lượng dịch vụ khách hàng.

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

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

2. Báo cáo định kỳ hàng năm

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

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

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

3. Báo cáo đột xuất

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

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

Chương VII

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 100. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.

2. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời, hệ thống điện gió đấu nối vào lưới điện phân phối phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

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

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

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

Điều 101. Sửa đổi một số Điều của Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 05 tháng 11 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 102. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01 năm 2016. Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30 tháng 7 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối 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 15 tháng 9 năm 2010 mà có nội dung khác với quy định tại Thông tư này, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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./.