Thông tư 25/2016/TT-BCT về hệ thống điện truyền tải

BỘ CÔNG THƯƠNG ——- Số : 25/2016 / TT-BCT

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc ————— Hà Nội, ngày 30 tháng 11 năm 2016 Bạn đang đọc: Thông tư 25/2016/TT-BCT về hệ thống điện truyền tải

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải.

Chương I
QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về:

1. Các nhu yếu trong quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải .2. Dự báo nhu yếu phụ tải điện .3. Lập kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải .4. Điều kiện, nhu yếu kỹ thuật và trình tự đấu nối vào lưới điện truyền tải .5. Đánh giá bảo mật an ninh hệ thống điện .6. Vận hành hệ thống điện truyền tải .

Điều 2. Đối tượng áp dụng

1. Thông tư này vận dụng cho những đối tượng người tiêu dùng sau đây :a ) Đơn vị truyền tải điện ;b ) Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ;c ) Đơn vị bán sỉ điện ;d ) Đơn vị phân phối điện ;đ ) Đơn vị phân phối và kinh doanh bán lẻ điện ;e ) Đơn vị phát điện ;g ) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải ;h ) Tập đoàn Điện lực Nước Ta ;i ) Tổ chức, cá thể khác có tương quan .2. Tổ máy phát điện của xí nghiệp sản xuất điện có tổng hiệu suất lắp ráp lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối phải phân phối những nhu yếu kỹ thuật so với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải và những nhu yếu khác có tương quan quy định tại Thông tư này .

Điều 3. Giải thích từ ngữ
Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. AGC ( viết tắt theo tiếng Anh : Automatic Generation Control ) là hệ thống thiết bị tự động hóa kiểm soát và điều chỉnh tăng giảm hiệu suất tính năng của tổ máy phát điện nhằm mục đích duy trì tần số của hệ thống điện không thay đổi trong khoanh vùng phạm vi được cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện .2. An ninh hệ thống điện là năng lực nguồn điện bảo vệ cung ứng điện cung ứng nhu yếu phụ tải điện tại một thời gian hoặc một khoảng chừng thời hạn xác lập có xét đến những ràng buộc trong hệ thống điện .3. AVR ( viết tắt theo tiếng Anh : Automatic Voltage Regulator ) là hệ thống tự động hóa điều khiển và tinh chỉnh điện áp đầu cực máy phát điện trải qua ảnh hưởng tác động vào hệ thống kích từ của máy phát điện để bảo vệ điện áp tại đầu cực máy phát trong số lượng giới hạn được cho phép .4. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, gồm có :a ) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 01 kV ;b ) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV ;c ) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV ;d ) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV .7. Dải chết của hệ thống điều tốc là dải tần số mà khi tần số hệ thống điện đổi khác trong khoanh vùng phạm vi đó thì hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện không có phản ứng hoặc ảnh hưởng tác động để tham gia kiểm soát và điều chỉnh tần số sơ cấp .11. Điều độ hệ thống điện là hoạt động giải trí chỉ huy, tinh chỉnh và điều khiển quy trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện vương quốc theo quá trình, quy chuẩn kỹ thuật và phương pháp quản lý và vận hành đã được xác lập .12. Đơn vị bán sỉ điện là đơn vị chức năng điện lực được cấp giấy phép hoạt động giải trí điện lực trong nghành bán sỉ điện. Theo từng Lever của thị trường điện lực cạnh tranh đối đầu, Đơn vị bán sỉ điện là một trong những đơn vị chức năng sau :a ) Công ty Mua bán điện ;b ) Tổng công ty Điện lực ;c ) Đơn vị bán sỉ điện khác được xây dựng theo từng Lever của thị trường điện cạnh tranh đối đầu .13. Đơn vị phát điện là đơn vị chức năng điện lực được cấp giấy phép hoạt động giải trí điện lực trong nghành nghề dịch vụ phát điện, chiếm hữu một hoặc nhiều nhà máy sản xuất điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc xí nghiệp sản xuất điện có hiệu suất đặt trên 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối .14. Đơn vị phân phối điện là đơn vị chức năng điện lực được cấp giấy phép hoạt động giải trí điện lực trong nghành nghề dịch vụ phân phối và bán điện, gồm có :a ) Tổng công ty Điện lực ;b ) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố thường trực Trung ương ( sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh ) thường trực Tổng công ty Điện lực .15. Đơn vị phân phối và kinh doanh nhỏ điện là đơn vị chức năng điện lực được cấp giấy phép hoạt động giải trí điện lực trong nghành nghề dịch vụ phân phối điện và kinh doanh bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị bán sỉ điện hoặc Đơn vị phân phối điện để kinh doanh bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện .16. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị chức năng điện lực được cấp phép hoạt động giải trí điện lực trong nghành nghề dịch vụ truyền tải điện, có nghĩa vụ và trách nhiệm quản trị quản lý và vận hành lưới điện truyền tải vương quốc .17. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ( Trung tâm Điều độ hệ thống điện vương quốc ) là đơn vị chức năng chỉ huy, điều khiển và tinh chỉnh quy trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện vương quốc và điều hành quản lý thanh toán giao dịch trên thị trường điện .18. Độ an toàn và đáng tin cậy của hệ thống bảo vệ gồm có :a ) Độ đáng tin cậy ảnh hưởng tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác lập năng lực hệ thống bảo vệ thao tác đúng khi có sự cố xảy ra trong khoanh vùng phạm vi bảo vệ đã được đo lường và thống kê và xác lập ;b ) Độ an toàn và đáng tin cậy không tác động ảnh hưởng của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác lập năng lực hệ thống bảo vệ tránh thao tác nhầm ở chính sách quản lý và vận hành thông thường hoặc sự cố xảy ra ngoài khoanh vùng phạm vi bảo vệ đã được giám sát và xác lập .19. Hệ thống điều tốc ( viết tắt theo tiếng Anh : Governor ) là hệ thống tự động hóa kiểm soát và điều chỉnh vận tốc quay của tuabin tổ máy phát điện theo sự đổi khác tần số góp thêm phần Phục hồi tần số về tần số danh định của hệ thống điện .20. Hệ thống quản trị nguồn năng lượng EMS ( viết tắt theo tiếng Anh : Energy Management System ) là hệ thống ứng dụng quản trị nguồn năng lượng để quản lý và vận hành tối ưu hệ thống điện .21. Hệ thống tinh chỉnh và điều khiển phân tán DCS ( viết tắt theo tiếng Anh : Distributed Control System ) là hệ thống những thiết bị tinh chỉnh và điều khiển trong nhà máy sản xuất điện hoặc trạm điện được liên kết mạng theo nguyên tắc điều khiển và tinh chỉnh phân tán để tăng độ đáng tin cậy và hạn chế những ảnh hưởng tác động do sự cố thành phần tinh chỉnh và điều khiển trong nhà máy sản xuất điện hoặc trạm điện .22. Hệ thống điện là hệ thống những trang thiết bị phát điện, lưới điện và những trang thiết bị phụ trợ được link với nhau .23. Hệ thống điện vương quốc là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong khoanh vùng phạm vi cả nước .24. Hệ thống điện truyền tải là hệ thống điện gồm có lưới điện truyền tải và những nhà máy sản xuất điện đấu nối vào lưới điện truyền tải .25. Hệ thống SCADA ( viết tắt theo tiếng Anh : Supervisory Control And Data Acquisition ) là hệ thống tích lũy số liệu để Giao hàng việc giám sát, điều khiển và tinh chỉnh và quản lý và vận hành hệ thống điện .26. Hệ số chạm đất là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất ( vận dụng cho trường hợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất ) .27. Hòa đồng nhất là thao tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống điện với nhau theo điều kiện kèm theo hòa đồng điệu quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .28. Khả năng khởi động đen là năng lực của một xí nghiệp sản xuất điện hoàn toàn có thể khởi động tối thiểu một tổ máy phát điện từ trạng thái dừng trọn vẹn và hoà đồng bộ vào lưới điện mà không cần nhận điện từ lưới điện khu vực .29. Khởi động đen là quy trình Phục hồi lại hàng loạt ( hoặc một phần ) hệ thống điện từ trạng thái mất điện hàng loạt ( hoặc một phần ) bằng cách sử dụng những tổ máy phát điện có năng lực khởi động đen .30. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là tổ chức triển khai, cá thể có trang thiết bị điện, lưới điện đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, gồm có :a ) Đơn vị phát điện ;b ) Đơn vị phân phối điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải ;c ) Đơn vị phân phối và kinh doanh bán lẻ điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải ;d ) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải .31. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển và tinh chỉnh chính sách quản lý và vận hành hệ thống điện trong thời hạn thực .32. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm điện và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn điện .33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện gồm có những đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV .34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện gồm có những đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV .37. Năm N là năm hiện tại quản lý và vận hành hệ thống điện, được tính theo năm dương lịch .38. Ngày nổi bật là ngày được chọn có chính sách tiêu thụ điện nổi bật của phụ tải điện theo Quy định nội dung, chiêu thức, trình tự và thủ tục điều tra và nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương phát hành. Ngày nổi bật gồm có ngày nổi bật của ngày thao tác, ngày cuối tuần ( thứ Bẩy, Chủ nhật ), đợt nghỉ lễ ( nếu có ) cho năm, tháng và tuần .39. Ngừng, giảm phân phối điện theo kế hoạch là việc ngừng phân phối điện cho những người mua sử dụng điện để triển khai kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế, đại tu, xây lắp những khu công trình điện ; điều hòa, hạn chế phụ tải theo kế hoạch do Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo khi thiếu điện .40. Nhà máy nhiệt điện là nhà máy sản xuất điện hoạt động giải trí theo nguyên tắc đổi khác nhiệt năng thành điện năng, gồm có cả những nhà máy sản xuất điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy sản xuất điện sử dụng chất thải rắn .41. Quy định quản lý và vận hành thị trường điện cạnh tranh đối đầu là quy định do Bộ Công Thương phát hành về quản lý và vận hành thị trường điện cạnh tranh đối đầu và nghĩa vụ và trách nhiệm của những đơn vị chức năng trong thị trường điện theo từng Lever .42. Sa thải phụ tải là quy trình cắt phụ tải điện ra khỏi hệ thống điện khi có sự cố hoặc không bảo vệ bảo mật an ninh hệ thống điện, được triển khai trải qua hệ thống tự động hóa sa thải phụ tải hoặc lệnh điều độ .43. Sự cố là sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do một hoặc nhiều nguyên do dẫn đến hệ thống điện hoạt động giải trí không thông thường, gây ngừng cung ứng điện hoặc tác động ảnh hưởng đến việc bảo vệ phân phối điện bảo đảm an toàn, không thay đổi và liên tục cho hệ thống điện vương quốc .44. Sự cố một thành phần ( sự cố đơn lẻ ) là sự cố xảy ra ở một thành phần trong hệ thống điện truyền tải khi hệ thống điện đang ở chính sách quản lý và vận hành thông thường .45. Sự cố nhiều thành phần là sự cố xảy ra ở hai thành phần trở lên tại cùng một thời gian trong hệ thống điện truyền tải .46. Sự cố nghiêm trọng là sự cố trong hệ thống điện gây mất điện diện rộng trên lưới điện truyền tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người hoặc gia tài .47. Tan rã hệ thống điện là trường hợp hệ thống điện vương quốc bị chia tách thành nhiều hệ thống điện nhỏ không link với nhau do sự cố .48. Thiết bị đầu cuối RTU / Gateway ( viết tắt theo tiếng Anh : Remote Terminal Unit / Gateway ) là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy sản xuất điện phục vụ việc tích lũy và truyền tài liệu về hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm tinh chỉnh và điều khiển .50. Thời gian khởi động là khoảng chừng thời hạn tối thiểu để khởi động một tổ máy phát điện tính từ khi Đơn vị phát điện nhận được lệnh khởi động từ Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện đến khi tổ máy phát điện được hoà đồng bộ vào hệ thống điện vương quốc .51. Tiêu chí N-1 là một tiêu chuẩn Giao hàng quy hoạch, phong cách thiết kế, góp vốn đầu tư kiến thiết xây dựng và quản lý và vận hành hệ thống điện bảo vệ khi có sự cố một thành phần xảy ra trong hệ thống điện hoặc khi một thành phần tách khỏi quản lý và vận hành để bảo trì, sửa chữa thay thế thì hệ thống điện vẫn quản lý và vận hành không thay đổi, phân phối những tiêu chuẩn quản lý và vận hành, số lượng giới hạn quản lý và vận hành được cho phép và phân phối điện bảo đảm an toàn, liên tục .52. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế IEC ( International Electrotechnical Commission ) phát hành .54. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù .55. Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh là TT được trang bị hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để giám sát, điều khiển và tinh chỉnh từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc những thiết bị đóng cắt trên lưới điện .56. pu là hệ đơn vị tương đối bộc lộ tỷ suất giữa giá trị trong thực tiễn so với giá trị định mức .

Chương II
YÊU CẦU TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 4. Tần số

Chế độ vận hành của hệ thống điện	Dải tần số được phép dao động	Thời gian khôi phục, tính từ thời điểm xảy ra sự cố (Áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm 2018)
		Trạng thái chưa ổn định (chế độ xác lập)	Khôi phục về chế độ vận hành bình thường
Sự cố đơn lẻ	49 Hz ÷ 51 Hz	02 phút để đưa tần số về khoanh vùng phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz	05 phút để đưa tần số về khoanh vùng phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
Sự cố nhiều thành phần, sự cố nghiêm trọng hoặc chính sách cực kỳ khẩn cấp	47,5 Hz ÷ 52 Hz	10 giây để đưa tần số về khoanh vùng phạm vi 49 Hz ÷ 51 Hz	10 phút để đưa tần số vềkhoanh vùng phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
		05 phút để đưa tần số về khoanh vùng phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz

1. Tần số danh định của hệ thống điện vương quốc Nước Ta là 50 Hz. Trong chính sách quản lý và vận hành thông thường, tần số hệ thống điện được phép xê dịch trong khoanh vùng phạm vi ± 0,2 Hz so với tần số danh định. Ở những chính sách quản lý và vận hành khác của hệ thống điện, dải tần số được phép xê dịch và thời hạn Phục hồi về chính sách quản lý và vận hành thông thường được quy định tại Bảng 1 như sau : Bảng 1 Dải tần số được phép giao động và thời hạn Phục hồi hệ thống điện về chính sách quản lý và vận hành thông thường trong những chính sách quản lý và vận hành khác của hệ thống điện vương quốc

Dải tần số được phép (Hz) ( “ f ” là tần số hệ thống điện )	Số lần được phép theo chu kỳ thời gian ( tính từ thời gian khởi đầu chu kỳ luân hồi )
52 ≥ f ≥ 51,25	07 lần trong 01 năm
51,25 > f > 50,5	50 lần trong 01 năm
49,5 > f > 48,75	60 lần trong 01 năm
48,75 ≥ f > 48	12 lần trong 01 năm
48 ≥ f ≥ 47,5	01 lần trong 02 năm

Trong đó, một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép là một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép trong khoảng thời gian từ 05 giây (s) trở lên.2. Dải tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá số lượng giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều thành phần, sự cố nghiêm trọng hoặc chính sách cực kỳ khẩn cấp được xác lập theo chu kỳ luân hồi 01 năm hoặc 02 năm được quy định tại Bảng 2 như sau : Bảng 2 Dải tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá số lượng giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều thành phần, sự cố nghiêm trọng hoặc chính sách cực kỳ khẩn cấpTrong đó, một lần tần số hệ thống điện vượt quá số lượng giới hạn được phép là một lần tần số hệ thống điện vượt quá số lượng giới hạn được phép trong khoảng chừng thời hạn từ 05 giây ( s ) trở lên .3. Trong quy trình quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm điều độ, quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc và kêu gọi những mô hình dịch vụ phụ trợ để bảo vệ tần số nằm trong dải được phép .

Điều 5. Ổn định hệ thống điện

1. Ổn định hệ thống điện là năng lực của hệ thống điện, với điều kiện kèm theo quản lý và vận hành khởi đầu xác lập, trở lại chính sách quản lý và vận hành thông thường hoặc chính sách cân đối xác lập sau khi xảy ra một kích động vật lý trong hệ thống điện làm biến hóa những thông số kỹ thuật quản lý và vận hành của hệ thống điện. Ổn định hệ thống điện được phân loại như sau :a ) Ổn định quá độ ( Transient Stability ) là năng lực của những tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được trạng thái quản lý và vận hành đồng điệu sau khi xảy ra những kích động lớn trong hệ thống điện ;b ) Ổn định tín hiệu nhỏ ( Small Signal stability ) là năng lực những tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được trạng thái quản lý và vận hành đồng điệu sau khi xảy ra những kích động nhỏ trong hệ thống điện, với mức độ dập tắt những giao động hiệu suất tự nhiên trong số lượng giới hạn được cho phép ;c ) Ổn định điện áp động ( Dynamic Voltage Stability ) là năng lực của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại những nút sau khi xảy ra những kích động lớn trong hệ thống điện ;d ) Ổn định điện áp tĩnh ( Steady State Voltage Stability ) là năng lực của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại những nút sau khi xảy ra những kích động nhỏ trong hệ thống điện ;đ ) Ổn định tần số ( Frequency Stability ) là năng lực hệ thống điện duy trì được tần số xác lập sau khi xảy ra những kích động làm mất cân đối hiệu suất giữa nguồn điện và phụ tải điện .2. Cộng hưởng dưới đồng nhất ( cộng hưởng tần số thấp, Sub-Synchronous resonance ) là hiện tượng kỳ lạ tần số xê dịch riêng của hệ thống điện cộng hưởng với tần số giao động riêng của tuabin tổ máy phát điện làm tăng mô men xoắn ảnh hưởng tác động lên trục tuabin và rôto của tổ máy phát điện .

Dạng ổn định	Tiêu chuẩn ổn định
Ổn định quá độ	Góc pha của roto tổ máy phát điện không được vượt quá 120 độ .Dao động góc pha roto tổ máy phát điện phải được dập tắt trong khoảng chừng 20 giây sau khi sự cố được loại trừ .
Ổn định tín hiệu nhỏ	Hệ số suy giảm của xê dịch ( Damping Ratio ) không được nhỏ hơn 5 % .
Ổn định điện áp động	Trong thời hạn 05 giây sau khi sự cố được loại trừ, điện áp tại điểm sự cố phải được hồi sinh tối thiểu 75 % giá trị điện áp trước khi sự cố .
Ổn định điện áp tĩnh	Hệ thống điện phải có dự trữ hiệu suất tối thiểu 5 % theo đặc tính P-V trong trường hợp 01 ( một ) thành phần bị tách ra khỏi quản lý và vận hành ( N-1 ) .
Ổn định tần số	Hệ thống điện phải bảo vệ tiêu chuẩn về không thay đổi tần số phân phối theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này .

3. Hệ thống điện vương quốc đang quản lý và vận hành ở chính sách thông thường hoặc sau khi sự cố đã được loại trừ phải duy trì chính sách đồng nhất và phân phối tiêu chuẩn về không thay đổi hệ thống điện được quy định tại Bảng 3 như sau : Bảng 3 Tiêu chuẩn về không thay đổi hệ thống điện

Điều 6. Điện áp

1. Các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải gồm có 500 kV, 220 kV .

Cấp điện áp	Chế độ vận hành của hệ thống điện
	Vận hành bình thường	Sự cố đơn lẻ
500 kV	475 ÷ 525	450 ÷ 550
220 kV	209 ÷ 242	198 ÷ 242

2. Trong điều kiện kèm theo thao tác thông thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái được cho phép quản lý và vận hành trên lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 4 như sau : Bảng 4 Điện áp tại thanh cái được cho phép quản lý và vận hành trên lưới điện truyền tải3. Trong trường hợp hệ thống điện truyền tải bị sự cố nhiều thành phần, sự cố nghiêm trọng, trong chính sách quản lý và vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc chính sách Phục hồi hệ thống điện, được cho phép mức xê dịch điện áp trên lưới điện truyền tải trong thời điểm tạm thời lớn hơn ± 10 % so với điện áp danh định nhưng không được vượt quá ± 20 % so với điện áp danh định .4. Trong thời hạn sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận hoàn toàn có thể giảm quá độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110 % điện áp danh định ở những pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ .3. Trong chính sách quản lý và vận hành thông thường, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm bảo vệ tổng mức biến dạng do sóng hài trên lưới điện truyền tải không vượt quá những giá trị quy định Khoản 1 Điều này .4. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm bảo vệ thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải không phát sóng hài lên lưới điện truyền tải vượt quá giá trị quy định tại Khoản 2 Điều này .5. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hài có tín hiệu vi phạm những giá trị quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền nhu yếu đơn vị chức năng còn lại kiểm tra những giá trị sóng hài hoặc thuê đơn vị chức năng thí nghiệm độc lập triển khai. Trường hợp tác dụng kiểm tra cho thấy tổng mức biến dạng sóng hài vi phạm quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, đơn vị chức năng nào gây ra nguyên do và vi phạm quy định, đơn vị chức năng đó phải chịu hàng loạt ngân sách kiểm tra, xác định, những thiệt hại và triển khai những giải pháp khắc phục .

Điều 9. Mức nhấp nháy điện áp

Cấp điện áp	Plt95%	Pst95%
220, 500 kV	0,6	0,8

Trong đó: Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này; Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá trị này.1. Mức nhấp nháy điện áp tối đa được cho phép trong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 5 như sau : Bảng 5 Mức nhấp nháy điện ápTrong đó : Plt95 % là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng chừng 95 % thời hạn đo ( tối thiểu 01 tuần ) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này ; Pst95 % là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng chừng 95 % thời hạn đo ( tối thiểu 01 tuần ) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá trị này .2. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm trấn áp mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải bảo vệ mức nhấp nháy điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá những giá trị quy định tại Bảng 5 trong chính sách quản lý và vận hành thông thường. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm bảo vệ thiết bị đấu nối của mình với lưới điện truyền tải không gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 5 .3. Trường hợp cho rằng mức nhấp nháy điện áp có tín hiệu vi phạm những giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền nhu yếu đơn vị chức năng còn lại kiểm tra mức nhấp nháy điện áp hoặc thuê đơn vị chức năng thí nghiệm độc lập thực thi. Trường hợp tác dụng kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn vị chức năng nào gây ra nguyên do và vi phạm quy định, đơn vị chức năng đó phải chịu hàng loạt ngân sách kiểm tra, xác định, những thiệt hại và thực thi những giải pháp khắc phục .

Điều 10. Dao động điện áp

1. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trên lưới điện truyền tải do phụ tải giao động gây ra không được vượt quá 2,5 % của điện áp danh định và phải nằm trong khoanh vùng phạm vi giá trị điện áp quản lý và vận hành được cho phép so với từng cấp điện áp được quy định tại Điều 6 Thông tư này .2. Trong trường hợp chuyển nấc phân áp dưới tải bằng tay, xê dịch điện áp tại điểm đấu nối với phụ tải không được vượt quá giá trị kiểm soát và điều chỉnh điện áp của nấc phân áp máy biến áp điều áp dưới tải .3. Cho phép mức kiểm soát và điều chỉnh điện áp mỗi lần tối đa là 5 % giá trị điện áp danh định, với điều kiện kèm theo việc kiểm soát và điều chỉnh điện áp không được gây ra hỏng hóc thiết bị trên hệ thống điện truyền tải và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải .

Điều 11. Chế độ nối đất trung tính

1. Chế độ nối đất trung tính của lưới điện truyền tải là chính sách nối đất trực tiếp .2. Trường hợp chính sách nối đất trung tính của một số ít thiết bị trong lưới điện truyền tải thực thi khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý chấp thuận bằng văn bản của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện .

Cấp điện áp	Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA)	Thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính (ms)	Thời gian chịu đựng tối thiểu của thiết bị (s)
			Áp dụng đến hết ngày 31/12/2017	Áp dụng từ ngày 01/01/2018
500 kV	50	80	03	01
220 kV	50	100	03	01

Điều 13. Hệ số chạm đất
Hệ số chạm đất của lưới điện truyền tải ở các cấp điện áp không được vượt quá 1,4.

Điều 14. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải

1. Độ đáng tin cậy của lưới điện truyền tải được xác lập bằng tỷ suất sản lượng điện năng không cung ứng được hàng năm do ngừng, giảm phân phối điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm phân phối điện có kế hoạch và sự cố trên lưới điện truyền tải gây mất điện cho người mua .2. Sản lượng điện năng không cung ứng được được tính bằng tích số giữa hiệu suất phụ tải bị ngừng, giảm cung ứng điện với thời hạn ngừng, giảm cung ứng điện tương ứng trong những trường hợp mất điện lê dài trên 01 phút, trừ những trường hợp sau :a ) Ngừng, giảm phân phối điện do hệ thống điện vương quốc thiếu nguồn ;b ) Ngừng, giảm mức cung ứng điện do sự kiện bất khả kháng ( sự kiện xảy ra một cách khách quan không hề trấn áp được, không hề lường trước được và không hề tránh được mặc dầu đã vận dụng mọi giải pháp thiết yếu trong năng lực được cho phép ) .

3. Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong một năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
– kkccđ: Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong 01 năm;
– Ti: Thời gian ngừng, giảm cung cấp điện lần i kéo dài trên 01 phút, được xác định bằng khoảng thời gian từ lúc bắt đầu ngừng, giảm cung cấp cho tới lúc khôi phục được cung cấp điện (giờ);
– Pi: Công suất phụ tải trung bình bị ngừng, giảm cung cấp điện lần thứ i (kW);
– n: Số lần ngừng, giảm cung cấp điện năm tính toán;
– Att: Tổng sản lượng điện truyền tải qua lưới điện truyền tải trong năm tính toán (kWh).

Điều 15. Tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải

∆ A =	Attnhận – Attgiao
	Attnhận

1. Tổn thất điện năng hàng năm trên lưới điện truyền tải được xác lập theo công thức sau : Trong đó : – ΔA : Tổn thất hàng năm trên lưới điện truyền tải ; – Attnhận : Tổng lượng điện năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng nhận từ toàn bộ Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại những điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu qua lưới điện truyền tải ; – Attgiao : Tổng lượng điện năng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng mà những Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải tiếp đón từ những điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng xuất khẩu qua lưới điện truyền tải .

Chương III
DỰ BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Điều 16. Quy định chung về dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia

1. Dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc là dự báo cho hàng loạt phụ tải điện được phân phối điện từ hệ thống điện vương quốc, trừ những phụ tải có nguồn phân phối điện độc lập và không nối lưới điện vương quốc. Dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc là cơ sở để lập kế hoạch tăng trưởng hệ thống điện truyền tải hàng năm, kế hoạch và phương pháp quản lý và vận hành hệ thống điện, quản lý và vận hành thị trường điện .2. Dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc gồm có dự báo nhu yếu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày và chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch thị trường điện .3. Trách nhiệm dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốca ) Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm dự báo nhu yếu phụ tải điện của hệ thống điện vương quốc, hệ thống điện ba miền ( Bắc, Trung, Nam ) và tại những điểm đấu nối với lưới điện truyền tải ;b ) Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh nhỏ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện những số liệu dự báo nhu yếu phụ tải điện của mình, gồm có dự báo nhu yếu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị chức năng và nhu yếu phụ tải điện tại từng trạm biến áp 110 kV ;c ) Đơn vị bán sỉ điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện những số liệu dự báo nhu yếu xuất, nhập khẩu điện, trong đó gồm có dự báo nhu yếu xuất, nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm đấu nối Giao hàng xuất, nhập khẩu điện .4. Đối với dự báo nhu yếu phụ tải điện tại những điểm đấu nối với lưới điện truyền tải và độ phân giải của chu kỳ luân hồi dự báo nhu yếu phụ tải điện, tùy theo từng tiến trình tăng trưởng và nhu yếu của thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có nghĩa vụ và trách nhiệm hướng dẫn việc triển khai quy định này .

Điều 17. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm

1. Dự báo nhu yếu phụ tải điện năm được thực thi cho 01 năm tới ( năm N + 1 ) và 01 năm tiếp theo ( năm N + 2 ) .2. Số liệu Giao hàng dự báo nhu yếu phụ tải điện năm gồm có :a ) Số liệu dự báo nhu yếu phụ tải điện từng tháng về điện năng, hiệu suất cực lớn, biểu đồ ngày nổi bật của 104 tuần với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại những trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện ;b ) Số liệu dự báo xuất, nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, hiệu suất cực lớn, biểu đồ ngày nổi bật của 104 tuần với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của Đơn vị bán sỉ điện .3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu yếu phụ tải điện năm gồm có :a ) Tốc độ tăng trưởng kinh tế tài chính ( GDP ) của 02 năm tiếp theo được cơ quan có thẩm quyền công bố chính thức ;b ) Số liệu dự báo nhu yếu phụ tải điện và thông số phụ tải hàng năm theo quy hoạch tăng trưởng điện lực đã được phê duyệt ;c ) Các số liệu thống kê về hiệu suất, điện năng tiêu thụ, xuất, nhập khẩu điện trong tối thiểu 05 năm trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh nhỏ điện, Đơn vị bán sỉ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải ;d ) Các giải pháp, tiềm năng của những Chương trình tiết kiệm chi phí nguồn năng lượng và Quản lý nhu yếu điện ;đ ) Những thông tin thiết yếu khác .4. Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc năm gồm có : Công suất cực lớn, điện năng, biểu đồ ngày nổi bật của 104 tuần với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của hệ thống điện vương quốc, hệ thống điện ba miền và tại những điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối .5. Trình tự thực thi

a) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của năm trước để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

b ) Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, địa thế căn cứ vào số liệu về dự báo nhu yếu phụ tải điện được những đơn vị chức năng cung ứng, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm hoàn thành xong và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện hiệu quả dự báo nhu yếu phụ tải điện năm theo quy định tại Khoản 4 Điều này .

Điều 18. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng

1. Dự báo nhu yếu phụ tải điện tháng được thực thi cho 01 tháng tới .2. Số liệu Giao hàng dự báo nhu yếu phụ tải điện tháng gồm có :a ) Số liệu dự báo nhu yếu phụ tải điện từng tuần về điện năng, hiệu suất cực lớn, biểu đồ ngày nổi bật từng tuần với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh nhỏ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại những trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện ;b ) Số liệu dự báo xuất, nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, hiệu suất cực lớn, biểu đồ ngày nổi bật từng tuần với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của Đơn vị bán sỉ điện .3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu yếu phụ tải điện tháng gồm có :a ) Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện từng tháng trong dự báo nhu yếu phụ tải điện năm đã công bố ;b ) Các số liệu thống kê về hiệu suất, điện năng tiêu thụ, xuất nhập khẩu, phụ tải cực lớn ban ngày và buổi tối của tháng cùng kỳ năm trước và 03 tháng trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh nhỏ điện, Đơn vị bán sỉ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải ;c ) Các sự kiện hoàn toàn có thể gây dịch chuyển lớn đến nhu yếu phụ tải điện và những thông tin thiết yếu khác .4. Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc tháng gồm có : Công suất cực lớn, điện năng, biểu đồ ngày nổi bật từng tuần với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của hệ thống điện vương quốc, hệ thống điện ba miền và tại những điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối .5. Trình tự thực thi

a) Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tháng trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

b ) Trước 07 ngày thao tác ở đầu cuối hàng tháng, địa thế căn cứ vào số liệu về dự báo nhu yếu phụ tải điện được những đơn vị chức năng cung ứng, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai xong và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện hiệu quả dự báo nhu yếu phụ tải điện tháng theo quy định tại Khoản 4 Điều này .

Điều 19. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần

1. Dự báo nhu yếu phụ tải điện tuần được triển khai cho 02 tuần tới .2. Số liệu ship hàng dự báo nhu yếu phụ tải điện tuần gồm có số liệu dự báo điện năng, hiệu suất với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại những trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện .3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu yếu phụ tải điện tuần gồm có :a ) Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện tuần trong dự báo nhu yếu phụ tải điện tháng và dự báo nhu yếu phụ tải điện của tuần trước đó đã công bố ;b ) Các số liệu thống kê về hiệu suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực lớn ban ngày và buổi tối trong 04 tuần trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh nhỏ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải ;c ) Dự báo thời tiết của những ngày trong 02 tuần tới, những dịp nghỉ lễ, tết và những sự kiện hoàn toàn có thể gây dịch chuyển lớn đến nhu yếu phụ tải điện .4. Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc tuần gồm có : Điện năng, hiệu suất với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của hệ thống điện vương quốc, hệ thống điện ba miền và tại những điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối .5. Trình tự triển khai

a) Trước 10h00 thứ Ba hàng tuần, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tuần trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

b ) Trước 15 h00 thứ Năm hàng tuần, địa thế căn cứ vào số liệu về dự báo nhu yếu phụ tải điện được những đơn vị chức năng cung ứng, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm hoàn thành xong và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện tác dụng dự báo nhu yếu phụ tải điện tuần theo quy định tại Khoản 4 Điều này .

Điều 20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày

1. Dự báo nhu yếu phụ tải điện ngày được triển khai cho 02 ngày tới .2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu yếu phụ tải điện ngày gồm có :a ) Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện trong dự báo nhu yếu phụ tải điện tuần và dự báo nhu yếu phụ tải điện của ngày hôm trước đã công bố ;b ) Các số liệu hiệu suất, điện năng thực tiễn của hệ thống điện trong 07 ngày trước ; trường hợp dịp nghỉ lễ, tết phải sử dụng những số liệu của những ngày lễ hội, tết năm trước ;c ) Dự báo thời tiết của 02 ngày tới và những thông tin thiết yếu khác .3. Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc ngày gồm có những số liệu sau : Điện năng, hiệu suất với chu kỳ luân hồi 30 phút / lần của hệ thống điện vương quốc, hệ thống điện ba miền và tại những điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối .4. Trước 10 h00 hàng ngày, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai xong và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện hiệu quả dự báo nhu yếu phụ tải điện ngày theo quy định tại Khoản 3 Điều này .

Điều 21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện

1. Dự báo nhu yếu phụ tải điện chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch thị trường điện được thực thi cho 01 ( một ) chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tới và 08 ( tám ) chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tiếp theo .2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu yếu phụ tải điện chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch thị trường điện gồm có :a ) Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện trong dự báo nhu yếu phụ tải điện ngày và hiệu quả dự báo nhu yếu phụ tải điện chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch thị trường điện trước đó đã công bố ;b ) Các số liệu hiệu suất, điện năng thực tiễn của hệ thống điện cùng kỳ tuần trước ;c ) Dự báo thời tiết tại thời gian gần nhất ;d ) Các thông tin thiết yếu khác .3. Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch thị trường điện gồm có :a ) Công suất và sản lượng của hệ thống điện vương quốc và hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam cho chu kỳ luân hồi 30 phút của chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tới và 08 ( tám ) chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tiếp theo ;b ) Công suất và sản lượng tại từng điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối cho chu kỳ luân hồi 30 phút của chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tới và 8 chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tiếp theo .4. Chậm nhất 15 phút trước chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tiếp theo, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm hoàn thành xong và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện hiệu quả dự báo nhu yếu phụ tải điện chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều này .

Điều 22. Nguyên tắc chung

1. Hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm lập kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải của năm tới ( năm N + 1 ) và có xét đến 01 năm tiếp theo ( năm N + 2 ) .2. Kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải hàng năm được lập trên những cơ sở sau đây :a ) Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện năm đã được công bố ;b ) Phù hợp với quy hoạch tăng trưởng điện lực vương quốc, quy hoạch tăng trưởng điện lực tỉnh đã được phê duyệt và những Thỏa thuận đấu nối đã ký ;c ) Đáp ứng những nhu yếu trong quản lý và vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II và nhu yếu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này ;d ) Đáp ứng nhu yếu phụ tải điện và những nhu yếu quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ; bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy, không thay đổi hệ thống điện truyền tải vương quốc .3. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện trong quy trình lập kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải để bảo vệ những khu công trình nguồn điện, lưới điện được góp vốn đầu tư, đấu nối và quản lý và vận hành phân phối những nhu yếu quy định tại Khoản 2 Điều này .

Điều 23. Nội dung kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải
Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:

1. Đánh giá tình hình trong thực tiễn quản lý và vận hành lưới điện truyền tải đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại .2. Dự báo nhu yếu phụ tải điện tại từng điểm giao nhận giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo .3. Đánh giá tình hình thực thi góp vốn đầu tư và ước thực thi góp vốn đầu tư so với hạng mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải đã được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại .4. Danh mục những dự án Bất Động Sản nguồn điện đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo, kèm theo dự kiến điểm đấu nối, thỏa thuận hợp tác đấu nối của những dự án Bất Động Sản nguồn điện này .5. Danh mục những khu công trình hệ thống thông tin, hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway, hệ thống đo đếm, hệ thống tích lũy số liệu đo đếm Giao hàng công tác làm việc điều độ, quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện .6. Kết quả thống kê giám sát những chính sách xác lập hệ thống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới, cho mùa khô và mùa mưa của 01 năm tiếp theo, gồm có cả tác dụng giám sát những giải pháp và nhìn nhận năng lực cung ứng tiêu chuẩn N-1 của lưới điện truyền tải .7. Kết quả giám sát dòng điện ngắn mạch tại những thanh cái 500 kV, 220 kV, 110 kV trong lưới điện truyền tải, trong đó phải xác lập rõ những vị trí có giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất theo đo lường và thống kê vượt quá 90 % giá trị lớn nhất được cho phép quy định tại Điều 12 Thông tư này .8. Kết quả thống kê giám sát, nghiên cứu và phân tích không thay đổi của hệ thống điện truyền tải .9. Kết quả giám sát bù hiệu suất phản kháng trên lưới điện truyền tải .10. Xác định đơn cử những ràng buộc, hạn chế trên lưới điện truyền tải hoàn toàn có thể tác động ảnh hưởng đến việc quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi hệ thống điện truyền tải gồm có cả những tác động ảnh hưởng đến nhu yếu về không thay đổi hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này .11. Đề xuất chỉ tiêu độ an toàn và đáng tin cậy và tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải cho năm tới theo quy định tại Điều 14 và Điều 15 Thông tư này .12. Phân tích năng lực phân phối những nhu yếu trong quản lý và vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, nhu yếu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này và yêu cầu những giải pháp triển khai để phân phối những nhu yếu quy định .13. Phân tích và lựa chọn giải pháp góp vốn đầu tư lưới điện truyền tải bảo vệ truyền tải hết hiệu suất của những nhà máy điện, phân phối nhu yếu phụ tải điện, phân phối những nhu yếu kỹ thuật và có ngân sách thấp nhất .14. Danh mục và quá trình những khuôn khổ lưới điện truyền tải cần thiết kế xây dựng theo từng tháng của năm tới và theo từng quý của 01 năm tiếp theo. Kế hoạch sắp xếp vốn cho triển khai từng khu công trình .15. Các yêu cầu, yêu cầu ( nếu có ) .

Điều 24. Trách nhiệm cung cấp thông tin phục vụ lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải

1. Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm cung ứng những thông tin sau :a ) Danh sách những xí nghiệp sản xuất điện mới dự kiến đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo, quá trình thực thi góp vốn đầu tư, đấu nối và ngày dự kiến quản lý và vận hành của những nhà máy sản xuất điện đó ;b ) Các thông số kỹ thuật chính của những xí nghiệp sản xuất điện sẽ đấu nối vào hệ thống điện truyền tải và thông tin về điểm đấu nối được quy định tại Phụ lục 1B phát hành kèm theo Thông tư này ;c ) Các biến hóa tương quan đến đấu nối những nhà máy sản xuất điện hiện có trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo .2. Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối điện và kinh doanh nhỏ, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối những thông tin sau :a ) Danh sách những điểm đấu nối dự kiến với lưới điện truyền tải năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo ; hạng mục những khu công trình lưới điện truyền tải được giao trách nhiệm thực thi góp vốn đầu tư, thiết kế xây dựng ;b ) Tiến độ dự kiến đóng điện của những điểm đấu nối mới ;c ) Công suất phụ tải cực lớn tại những điểm đấu nối mới và những thông tin về đấu nối được quy định tại Phụ lục 1C phát hành kèm theo Thông tư này ;d ) Dự kiến yêu cầu những biến hóa ( nếu có ) của điểm đấu nối hiện tại với lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo .3. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối những thông tin sau :a ) Kết quả dự báo nhu yếu phụ tải điện năm theo quy định tại Điều 17 Thông tư này ;b ) Dự kiến nhu yếu dịch vụ phụ trợ năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo ;c ) Dự kiến kế hoạch kêu gọi nguồn điện năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo .4. Đơn vị bán sỉ điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối những thông tin sau :a ) Công suất, điện năng xuất, nhập khẩu ;b ) Tiến độ đưa vào quản lý và vận hành những khu công trình nguồn điện mới năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo .

Điều 25. Trình tự lập, phê duyệt và công bố kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải

1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi đề xuất về cung ứng thông tin và thời hạn cung ứng thông tin đến Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán sỉ điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ( gồm có cả những người mua có nhu yếu đấu nối mới ) .2. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán sỉ điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm cung ứng khá đầy đủ thông tin theo những nội dung nhu yếu quy định tại Điều 24 Thông tư này cho Đơn vị truyền tải điện .3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai xong dự thảo kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và gửi lấy quan điểm của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện về nhìn nhận ảnh hưởng tác động của những khu công trình lưới điện truyền tải dự kiến góp vốn đầu tư đến việc bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi, đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải .4. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai xong kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và báo cáo giải trình Tập đoàn Điện lực Nước Ta để trải qua .5. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo đã được Tập đoàn Điện lực Nước Ta trải qua .6. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có nghĩa vụ và trách nhiệm tổ chức triển khai thẩm định và đánh giá, phê duyệt và công bố trên Trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo .7. Trong thời hạn 15 ngày thao tác kể từ ngày kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm công bố thoáng đãng trên Trang thông tin điện tử của đơn vị chức năng kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải đã được phê duyệt .

Chương V
ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Mục 1. NGUYÊN TẮC CHUNG

Điều 26. Điểm đấu nối

1. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải .2. Tùy thuộc vào cấu trúc của lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác lập như sau :a ) Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện ;b ) Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy sản xuất điện .3. Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định tại Khoản 2 Điều này, điểm đấu nối thay thế sửa chữa do hai bên tự thỏa thuận hợp tác .4. Điểm đấu nối phải được miêu tả cụ thể bằng những bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có tương quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua và bán điện .

Điều 27. Ranh giới phân định tài sản và quản lý vận hành

1. Ranh giới phân định gia tài giữa Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là điểm đấu nối .2. Tài sản của mỗi bên tại điểm đấu nối phải được liệt kê chi tiết cụ thể kèm theo những bản vẽ, sơ đồ có tương quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua và bán điện .3. Tài sản thuộc chiếm hữu của bên nào thì bên đó có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư, thiết kế xây dựng, quản trị và quản lý và vận hành theo những tiêu chuẩn và quy định của pháp lý, trừ trường hợp có thỏa thuận hợp tác khác .

Điều 28. Các yêu cầu chung

1. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi góp vốn đầu tư tăng trưởng lưới điện truyền tải theo quy hoạch tăng trưởng điện lực và kế hoạch góp vốn đầu tư đã được duyệt, bảo vệ trang thiết bị lưới điện truyền tải phân phối những nhu yếu trong quản lý và vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và nhu yếu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này .2. Việc đấu nối trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào lưới điện truyền tải phải tương thích với quy hoạch tăng trưởng điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, bảo vệ trang thiết bị lưới điện truyền tải cung ứng những nhu yếu trong quản lý và vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và nhu yếu kỹ thuật chung và đơn cử tại điểm đấu nối quy định tại Chương này .4. Đơn vị truyền tải điện và người mua có đề xuất đấu nối phải có Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Thông tư này, gồm có những nội dung chính sau :a ) Vị trí điểm đấu nối ;b ) Các nội dung kỹ thuật tương quan đến điểm đấu nối ;c ) Tiến độ thời hạn hoàn thành xong đấu nối ;d ) Trách nhiệm góp vốn đầu tư, quản trị quản lý và vận hành ;đ ) Các nội dung thương mại của Thỏa thuận đấu nối .5. Đơn vị truyền tải điện có quyền khước từ ý kiến đề nghị đấu nối trong những trường hợp sau :a ) Trang thiết bị, lưới điện của người mua có đề xuất đấu nối không cung ứng những nhu yếu quản lý và vận hành và nhu yếu kỹ thuật quy định tại Thông tư này và những quy chuẩn kỹ thuật ngành có tương quan ;b ) Đề nghị đấu nối không đúng với quy hoạch tăng trưởng điện lực đã được duyệt .6. Đơn vị truyền tải điện có quyền tách đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới điện truyền tải trong trường hợp người mua vi phạm những nhu yếu kỹ thuật và nhu yếu quản lý và vận hành theo quy định tại Thông tư này hoặc những vi phạm quy định về bảo đảm an toàn, quản lý và vận hành trên gia tài của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoàn toàn có thể gây ảnh hưởng tác động đến bảo đảm an toàn quản lý và vận hành lưới điện truyền tải. Trường hợp hai bên không thống nhất về việc tách đấu nối thì phải thực thi trình tự, thủ tục xử lý tranh chấp quy định tại Chương IX Thông tư này .7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu yếu đổi khác, nâng cấp thiết bị hoặc đổi khác sơ đồ kết lưới trong khoanh vùng phạm vi quản trị của mình hoàn toàn có thể gây tác động ảnh hưởng đến quản lý và vận hành bảo đảm an toàn hệ thống điện truyền tải hoặc những thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông tin bằng văn bản và phải được Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển thống nhất kế hoạch trước khi thực thi .8. Những đổi khác tương quan đến điểm đấu nối trong quy trình góp vốn đầu tư, quản lý và vận hành phải được update trong hồ sơ về điểm đấu nối và Thỏa thuận đấu nối đã ký .9. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm tàng trữ những số liệu về chính sách thao tác, công tác làm việc quản lý và vận hành, trùng tu, bảo trì và những sự cố trên những thành phần thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị của mình trong thời hạn 05 năm. Khi Đơn vị truyền tải điện nhu yếu, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm cung ứng vừa đủ những thông tin thiết yếu tương quan đến sự cố xảy ra trên những thành phần thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị của mình. Đối với những đấu nối ship hàng mua và bán, trao đổi điện với quốc tế hoặc đấu nối giữa xí nghiệp sản xuất điện nằm ngoài chủ quyền lãnh thổ Nước Ta với hệ thống điện vương quốc, những nhu yếu kỹ thuật, nhu yếu quản lý và vận hành so với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải được thực thi theo thứ tự ưu tiên như sau :a ) Thực hiện theo những quy định, điều ước và cam kết quốc tế mà Nước Ta tham gia ;b ) Thỏa thuận thống nhất đơn cử giữa những bên tương quan để phân phối tối đa những nhu yếu, quy định kỹ thuật về hệ thống điện của mỗi nước và bảo vệ quản lý và vận hành lưới điện link, lưới điện đấu nối được bảo đảm an toàn, đáng tin cậy và không thay đổi .

Mục 2. YÊU CẦU KỸ THUẬT CHUNG ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 29. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối

1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải gồm có những thiết bị điện từ cấp điện áp trung áp đến siêu cao áp tại điểm đấu nối và bộc lộ được link giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện phải được diễn đạt bằng những hình tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh đánh số thiết bị theo quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và những hệ thống bảo vệ, tinh chỉnh và điều khiển, thống kê giám sát đi kèm phải có đủ năng lực đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối phân phối sơ đồ tăng trưởng lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch tăng trưởng điện lực được duyệt cho quá trình tối thiểu 10 năm tiếp theo .3. Các thiết bị trực tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ năng lực chịu đựng dòng điện ngắn mạch lớn nhất hoàn toàn có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo đo lường và thống kê và thông tin của Đơn vị truyền tải điện cung ứng sơ đồ tăng trưởng lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch tăng trưởng điện lực được duyệt cho tiến trình tối thiểu 10 năm tiếp theo .4. Máy cắt thực thi thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị thiết bị kiểm tra hoà đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao cách ly kèm theo những phương tiện đi lại khóa liên động để bảo vệ bảo đảm an toàn trong quy trình quản lý và vận hành và khi bảo trì, thay thế sửa chữa thiết bị .

Điều 30. Yêu cầu đối với hệ thống rơ le bảo vệ

1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phong cách thiết kế, lắp ráp, chỉnh định và thử nghiệm hệ thống rơ le bảo vệ trong khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ phân phối những nhu yếu về ảnh hưởng tác động nhanh, độ nhạy, tính tinh lọc và đáng tin cậy khi loại trừ sự cố, bảo vệ quản lý và vận hành hệ thống điện bảo đảm an toàn, an toàn và đáng tin cậy .2. Việc phối hợp trang bị, lắp ráp những thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận hợp tác giữa Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tự ý biến hóa thiết bị bảo vệ và những giá trị thiết lập của thiết bị rơ le bảo vệ khi chưa được sự đồng ý chấp thuận của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .3. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm phát hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc khoanh vùng phạm vi lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện và trải qua những trị số chỉnh định tương quan đến lưới điện truyền tải so với những thiết bị rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải .4. Thời gian tối đa loại trừ sự cố trên những thành phần trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bằng những bảo vệ chính không vượt quá những giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này .5. Trường hợp thiết bị bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được nhu yếu liên kết với thiết bị bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì những thiết bị này phải cung ứng những nhu yếu của Đơn vị truyền tải điện về liên kết và được sự chấp thuận đồng ý của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .6. Trường hợp lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị rơ le bảo vệ trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoàn toàn có thể được phép gửi lệnh đi cắt những máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải được sự đồng ý chấp thuận của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển so với những máy cắt này và phải được ghi trong Thỏa thuận đấu nối .7. Độ đáng tin cậy ảnh hưởng tác động của hệ thống rơ le bảo vệ không nhỏ hơn 99 % .8. Ngoài những nhu yếu quy định từ Khoản 1 đến Khoản 7 Điều này, hệ thống rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện phải cung ứng thêm những nhu yếu sau :a ) Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống hoà đồng bộ đúng chuẩn ;b ) Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống giám sát ghi sự cố có công dụng đồng điệu thời hạn GPS ( Global Positioning System ) ;c ) Nhà máy điện có tổng hiệu suất đặt từ 300 MW trở lên, phải được trang bị thiết bị có công dụng đo góc pha ( PMU – Phasor Measurement Unit ) và đồng nhất thời hạn GPS ( Global Positioning System ). Nhà máy điện có tổng hiệu suất đặt dưới 300 MW, việc trang bị PMU phải theo thống kê giám sát và nhu yếu của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ;d ) Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không phải Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm trang bị, lắp ráp thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha theo giám sát và nhu yếu của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh, bảo vệ liên kết thích hợp, an toàn và đáng tin cậy, không thay đổi với hệ thống ghi sự cố và đo góc pha đặt tại Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm tích hợp thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với hệ thống đặt tại Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển ;đ ) Trong quy trình quản lý và vận hành, khi có nhu yếu tăng cấp, thay thế sửa chữa thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin và thỏa thuận hợp tác với Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh trước khi thực thi ;e ) Đường dây truyền tải điện cấp điện áp từ 220 kV trở lên đấu nối tổ máy phát điện hoặc sân phân phối của xí nghiệp sản xuất điện phải có 02 kênh truyền thông tin liên lạc độc lập về vật lý ship hàng cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời hạn truyền không lớn hơn 20 ms ;g ) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư, lắp ráp rơ le tần số thấp trong khoanh vùng phạm vi quản trị ship hàng tự động hóa sa thải phụ tải theo giám sát và nhu yếu của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .9. Phạm vi, cách sắp xếp và nhu yếu kỹ thuật so với những thiết bị rơ le bảo vệ cho tổ máy phát điện, máy biến áp, thanh cái và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải theo Quy định về nhu yếu kỹ thuật so với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong xí nghiệp sản xuất điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực phát hành .

Điều 31. Yêu cầu đối với hệ thống thông tin

2. Hệ thống thông tin của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khách hàng có thể thỏa thuận sử dụng hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện hoặc của các nhà cung cấp khác để kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thông tin liên tục và tin cậy phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư, quản trị hệ thống thông tin trong khoanh vùng phạm vi quản trị lưới điện truyền tải để phục vụ việc quản trị, quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ; phối hợp với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển để thiết lập đường truyền thông tin về Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh .4. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải những nhu yếu về tài liệu thông tin, truyền tài liệu và giao diện thông tin thiết yếu Giao hàng quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện .5. Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong việc thử nghiệm, kiểm tra và liên kết hệ thống thông tin, tài liệu của người mua vào hệ thống thông tin, tài liệu hiện có do đơn vị chức năng quản trị .

Điều 32. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

3. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh, những cấp điều độ có nghĩa vụ và trách nhiệm san sẻ thông tin để ship hàng phối hợp quản lý và vận hành hệ thống điện .4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư, lắp ráp, quản trị, quản lý và vận hành thiết bị đầu cuối RTU / Gateway trong khoanh vùng phạm vi quản trị, đường truyền tài liệu hoặc thuê đường truyền tài liệu của đơn vị chức năng cung ứng dịch vụ để bảo vệ liên kết, truyền tài liệu liên tục, rất đầy đủ, an toàn và đáng tin cậy về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và hệ thống tinh chỉnh và điều khiển của Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh ( nếu có ) .5. Thiết bị đầu cuối RTU / Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải có đặc tính kỹ thuật thích hợp và bảo vệ liên kết được với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và hệ thống điều khiển và tinh chỉnh của Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh ( nếu có ) .6. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm tích hợp những tài liệu theo list tài liệu đã thỏa thuận hợp tác với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống SCADA của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển để thông số kỹ thuật, thiết lập cơ sở tài liệu trên hệ thống của mình bảo vệ sự thích hợp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và hệ thống tinh chỉnh và điều khiển của Trung tâm tinh chỉnh và điều khiển ( nếu có ) .7. Trường hợp hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có sự biến hóa về công nghệ tiên tiến và được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời gian ký Thỏa thuận đấu nối dẫn đến phải đổi khác hoặc tăng cấp hệ thống tinh chỉnh và điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp thực thi những hiệu chỉnh thiết yếu để những thiết bị của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thích hợp với những đổi khác của hệ thống SCADA. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư, tăng cấp hệ thống điều khiển và tinh chỉnh, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway để bảo vệ liên kết thích hợp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .8. Trong quy trình quản lý và vận hành, khi có nhu yếu tăng cấp, lan rộng ra hệ thống điều khiển và tinh chỉnh, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm thỏa thuận hợp tác với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển trước khi triển khai tăng cấp, lan rộng ra .9. Yêu cầu list tài liệu, nhu yếu kỹ thuật của thiết bị đầu cuối RTU / Gateway được quy định đơn cử tại Quy định về nhu yếu kỹ thuật và quản trị quản lý và vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực phát hành .

Điều 33. Nối đất trung tính máy biến áp

1. Cuộn dây phía cao áp của máy biến áp ba pha hoặc 03 ( ba ) máy biến áp một pha đấu nối vào lưới điện truyền tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất .2. Việc nối đất trung tính máy biến áp phải bảo vệ giá trị của thông số chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 13 Thông tư này .

Điều 34. Hệ số công suất của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải

1. Trong chính sách quản lý và vận hành thông thường, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải duy trì thông số hiệu suất ( cosφ ) tại vị trí đo đếm chính không nhỏ hơn 0,9 trong trường hợp nhận hiệu suất phản kháng và không nhỏ hơn 0,98 trong trường hợp phát hiệu suất phản kháng .2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung ứng cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển những thông số kỹ thuật về những thiết bị bù hiệu suất phản kháng trong lưới điện của mình ( nếu có ), gồm có :a ) Công suất phản kháng định mức và dải kiểm soát và điều chỉnh ;b ) Nguyên tắc kiểm soát và điều chỉnh hiệu suất phản kháng .

Điều 35. Độ dao động phụ tải điện
Tốc độ thay đổi công suất tiêu thụ của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải trong 01 phút không được vượt quá 10 % công suất tiêu thụ khi đang vận hành ở chế độ bình thường, trừ trường hợp Khách hàng sử dụng điện có thể điều chỉnh nhu cầu sử dụng điện theo yêu cầu hoặc có thỏa thuận khác với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 37. Yêu cầu đối với Trung tâm điều khiển

1. Yêu cầu kỹ thuật chunga ) Hệ thống giám sát, tinh chỉnh và điều khiển và hệ thống thông tin lắp ráp tại Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh phải được trang bị thiết bị để bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy những nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh thực thi ;b ) Hệ thống giám sát, tinh chỉnh và điều khiển của Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh phải có đặc tính kỹ thuật thích hợp và bảo vệ liên kết, truyền tài liệu của những nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện không thay đổi, an toàn và đáng tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển ;c ) Trung tâm điều khiển và tinh chỉnh phải có nguồn điện dự trữ để bảo vệ quản lý và vận hành thông thường trong trường hợp mất nguồn điện từ hệ thống điện vương quốc .3. Nhà máy điện, trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm tinh chỉnh và điều khiển thực thi điều khiển và tinh chỉnh, thao tác từ xa phải được trang bị hệ thống giám sát, tinh chỉnh và điều khiển, camera và thông tin viễn thông để truyền, liên kết tài liệu không thay đổi, an toàn và đáng tin cậy và liên tục với Trung tâm tinh chỉnh và điều khiển phân phối những nhu yếu tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này .

Mục 3. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN VÀ NHIỆT ĐIỆN

Điều 38. Yêu cầu khả năng huy động, điều khiển công suất tổ máy phát điện

1. Nhà máy điện có hiệu suất lắp ráp trên 30 MW phải góp vốn đầu tư những trang thiết bị, hệ thống điều khiển và tinh chỉnh, hệ thống AGC bảo vệ liên kết không thay đổi, an toàn và đáng tin cậy và bảo mật thông tin với hệ thống tinh chỉnh và điều khiển hiệu suất tổ máy của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện Giao hàng điều khiển và tinh chỉnh từ xa hiệu suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Yêu cầu kỹ thuật đơn cử về liên kết tín hiệu hệ thống AGC của tổ máy phát điện với hệ thống SCADA / EMS của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quy định tại Quy định về nhu yếu kỹ thuật và quản trị quản lý và vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực phát hành .2. Tổ máy phát điện của nhà máy sản xuất điện phải có năng lực phát hiệu suất tính năng định mức trong dải thông số hiệu suất từ 0,85 ( ứng với chính sách phát hiệu suất phản kháng ) đến 0,9 ( ứng với chính sách nhận hiệu suất phản kháng ) tại đầu cực của máy phát điện, tương thích với đặc tính hiệu suất phản kháng của tổ máy .4. Trong chính sách quản lý và vận hành thông thường, sự biến hóa điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải trong khoanh vùng phạm vi được cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này không được tác động ảnh hưởng đến lượng hiệu suất tính năng đang phát và năng lực phát hàng loạt hiệu suất phản kháng của tổ máy phát điện .

Dải tần số của hệ thống điện	Thời gian duy trì tối thiểu
	Nhà máy thủy điện	Nhà máy nhiệt điện
Từ 46 Hz đến 47,5 Hz	20 giây	Không nhu yếu
Trên 47,5 Hz đến 48,0 Hz	10 phút	10 phút
Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz	30 phút	30 phút
Từ 49 Hz đến 51 Hz	Phát liên tục	Phát liên tục
Trên 51 Hz đến 51,5 Hz	30 phút	30 phút
Trên 51,5 Hz đến 52 Hz	03 phút	01 phút

5. Tổ máy phát điện của xí nghiệp sản xuất điện phải có năng lực liên tục phát hiệu suất tính năng định mức trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 46 Hz đến dưới 49 Hz và trên 51 Hz, mức giảm hiệu suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ suất nhu yếu của mức giảm tần số hệ thống điện, tương thích với đặc tuyến quan hệ giữa hiệu suất tính năng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì quản lý và vận hành phát điện của xí nghiệp sản xuất điện có hiệu suất lắp ráp trên 30 MW hoặc xí nghiệp sản xuất điện đấu nối vào lưới điện truyền tải tương ứng với những dải tần số của hệ thống điện theo quy định tại Bảng 7 như sau : Bảng 7 Thời gian tối thiểu duy trì quản lý và vận hành phát điện tương ứng với những dải tần số của hệ thống điện6. Tổ máy phát điện của xí nghiệp sản xuất điện phải có năng lực chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại Điều 7 Thông tư này và chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không Open trong thời hạn loại trừ ngắn mạch pha – pha và pha – đất gần máy phát bằng bảo vệ dự trữ có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách ra khỏi quản lý và vận hành .7. Tổ máy phát điện của xí nghiệp sản xuất điện phải có năng lực thao tác liên tục ở những chính sách sau :a ) Tải không cân đối giữa ba pha từ 10 % trở xuống ;b ) Hệ số cung ứng của kích từ so với tổ máy phát điện đồng điệu lớn hơn 0,5 % ;c ) Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ hơn 5 % dòng điện định mức .

Điều 39. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện

1. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện phải bảo vệ cho tổ máy phát điện hoàn toàn có thể thao tác với dải thông số hiệu suất quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này. Hệ thống kích từ phải bảo vệ cho tổ máy phát điện quản lý và vận hành ở hiệu suất biểu kiến định mức ( MVA ) trong dải ± 5 % điện áp định mức tại đầu cực máy phát .2. Tổ máy phát điện của xí nghiệp sản xuất điện phải được trang bị AVR hoạt động giải trí liên tục có năng lực giữ điện áp đầu cực với độ xô lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức trong hàng loạt dải thao tác được cho phép của máy phát điện .3. AVR phải có năng lực bù lại sự sụt áp trên máy biến áp đầu cực và bảo vệ sự phân loại không thay đổi hiệu suất phản kháng giữa những máy phát điện cùng nối vào một thanh cái chung .4. AVR phải được cho phép setup những số lượng giới hạn về :a ) Dòng điện kích từ tối thiểu ;b ) Dòng điện kích từ tối đa .5. Khi điện áp đầu cực máy phát điện nằm trong dải từ 80 đến 120 % điện áp định mức và tần số hệ thống nằm trong dải từ 47,5 đến 52 Hz, trong thời hạn tối đa 0,1 giây hệ thống kích từ tổ máy phát điện phải có năng lực tăng dòng điện và điện áp kích từ tới những giá trị như sau :a ) Đối với tổ máy phát điện của nhà máy sản xuất thủy điện : 1,8 lần giá trị định mức ;b ) Đối với tổ máy phát điện của xí nghiệp sản xuất nhiệt điện : 2,0 lần giá trị định mức .6. Tốc độ đổi khác điện áp kích từ không được thấp hơn 2,0 lần so với điện áp kích từ định mức / giây khi tổ máy phát điện mang tải định mức .7. Tổ máy phát điện có hiệu suất trên 30 MW phải trang bị thiết bị không thay đổi hệ thống điện ( Power System Stabiliser – PSS ) có năng lực làm suy giảm những xê dịch có tần số trong dải từ 0,1 Hz đến 5 Hz góp thêm phần nâng cao không thay đổi hệ thống điện. Đơn vị phát điện phải thiết lập, hiệu chỉnh những thông số kỹ thuật của thiết bị PSS theo thống kê giám sát của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo vệ thiết bị PSS có thông số suy giảm giao động ( Damping ratio ) không nhỏ hơn 5 %. Đối với những tổ máy phát điện có trang bị thiết bị PSS, Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm đưa thiết bị PSS vào hoạt động giải trí theo nhu yếu của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .

Điều 40. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện

1. Tổ máy phát điện của nhà máy sản xuất điện khi đang quản lý và vận hành phải tham gia vào việc kiểm soát và điều chỉnh tần số sơ cấp trong hệ thống điện vương quốc .2. Tổ máy phát điện của nhà máy sản xuất điện phải được trang bị hệ thống điều tốc tác động ảnh hưởng nhanh phân phối được sự đổi khác của tần số hệ thống trong điều kiện kèm theo quản lý và vận hành thông thường. Hệ thống điều tốc phải có năng lực đảm nhiệm và thực thi những lệnh tăng, giảm hoặc biến hóa điểm đặt hiệu suất từ hệ thống SCADA / EMS của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ trường hợp Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có nhu yếu .3. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện phải có năng lực chỉnh định giá trị thông số tĩnh của đặc tính kiểm soát và điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5 %. Giá trị thiết lập của thông số tĩnh của đặc tính kiểm soát và điều chỉnh do Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện giám sát và xác lập .4. Trừ những tổ máy phát điện đuôi hơi của xí nghiệp sản xuất điện quy trình hỗn hợp, giá trị nhỏ nhất hoàn toàn có thể đặt được của dải chết hệ thống điều tốc của những tổ máy phát điện phải nằm trong khoanh vùng phạm vi ± 0,05 Hz. Giá trị dải chết hệ thống điều tốc của từng tổ máy phát điện sẽ được Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện đo lường và thống kê và xác lập trong quy trình đấu nối và quản lý và vận hành .5. Hệ thống điều khiển và tinh chỉnh bộ điều tốc phải được cho phép setup những số lượng giới hạn và những bảo vệ chống vượt tốc như sau :a ) Đối với những tua bin hơi : Từ 104 % đến 112 % vận tốc định mức ;b ) Đối với tua bin khí và thủy điện : Từ 104 % đến 130 % vận tốc định mức ;c ) Trường hợp tổ máy phát điện quản lý và vận hành trong khu vực lưới điện đang trong thời điểm tạm thời bị tách khỏi hệ thống điện truyền tải vương quốc nhưng vẫn liên tục cấp điện cho người mua thì hệ thống điều tốc máy phát điện phải duy trì được sự không thay đổi tần số cho khu vực lưới điện đã tách ra .

Điều 41. Khởi động đen

1. Tại những vị trí quan trọng trong hệ thống điện truyền tải, một số ít xí nghiệp sản xuất điện phải có năng lực khởi động đen. Yêu cầu về trang bị năng lực khởi động đen phải được ghi rõ trong Thỏa thuận đấu nối .2. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm xác lập những vị trí quan trọng trong hệ thống điện vương quốc phải thiết kế xây dựng những xí nghiệp sản xuất điện có năng lực khởi động đen và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện trong quy trình thỏa thuận hợp tác đấu nối để xác lập những nhu yếu đơn cử về khởi động đen so với từng nhà máy sản xuất điện .

Mục 4. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ, NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI

Dải tần số của hệ thống điện	Thời gian duy trì tối thiểu
Từ 47,5 HZ đến 48,0 Hz	10 phút
Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz	30 phút
Từ 49 Hz đến 51 Hz	Phát liên tục
Trên 51 Hz đến 51,5 Hz	30 phút
Trên 51,5 Hz đến 52 Hz	01 phút

Mục 5. TRÌNH TỰ THỎA THUẬN ĐẤU NỐI

Điều 43. Trình tự thỏa thuận đấu nối

1. Khi có nhu yếu đấu nối mới hoặc biến hóa điểm đấu nối hiện tại, người mua có nhu yếu đấu nối phải gửi hồ sơ ý kiến đề nghị đấu nối cho Đơn vị truyền tải điện .2. Hồ sơ ý kiến đề nghị đấu nối gồm có :a ) Văn bản ý kiến đề nghị đấu nối, kèm theo những nội dung theo mẫu quy định tại những Phụ lục 1A, 1B, 1C phát hành kèm theo Thông tư này ;b ) Các tài liệu kỹ thuật về những trang thiết bị dự tính đấu nối hoặc những đổi khác dự kiến tại điểm đấu nối hiện tại ;c ) Thời gian dự kiến triển khai xong dự án Bất Động Sản, số liệu kinh tế tài chính – kỹ thuật của dự án Bất Động Sản đấu nối mới hoặc biến hóa đấu nối hiện tại .3. Sau khi nhận được hồ sơ đề xuất đấu nối không thiếu và hợp lệ, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm :a ) Xem xét những nhu yếu tương quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối ;

b) Chủ trì thực hiện đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối đối với lưới điện truyền tải, bao gồm các nội dung chính sau:
– Tính toán các chế độ xác lập cho lưới điện khu vực đề nghị đấu nối trong giai đoạn 10 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải khu vực;
– Tính toán, đánh giá dòng điện ngắn mạch tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải;
– Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế do đấu nối mới có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải;
– Đánh giá khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.

c ) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 phát hành kèm theo Thông tư này, gửi cho người mua có nhu yếu đấu nối và Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển ;

d) Chậm nhất sau 15 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ của khách hàng, gửi văn bản đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có ý kiến chính thức về các nội dung chính sau:
– Đánh giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải;
– Các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị điện tại điểm đấu nối, yêu cầu phục vụ vận hành, điều độ đối với các tổ máy phát điện, yêu cầu về trang bị hệ thống sa thải phụ tải theo tần số đối với khách hàng sử dụng điện để đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Chương II và Chương V Thông tư này;
– Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục Thông tư này.

4. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện để thực thi nhìn nhận tác động ảnh hưởng của đấu nối so với hệ thống điện truyền tải theo những nội dung quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều này .5. Khách hàng có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối khá đầy đủ những thông tin thiết yếu khác cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh để xác lập những đặc tính kỹ thuật, nhu yếu kỹ thuật thiết yếu khác bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và an toàn và đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải .6. Trong thời hạn 20 ngày thao tác kể từ khi nhận được đề xuất của Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và những đơn vị chức năng có tương quan có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi quan điểm góp ý bằng văn bản so với những nội dung quy định tại Điểm d Khoản 3 và Khoản 4 Điều này cho Đơn vị truyền tải điện .7. Sau khi nhận được quan điểm góp ý của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và những đơn vị chức năng tương quan khác, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm hoàn thành xong dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận hợp tác thống nhất với người mua có nhu yếu đấu nối những nhu yếu kỹ thuật tại điểm đấu nối và cùng người mua ký Thỏa thuận đấu nối .8. Thỏa thuận đấu nối được lập thành 04 bản, mỗi bên giữ 02 bản. Đơn vị truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi 01 bản sao cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh, và những đơn vị chức năng tương quan để phối hợp triển khai trong quy trình góp vốn đầu tư thiết kế xây dựng, đóng điện chạy thử và quản lý và vận hành chính thức .9. Thời gian xem xét hồ sơ đề xuất đấu nối, thỏa thuận hợp tác những nội dung tương quan và ký Thỏa thuận đấu nối triển khai theo quy định tại Điều 44 Thông tư này .10. Trường hợp người mua có nhu yếu đấu nối vào lưới điện hoặc thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải khác, người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm thỏa thuận hợp tác trực tiếp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải này. Trước khi thỏa thuận hợp tác thống nhất với người mua có nhu yếu đấu nối về giải pháp đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải chiếm hữu thiết bị có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh để bảo vệ thiết bị của người mua có nhu yếu đấu nối cung ứng vừa đủ những nhu yếu kỹ thuật của thiết bị tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này. Các nội dung phát sinh tương quan đến đấu nối mới với người mua có nhu yếu đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm update những nội dung này vào Thỏa thuận đấu nối đã ký với Đơn vị truyền tải điện .11. Trường hợp đấu nối vào thanh cái cấp điện áp 110 kV hoặc trung áp thuộc những trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong khoanh vùng phạm vi quản trị của Đơn vị truyền tải điện, trình tự và thủ tục thỏa thuận hợp tác đấu nối được thực thi theo quy định từ Khoản 1 đến Khoản 9 Điều này .

Các nội dung thực hiện	Thời gian thực hiện	Trách nhiệm thực hiện
Gửi hồ sơ ý kiến đề nghị đấu nối khá đầy đủ và hợp lệ		Khách hàng có nhu yếu đấu nối
Xem xét hồ sơ ý kiến đề nghị đấu nối, sẵn sàng chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối và gửi lấy quan điểm những đơn vị chức năng	Không quá 35 ngày thao tác kể từ khi nhận hồ sơ không thiếu và hợp lệ	Đơn vị truyền tải điện chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và những đơn vị chức năng tương quan
Hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận hợp tác thống nhất và ký kết Thỏa thuận đấu nối	Không quá 20 ngày thao tác kể từ khi nhận được quan điểm góp ý của những đơn vị chức năng tương quan	Đơn vị truyền tải điện và người mua có nhu yếu đấu nối

Điều 44. Thời hạn xem xét và ký thỏa thuận hợp tác đấu nối Thời hạn để thực thi những bước đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối được quy định tại Bảng 9 như sau : Bảng 9 Thời hạn xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối

Mục 6. THỰC HIỆN THỎA THUẬN ĐẤU NỐI

Điều 45. Quyền tiếp cận thiết bị tại điểm đấu nối
Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối có quyền tiếp cận các thiết bị tại điểm đấu nối trong quá trình khảo sát để lập phương án đấu nối, thiết kế, thi công, lắp đặt, thử nghiệm, kiểm tra, thay thế, tháo dỡ, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị đấu nối.

Điều 46. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối

1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra toàn diện và tổng thể điều kiện kèm theo đóng điện điểm đấu nối ( những tài liệu kỹ thuật có xác nhận của người mua có nhu yếu đấu nối và bản sao những tài liệu pháp lý được xác nhận theo quy định ), gồm có :a ) Các biên bản nghiệm thu sát hoạch từng phần và toàn phần những thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường dây và trạm biến áp vào lưới điện truyền tải tuân thủ những tiêu chuẩn kỹ thuật Nước Ta hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Nước Ta được cho phép vận dụng và cung ứng những nhu yếu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định tại Chương này ;

b) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu, bao gồm các tài liệu sau:
– Thuyết minh chung, mặt bằng bố trí thiết bị điện;
– Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện;
– Sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
– Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;
– Sơ đồ thể hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của khách hàng với lưới điện truyền tải và thông số của đường dây đấu nối;
– Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có).

c) Các tài liệu về thông số kỹ thuật và quản lý vận hành bao gồm các tài liệu sau:
– Thông số kỹ thuật của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số đo lường thực tế của đường dây đấu nối;
– Tài liệu về hệ thống năng lượng sơ cấp, tài liệu kỹ thuật về hệ thống kích từ, điều tốc, mô hình mô phỏng và tài liệu hướng dẫn mô phỏng của hệ thống kích từ, điều tốc, hệ thống PSS, sơ đồ hàm truyền Laplace cùng các giá trị cài đặt (đối với công trình mới là nhà máy điện);
– Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ le bảo vệ, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về phía khách hàng;
– Tài liệu hướng dẫn vận hành thiết bị của nhà chế tạo và các tài liệu kỹ thuật có liên quan khác.

d ) Tính toán, đề xuất kiến nghị kế hoạch khởi động, chạy thử ; đề xuất kiến nghị phương pháp đóng điện và quản lý và vận hành .2. Trừ trường hợp có thỏa thuận hợp tác khác, người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm cung ứng rất đầy đủ những nội dung, tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và Đơn vị truyền tải điện Giao hàng lập phương pháp đóng điện theo thời hạn sau :a ) Chậm nhất 03 tháng trước ngày dự kiến đưa nhà máy sản xuất điện vào quản lý và vận hành thử lần đầu ;b ) Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào quản lý và vận hành thử lần đầu .3. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm lập phương pháp đóng điện đưa khu công trình mới vào quản lý và vận hành để bảo vệ bảo đảm an toàn, đáng tin cậy cho thiết bị trong hệ thống điện vương quốc. Khách hàng có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển trong quy trình lập phương pháp đóng điện .4. Chậm nhất 20 ngày thao tác kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi cho người mua có nhu yếu đấu nối những tài liệu sau :a ) Sơ đồ đánh số thiết bị ;b ) Các nhu yếu về phương pháp nhận lệnh điều độ ;c ) Các nhu yếu so với chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa của người mua từ điểm đấu nối về phía người mua ; phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa thuộc khoanh vùng phạm vi lưới điện truyền tải và những trị số chỉnh định tương quan đến lưới điện truyền tải so với những thiết bị rơ le bảo vệ, tự động hóa của người mua có nhu yếu đấu nối ;d ) Phương thức đóng điện đã thống nhất với người mua có nhu yếu đấu nối ;đ ) Các nhu yếu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị ;e ) Các nhu yếu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc Giao hàng điều độ ;g ) Các nhu yếu về liên kết và quản lý và vận hành so với hệ thống SCADA, thiết bị giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống PSS ;h ) Các nhu yếu về trang bị hệ thống công nghệ thông tin, hạ tầng thiết yếu khác Giao hàng quản lý và vận hành thị trường điện ;i ) Danh mục những Quy trình tương quan đến quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ;k ) Danh sách những cán bộ tương quan và điều độ viên kèm theo số điện thoại cảm ứng và số fax liên lạc .5. Chậm nhất 20 ngày thao tác trước ngày đóng điện điểm đấu nối, người mua có nhu yếu đấu nối phải thỏa thuận hợp tác thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh lịch chạy thử, phương pháp đóng điện và quản lý và vận hành những trang thiết bị điện .6. Chậm nhất 15 ngày thao tác trước ngày đóng điện điểm đấu nối, người mua có nhu yếu đấu nối phải cung ứng cho Đơn vị truyền tải điện những nội dung sau :a ) Lịch chạy thử, phương pháp đóng điện và quản lý và vận hành những trang thiết bị điện đã thỏa thuận hợp tác thống nhất với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển ;b ) Thỏa thuận phân định nghĩa vụ và trách nhiệm mỗi bên về quản trị, vận hành trang thiết bị đấu nối ;c ) Các quy định nội bộ về quản lý và vận hành bảo đảm an toàn thiết bị đấu nối ;d ) Danh sách những nhân viên cấp dưới quản lý và vận hành đã được đào tạo và giảng dạy đủ năng lượng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành, gồm có họ tên, chức vụ trình độ, nghĩa vụ và trách nhiệm, số điện thoại cảm ứng và số fax liên lạc .7. Chậm nhất 15 ngày thao tác trước ngày đóng điện điểm đấu nối, người mua có nhu yếu đấu nối phải cung ứng cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển những nội dung quy định tại những Điểm b, c, d Khoản 6 Điều này và phân phối cho Đơn vị bán sỉ điện nội dung quy định tại Điểm a Khoản 6 Điều này .

Điều 47. Kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối

1. Chậm nhất 05 ngày thao tác trước ngày dự kiến thực thi đóng điện điểm đấu nối, người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm thỏa thuận hợp tác với Đơn vị truyền tải điện ngày thực thi kiểm tra trong thực tiễn tại điểm đấu nối .2. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm chủ trì, phối hợp với những đơn vị chức năng tương quan thỏa thuận hợp tác với người mua có nhu yếu đấu nối về trình tự kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu sát hoạch và trong thực tiễn lắp ráp trang thiết bị tại điểm đấu nối .3. Trường hợp Đơn vị truyền tải điện thông tin điểm đấu nối hoặc trang thiết bị tương quan đến điểm đấu nối của người mua có nhu yếu đấu nối chưa đủ điều kiện kèm theo đóng điện thì người mua có nghĩa vụ và trách nhiệm hiệu chỉnh, bổ trợ hoặc sửa chữa thay thế trang thiết bị theo nhu yếu và thỏa thuận hợp tác lại với Đơn vị truyền tải điện thời hạn thực thi kiểm tra lần sau .4. Trường hợp Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển cảnh báo nhắc nhở việc đóng điện có rủi ro tiềm ẩn tác động ảnh hưởng đến quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi, đáng tin cậy của hệ thống điện truyền tải hoặc thiết bị của người mua thì người mua có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và Đơn vị truyền tải điện để kiểm tra lại nội dung tương quan đến cảnh báo nhắc nhở, thống nhất giải pháp xử lý và thỏa thuận hợp tác lại với Đơn vị truyền tải điện thời hạn triển khai kiểm tra lần sau .5. Trường hợp người mua có nhu yếu đấu nối nhận thấy việc thực thi đóng điện khu công trình điện có năng lực ảnh hưởng tác động đến quản lý và vận hành không thay đổi, bảo đảm an toàn thiết bị của người mua, người mua có nghĩa vụ và trách nhiệm yêu cầu với đơn vị chức năng có tương quan để phối hợp giải quyết và xử lý và thỏa thuận hợp tác lại với Đơn vị truyền tải điện thời hạn thực thi kiểm tra lần sau .6. Đơn vị truyền tải điện, người mua có nhu yếu đấu nối và những đơn vị chức năng tương quan tham gia kiểm tra có nghĩa vụ và trách nhiệm ký vào Biên bản kiểm tra điều kiện kèm theo đóng điện điểm đấu nối .

Điều 48. Đóng điện điểm đấu nối

1. Sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện kèm theo đóng điện điểm đấu nối xác nhận đủ điều kiện kèm theo đóng điện, người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và Đơn vị truyền tải điện văn bản ĐK đóng điện điểm đấu nối kèm theo những tài liệu sau :

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:
– Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;
– Bản sao Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối;
– Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;
– Hợp đồng mua bán điện đã ký hoặc thỏa thuận về mua bán điện;
– Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về xây dựng. b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ bao gồm:
– Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
– Hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa, hệ thống điều khiển, kích từ và điều tốc đã được cài đặt, chỉnh định đúng theo các yêu cầu quy định tại Thông tư và của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
– Danh sách nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax;
– Phương tiện thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
– Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
– Quy trình phối hợp vận hành đã được thống nhất giữa Đơn vị phát điện với Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Trường hợp việc đóng điện điểm đấu nối của người mua có tác động ảnh hưởng đến chính sách quản lý và vận hành hoặc phải tách thiết bị trên lưới điện truyền tải ra khỏi quản lý và vận hành, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm ĐK với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị của mình để phối hợp đóng điện điểm đấu nối .3. Trong thời hạn 05 ngày thao tác kể từ ngày nhận được văn bản ĐK đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin cho Đơn vị truyền tải điện và người mua có nhu yếu đấu nối về thời hạn và phương pháp đóng điện điểm đấu nối .4. Đơn vị truyền tải điện và người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp triển khai đóng điện điểm đấu nối theo phương pháp đã được Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển thông tin .

Điều 49. Chạy thử, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối

1. Trong thời hạn chạy thử, nghiệm thu sát hoạch để đưa vào quản lý và vận hành những thiết bị sau điểm đấu nối của người mua có nhu yếu đấu nối, người mua có nhu yếu đấu nối phải cử nhân viên quản lý và vận hành, cán bộ có thẩm quyền trực 24/24 h và thông báo danh sách cán bộ trực kèm theo số điện thoại thông minh, số fax để liên hệ với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển khi thiết yếu .2. Trình tự chạy thử, nghiệm thu sát hoạch triển khai theo quy trình tiến độ hướng dẫn của nhà sản xuất và những quy định hiện hành ( nếu có ) .3. Trong thời hạn chạy thử, nghiệm thu sát hoạch, người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và những đơn vị chức năng có tương quan khác để giảm thiểu tác động ảnh hưởng của những thiết bị mới đang được chạy thử, nghiệm thu sát hoạch đến quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải vương quốc .4. Kết thúc quy trình chạy thử, nghiệm thu sát hoạch, người mua có nhu yếu đấu nối có nghĩa vụ và trách nhiệm xác nhận và phân phối không thiếu những thông tin sau cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và Đơn vị truyền tải điện :a ) Thông số kỹ thuật trong thực tiễn của những thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp, tổ máy phát điện ;b ) Kết quả thí nghiệm và thông số kỹ thuật thiết lập thực tiễn của những hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc ;

c) Các yêu cầu kỹ thuật khác đã được thống nhất trong Thỏa thuận đấu nối.
Trường hợp các thiết bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối không đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này và Thỏa thuận đấu nối đã ký, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền chưa thực hiện đấu nối nhà máy điện hoặc lưới điện của khách hàng vào lưới điện truyền tải và yêu cầu khách hàng có nhu cầu đấu nối thực hiện các biện pháp bổ sung và khắc phục.

5. Lưới điện, nhà máy điện và những thiết bị điện sau điểm đấu nối của người mua có nhu yếu đấu nối chỉ được chính thức đưa vào quản lý và vận hành sau khi đã có không thiếu biên bản thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu sát hoạch từng phần, toàn phần và cung ứng rất đầy đủ những nhu yếu quy định tại Thông tư này và Thỏa thuận đấu nối đã ký .

Điều 50. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị sau khi chính thức đưa vào vận hành

1. Trong quy trình quản lý và vận hành, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển ( sau đây gọi là bên có nhu yếu kiểm tra bổ trợ ) có quyền nhu yếu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực thi kiểm tra, thử nghiệm, thí nghiệm bổ trợ những thiết bị trong khoanh vùng phạm vi quản trị của người mua cho những mục tiêu sau :a ) Kiểm tra sự phân phối của những thiết bị trong lưới điện, nhà máy sản xuất điện và tại điểm đấu nối với những quy định tại Thông tư này, quy chuẩn kỹ thuật được phép vận dụng tại Nước Ta và những nhu yếu đơn cử trong Thỏa thuận đấu nối đã ký ;b ) Kiểm tra sự tuân thủ những thỏa thuận hợp tác trong hợp đồng mua và bán điện và Thỏa thuận đấu nối đã ký so với những thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ;c ) Đánh giá ảnh hưởng tác động của lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đến sự quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và an toàn và đáng tin cậy của hệ thống điện vương quốc ;d ) Chuẩn xác và hiệu chỉnh lại những thông số kỹ thuật kỹ thuật của những tổ máy phát điện và lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải Giao hàng thống kê giám sát, quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và đáng tin cậy hệ thống điện vương quốc .2. giá thành thực thi kiểm tra, thử nghiệm và thí nghiệm bổ trợ phải được hai bên thỏa thuận hợp tác và quy định trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua và bán điện. Trường hợp chưa quy định trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua và bán điện, thực thi như sau :a ) Trường hợp hiệu quả kiểm tra cho thấy những thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tuân thủ những quy định tại Thông tư này và quy chuẩn kỹ thuật được vận dụng cho những thiết bị thì Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu hàng loạt những ngân sách kiểm tra và thử nghiệm bổ trợ ;b ) Trường hợp hiệu quả kiểm tra không phát hiện vi phạm, bên có nhu yếu kiểm tra bổ trợ phải chịu hàng loạt những ngân sách kiểm tra và thử nghiệm bổ trợ. Đối với nhu yếu kiểm tra theo quy định tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh phải báo cáo giải trình và được sự được cho phép của Cục Điều tiết điện lực trước khi thực thi kiểm tra .3. Trước khi kiểm tra và thử nghiệm bổ trợ lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, bên có nhu yếu kiểm tra bổ trợ phải thông tin trước tối thiểu 15 ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải về nội dung, thời gian, thời hạn kiểm tra và list những cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp và tạo điều kiện kèm theo thuận tiện để bên có nhu yếu kiểm tra bổ trợ thực thi công tác làm việc kiểm tra .4. Trong quy trình kiểm tra, bên có nhu yếu kiểm tra bổ trợ được phép lắp ráp những thiết bị giám sát và kiểm tra trong lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải nhưng không được làm tác động ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị và bảo đảm an toàn quản lý và vận hành của nhà máy sản xuất điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải .5. Trong quy trình quản lý và vận hành, trường hợp thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối phát sinh những yếu tố kỹ thuật không bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy cho hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển phải thông tin cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện về nguy cơ vận hành không bảo vệ bảo đảm an toàn cho hệ thống điện truyền tải và nhu yếu thời hạn khắc phục những yếu tố kỹ thuật không bảo vệ. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thực thi những giải pháp khắc phục và thử nghiệm lại để đưa thiết bị sau điểm đấu nối vào quản lý và vận hành trở lại theo quy định tại Điều 49 Thông tư này. Trường hợp sau thời hạn khắc phục mà vẫn chưa xử lý được những yếu tố kỹ thuật thì Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền tách điểm đấu nối và thông tin cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải .6. Đối với mỗi tổ máy phát điện, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển hoàn toàn có thể nhu yếu Đơn vị phát điện triển khai thử nghiệm vào bất kể thời hạn nào để kiểm chứng một hoặc tổng hợp những đặc tính quản lý và vận hành mà Đơn vị phát điện đã ĐK, nhưng không được thử nghiệm một tổ máy phát điện quá 03 ( ba ) lần trong 01 năm, trừ những trường hợp sau :a ) Kết quả thử nghiệm và kiểm tra chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính quản lý và vận hành không đúng với những thông số kỹ thuật mà Đơn vị phát điện đã công bố ;b ) Khi Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và Đơn vị phát điện không thống nhất quan điểm về đặc tính quản lý và vận hành của tổ máy phát điện ;c ) Thử nghiệm, kiểm tra theo nhu yếu của Đơn vị phát điện ;d ) Thí nghiệm về quy đổi nguyên vật liệu .7. Đơn vị phát điện có quyền triển khai kiểm tra và thử nghiệm những tổ máy phát điện của mình với mục tiêu xác lập lại những đặc tính quản lý và vận hành của mỗi tổ máy phát điện sau khi sửa chữa thay thế, thay thế sửa chữa, nâng cấp cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian triển khai những thử nghiệm phải thống nhất với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .

Điều 51. Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối

1. Trong quy trình quản lý và vận hành, để bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền nhu yếu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải góp vốn đầu tư, tăng cấp, thay thế sửa chữa hoặc kiểm soát và điều chỉnh những trị số chỉnh định của những thiết bị tại điểm đấu nối và phải thông tin, thống nhất với người mua trước khi thực thi .2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu yếu thay thế sửa chữa, tăng cấp những thiết bị tại điểm đấu nối hoặc lắp ráp bổ trợ những thiết bị điện mới có năng lực ảnh hưởng tác động đến chính sách thao tác thông thường của lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông tin bằng văn bản và thỏa thuận hợp tác với Đơn vị truyền tải điện về những biến hóa này. Trong thời hạn 10 ngày thao tác kể từ khi nhận được thông tin bằng văn bản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm vấn đáp bằng văn bản về những ý kiến đề nghị sửa chữa thay thế, nâng cấp thiết bị tại điểm đấu nối của người mua .3. Trường hợp yêu cầu của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được chấp thuận đồng ý, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải nguyên do không chấp thuận đồng ý đề xuất kiến nghị hoặc những nhu yếu sửa đổi, bổ trợ thiết yếu so với những thiết bị mới dự kiến đổi khác .4. Toàn bộ thiết bị thay thế sửa chữa, bổ trợ tại điểm đấu nối phải được thực thi kiểm tra, thử nghiệm và nghiệm thu sát hoạch theo tiến trình quy định từ Điều 45 đến Điều 50 Thông tư này. Các nội dung về tăng cấp, thay thế sửa chữa hoặc kiểm soát và điều chỉnh những trị số chỉnh định của những thiết bị tại điểm đấu nối phải được bổ trợ vào Thỏa thuận đấu nối đã ký .

Mục 7. CHUẨN BỊ ĐÓNG ĐIỆN ĐIỂM ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 52. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối

1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra toàn diện và tổng thể điều kiện kèm theo đóng điện điểm đấu nối ( những tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn vị truyền tải điện và bản sao những tài liệu pháp lý được xác nhận theo quy định ), gồm có :a ) Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt phẳng sắp xếp thiết bị điện ; sơ đồ nguyên tắc, phong cách thiết kế của hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và tinh chỉnh và điều khiển bộc lộ rõ những máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt ;b ) Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa, ứng dụng chuyên được dùng để tiếp xúc và chỉnh định rơ le, những trị số chỉnh định rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối ;c ) Tài liệu và thông số kỹ thuật kỹ thuật của những thiết bị được lắp ráp ;d ) Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và tinh chỉnh và điều khiển ;đ ) Sơ đồ bộc lộ chi tiết cụ thể giải pháp đấu nối khu công trình điện của Đơn vị truyền tải điện và thông số kỹ thuật thống kê giám sát trong thực tiễn của đường dây đấu nối ;e ) Các sơ đồ có tương quan khác ( nếu có ) ;g ) Dự kiến kế hoạch đóng điện những khuôn khổ khu công trình, lịch chạy thử, đóng điện và quản lý và vận hành .2. Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào quản lý và vận hành thử nghiệm lần đầu, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm cung ứng rất đầy đủ những tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .3. Chậm nhất 20 ngày thao tác kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi cho Đơn vị truyền tải điện những tài liệu sau :a ) Lịch chạy thử, phương pháp đóng điện và quản lý và vận hành những trang thiết bị điện ;b ) Sơ đồ đánh số thiết bị ;c ) Các nhu yếu về phương pháp nhận lệnh điều độ ;d ) Phiếu chỉnh định rơ le cho những thiết bị rơ le bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện ;đ ) Các nhu yếu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị ;e ) Các nhu yếu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc ship hàng điều độ ;g ) Các nhu yếu về liên kết và quản lý và vận hành so với hệ thống SCADA ;h ) Danh mục những Quy trình tương quan đến quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ;i ) Danh sách những cán bộ tương quan và Điều độ viên, kèm theo số điện thoại cảm ứng và số fax liên lạc .4. Chậm nhất 20 ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận hợp tác được với Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh kế hoạch đóng điện những khuôn khổ khu công trình, lịch chạy thử, đóng điện và quản lý và vận hành .

Điều 53. Đóng điện điểm đấu nối

1. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển văn bản ĐK đóng điện điểm đấu nối kèm theo những tài liệu sau :

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:
– Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;
– Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;
– Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về xây dựng. b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ:
– Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
– Hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa đã được chỉnh định đúng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
– Danh sách nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên hệ;
– Phương tiện thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
– Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Trường hợp việc đóng điện điểm đấu nối khu công trình lưới điện của Đơn vị truyền tải điện có tác động ảnh hưởng đến chính sách quản lý và vận hành lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm ĐK với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị của mình. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị ảnh hưởng tác động để phối hợp đóng điện điểm đấu nối .3. Trong thời hạn 05 ngày thao tác kể từ ngày nhận được văn bản ĐK đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin cho Đơn vị truyền tải điện về thời hạn đơn cử đóng điện điểm đấu nối .4. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai đóng điện điểm đấu nối theo phương pháp đã được Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển thông tin .

Điều 54. Thay thế thiết bị trên lưới điện truyền tải

1. Trường hợp Đơn vị truyền tải điện có nhu yếu thay thế sửa chữa, tăng cấp những thiết bị trên lưới điện truyền tải, bổ trợ những thiết bị điện mới có năng lực tác động ảnh hưởng đến chính sách thao tác của lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông tin bằng văn bản và thống nhất với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển về những đổi khác này. Trường hợp việc sửa chữa thay thế, nâng cấp thiết bị của Đơn vị truyền tải điện dẫn đến phải đổi khác thiết bị tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông tin bằng văn bản cho người mua để phối hợp triển khai bảo vệ không gây ảnh hưởng tác động đến chính sách quản lý và vận hành thiết bị điện tại điểm đấu nối của người mua .2. Trường hợp đề xuất kiến nghị của Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận đồng ý, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin cho Đơn vị truyền tải điện nguyên do không chấp thuận đồng ý hoặc những nhu yếu sửa đổi, bổ trợ so với những thiết bị mới dự kiến biến hóa .3. Các thiết bị sửa chữa thay thế, bổ trợ phải được triển khai theo quy định tại Điều 52 và Điều 53 Thông tư này .

Mục 8. TÁCH ĐẤU NỐI VÀ KHÔI PHỤC ĐẤU NỐI

Điều 55. Quy định chung về tách đấu nối và khôi phục đấu nối

1. Các trường hợp tách đấu nối gồm có :a ) Tách đấu nối tự nguyện ;b ) Tách đấu nối bắt buộc .2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu hàng loạt ngân sách cho việc tách đấu nối và Phục hồi đấu nối .

Điều 56. Tách đấu nối tự nguyện

1. Tách đấu nối vĩnh viễna ) Các trường hợp tách đấu nối vĩnh viễn Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải và nghĩa vụ và trách nhiệm của những bên tương quan phải được quy định trong hợp đồng mua và bán điện và Thỏa thuận đấu nối .

b) Khi có nhu cầu tách đấu nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm:
– Thông báo bằng văn bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 02 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng không sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;
– Thông báo bằng văn bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 06 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.

2. Tách đấu nối tạm thời
Khi có nhu cầu tách đấu nối tạm thời ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển về thời điểm và thời gian tách đấu nối tạm thời ít nhất 01 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối tạm thời.

Điều 57. Tách đấu nối bắt buộc

1. Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển có quyền tách đấu nối những thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải trong những trường hợp sau :a ) Theo nhu yếu tách đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi phạm những quy định của pháp lý ;b ) Các trường hợp tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua và bán điện hoặc Thỏa thuận đấu nối ;c ) Trường hợp quy định tại Khoản 5 Điều 50 Thông tư này .2. Cục Điều tiết điện lực có quyền nhu yếu tách đấu nối bắt buộc trong trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi phạm những quy định tại Thông tư này, quy định trong Giấy phép hoạt động giải trí điện lực, Quy định quản lý và vận hành thị trường điện cạnh tranh đối đầu, Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện .3. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không thực thi tách đấu nối bắt buộc thì bị giải quyết và xử lý theo quy định của pháp lý .

Điều 58. Khôi phục đấu nối
Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm khôi phục đấu nối trong các trường hợp sau:

1. Khi có nhu yếu Phục hồi đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc Cục Điều tiết điện lực hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh với điều kiện kèm theo những nguyên do dẫn đến tách đấu nối bắt buộc đã được loại trừ và hậu quả đã được khắc phục .2. Khi có đề xuất Phục hồi đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp tách đấu nối trong thời điểm tạm thời và những khoản ngân sách tương quan đã được người mua thanh toán giao dịch .

Chương VI
VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Mục 1. NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 59. Các chế độ vận hành của hệ thống điện truyền tải

1. Hệ thống điện truyền tải quản lý và vận hành ở chính sách quản lý và vận hành thông thường khi cung ứng những điều kiện kèm theo sau :a ) Công suất phát và phụ tải ở trạng thái cân đối ;b ) Không thực thi sa thải phụ tải điện ;c ) Mức mang tải của đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải đều dưới 90 % giá trị định mức ;d ) Các nhà máy sản xuất điện và thiết bị điện khác quản lý và vận hành trong dải thông số kỹ thuật được cho phép ;đ ) Tần số hệ thống điện trong khoanh vùng phạm vi được cho phép so với chính sách quản lý và vận hành thông thường theo quy định tại Điều 4 Thông tư này ;e ) Điện áp tại những nút trên lưới điện truyền tải trong khoanh vùng phạm vi được cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này so với chính sách quản lý và vận hành thông thường ;g ) Các nguồn dự trữ của hệ thống điện vương quốc ở trạng thái chuẩn bị sẵn sàng bảo vệ duy trì tần số và điện áp của hệ thống điện vương quốc trong dải tần số và điện áp ở chính sách quản lý và vận hành thông thường ; những thiết bị tự động hóa thao tác trong khoanh vùng phạm vi được cho phép để khi xảy ra sự cố không bình thường sẽ không phải sa thải phụ tải điện .2. Hệ thống điện truyền tải quản lý và vận hành ở chính sách cảnh báo nhắc nhở khi Open hoặc sống sót một trong những điều kiện kèm theo sau đây :b ) Mức mang tải của những đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải từ 90 % trở lên nhưng không vượt quá giá trị định mức ;c ) Điện áp tại một nút bất kể trên lưới điện truyền tải ngoài khoanh vùng phạm vi được cho phép trong chính sách quản lý và vận hành thông thường, nhưng trong dải điện áp được cho phép so với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 6 Thông tư này ;d ) Có năng lực xảy ra thiên tai hoặc những điều kiện kèm theo thời tiết không bình thường hoàn toàn có thể gây tác động ảnh hưởng tới bảo mật an ninh phân phối điện ;đ ) Có năng lực xảy ra những yếu tố về bảo mật an ninh, quốc phòng rình rập đe dọa bảo mật an ninh hệ thống điện .3. Hệ thống điện truyền tải quản lý và vận hành ở chính sách khẩn cấp khi Open hoặc sống sót một trong những điều kiện kèm theo sau đây :a ) Tần số hệ thống điện vượt ra ngoài khoanh vùng phạm vi được cho phép của chính sách quản lý và vận hành thông thường, nhưng trong dải tần số được cho phép so với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này ;b ) Điện áp tại một nút bất kể trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp được cho phép so với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ quy định tại Điều 6 Thông tư này ;c ) Mức mang tải của bất kể thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110 % giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải hoàn toàn có thể dẫn đến chính sách quản lý và vận hành cực kỳ khẩn cấp .4. Hệ thống điện truyền tải quản lý và vận hành ở chính sách cực kỳ khẩn cấp khi Open hoặc sống sót một trong những điều kiện kèm theo sau đây :a ) Tần số hệ thống điện nằm ngoài dải tần số được cho phép so với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này ;b ) Mức mang tải của bất kể thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải từ 110 % giá trị định mức trở lên mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải hoàn toàn có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện ;c ) Khi hệ thống điện truyền tải đang ở chính sách quản lý và vận hành khẩn cấp, những giải pháp được thực thi để đưa hệ thống điện về trạng thái quản lý và vận hành không thay đổi không thực thi được dẫn tới hiện tượng kỳ lạ tan rã từng phần hệ thống điện, tách hòn đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống điện .5. Hệ thống điện truyền tải quản lý và vận hành ở chính sách Phục hồi khi những tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và những phụ tải điện đã được đóng điện và đồng nhất để trở về trạng thái thao tác thông thường .

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

1. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm chung trong việc quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải bảo đảm an toàn, đáng tin cậy, không thay đổi, chất lượng và kinh tế tài chính. Đảm bảo tương thích với những nguyên tắc, quy định về quản lý và vận hành, điều độ hệ thống điện vương quốc quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .2. Nguyên tắc lập kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải a ) Đảm bảo quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và an toàn và đáng tin cậy ;b ) Tuân thủ nhu yếu về chống lũ, tưới tiêu và duy trì dòng chảy sinh thái xanh theo những quá trình quản lý và vận hành hồ chứa thủy điện đã được phê duyệt ;c ) Đảm bảo ràng buộc về nguyên vật liệu sơ cấp cho những nhà máy sản xuất nhiệt điện ;d ) Đảm bảo những điều kiện kèm theo kỹ thuật được cho phép của những tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải ;đ ) Đảm bảo thực thi những thỏa thuận hợp tác về sản lượng điện và hiệu suất trong những hợp đồng xuất, nhập khẩu điện, hợp đồng mua và bán điện ;e ) Đảm bảo nguyên tắc tối thiểu ngân sách mua điện cho toàn hệ thống điện .3. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm lập kế hoạch quản lý và 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 kêu gọi ngày tới và lịch kêu gọi chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tới, gồm có những nội dung chính sau :a ) Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa thiết bị điện, lưới điện truyền tải ;b ) Đánh giá bảo mật an ninh hệ thống điện ;c ) Dự báo nhu yếu phụ tải điện, kế hoạch cung ứng nguyên vật liệu từ những xí nghiệp sản xuất nhiệt điện, quy trình tiến độ vào quản lý và vận hành những khu công trình điện mới, dự báo thủy văn từ những xí nghiệp sản xuất thủy điện, giám sát mức dự trữ hệ thống điện, kế hoạch kêu gọi nguồn, kêu gọi những dịch vụ phụ trợ và sa thải phụ tải ( nếu có ) để bảo vệ bảo mật an ninh hệ thống điện ;d ) Cảnh báo thực trạng suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện ( nếu có ) .4. Kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới ( năm N + 1 ) và có xét đến một năm tiếp theo ( năm N + 2 ) phải bảo vệ :a ) Kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới ( năm N + 1 ) được Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập tương thích với phương pháp quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc năm tới ( năm N + 1 ) quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành ;b ) Kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải cho năm N + 2 ship hàng nhìn nhận bảo mật an ninh, xu thế những ngữ cảnh quản lý và vận hành và những giải pháp trong trung hạn để bảo vệ hệ thống điện vương quốc quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và đáng tin cậy .5. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải địa thế căn cứ vào kế hoạch quản lý và vận hành, phương pháp quản lý và vận hành và lịch kêu gọi của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện để lập kế hoạch quản lý và vận hành nhà máy sản xuất điện và lưới điện trong khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ không ảnh hưởng tác động đến quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, an toàn và đáng tin cậy và không thay đổi hệ thống điện truyền tải .6. Trong quy trình quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tuân thủ những nguyên tắc sau đây để bảo vệ duy trì sự bảo đảm an toàn, không thay đổi và an toàn và đáng tin cậy của hệ thống điện truyền tải :a ) Trong chính sách quản lý và vận hành thông thường, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm quản lý và vận hành, điều độ hệ thống điện bảo vệ những tiêu chuẩn, thông số kỹ thuật quản lý và vận hành trong khoanh vùng phạm vi được cho phép so với chính sách quản lý và vận hành thông thường quy định tại Chương II Thông tư này và cung ứng những điều kiện kèm theo quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này ;b ) Trong chính sách quản lý và vận hành cảnh báo nhắc nhở, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông tin trên trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện về thực trạng và những thông tin cần cảnh báo nhắc nhở của hệ thống điện, đồng thời đưa ra những giải pháp thiết yếu để đưa hệ thống điện trở lại chính sách quản lý và vận hành thông thường ;c ) Trong chính sách quản lý và vận hành khẩn cấp, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thực thi những giải pháp thiết yếu để đưa hệ thống điện trở lại chính sách quản lý và vận hành thông thường sớm nhất ;d ) Trong chính sách quản lý và vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc khi xảy ra sự cố nhiều thành phần hoặc khi có rủi ro tiềm ẩn rình rập đe dọa đến tính mạng con người con người hoặc bảo đảm an toàn thiết bị, có quyền sa thải phụ tải điện nhưng phải tương thích với quy định tại Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát 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 quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm giám sát, xác lập giới hạn vận hành không thay đổi của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung ứng thông tin theo nhu yếu của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện ship hàng cho việc nghiên cứu và điều tra nhìn nhận không thay đổi hệ thống điện .2. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm xem xét những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện khi lập kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện để bảo vệ chính sách quản lý và vận hành của hệ thống điện không vượt quá tiêu chuẩn không thay đổi hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này .3. Các Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm quản lý và vận hành nhà máy sản xuất điện để duy trì kiểm soát và điều chỉnh điện áp thao tác và bảo vệ phân phối đủ hiệu suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời hạn quản lý và vận hành ; không được tách những tổ máy phát điện ra khỏi quản lý và vận hành khi xảy ra sự cố, trừ trường hợp sự cố có rủi ro tiềm ẩn rình rập đe dọa đến tính mạng con người con người hoặc bảo đảm an toàn thiết bị hoặc tần số vượt quá số lượng giới hạn được cho phép được quy định tại Điều 38 Thông tư này hoặc được Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện được cho phép .4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm duy trì quản lý và vận hành những thiết bị kiểm soát và điều chỉnh điện áp trong lưới điện thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị của mình nhằm mục đích bảo vệ không thay đổi điện áp cho toàn hệ thống điện .5. Các đơn vị chức năng tương quan khác có nghĩa vụ và trách nhiệm duy trì quản lý và vận hành lưới điện, xí nghiệp sản xuất điện thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị trong những số lượng giới hạn không thay đổi đã xác lập cho từng quá trình, phối hợp duy trì sơ đồ bảo vệ để loại trừ sự cố nhanh, nhạy và tinh lọc .

Điều 63. Thử nghiệm và giám sát thử nghiệm

1. Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi những thử nghiệm so với những tổ máy phát điện của mình theo nhu yếu của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Khi nhu yếu thử nghiệm, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông tin thời hạn ngừng giám sát hoạt động giải trí tổ máy vì mục tiêu thử nghiệm .2. Thử nghiệm về cung ứng tự động hóa của một tổ máy phát điện theo những đổi khác của tần số hệ thống điện được triển khai khi hệ thống điện quản lý và vận hành trong chính sách thông thường. Trong trường hợp này, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông tin trước tối thiểu 03 ngày thao tác về việc thử nghiệm tổ máy phát điện của Đơn vị phát điện để phối hợp thực thi .3. Thử nghiệm chỉ được thực thi trong số lượng giới hạn thao tác theo đặc tính quản lý và vận hành của tổ máy phát điện và trong thời hạn được thông tin thực thi thử nghiệm .4. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát điện vào bất kể thời hạn nào nhưng không được thử nghiệm so với một tổ máy phát điện quá 03 ( ba ) lần trong 01 năm, trừ những trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều 50 Thông tư này .5. Đơn vị phát điện có quyền nhu yếu thử nghiệm trong những trường hợp sau :a ) Kiểm tra lại những đặc tính quản lý và vận hành của tổ máy phát điện đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự cố hư hỏng tương quan đến tổ máy phát điện ;b ) Kiểm tra tổ máy phát điện sau khi lắp ráp, sửa chữa thay thế lớn, thay thế sửa chữa, nâng cấp cải tiến hoặc lắp ráp lại .6. Khi có nhu yếu thử nghiệm tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện phải ĐK cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trong đó ghi rõ những 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 quản lý và vận hành dự tính biến hóa trong quy trình thử nghiệm .7. Trong thời hạn 03 ngày thao tác kể từ ngày nhận được nhu yếu của Đơn vị phát điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm sắp xếp kế hoạch thử nghiệm. Trường hợp chưa thể thực thi thử nghiệm, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn toàn có thể nhu yếu Đơn vị phát điện quản lý và vận hành tổ máy phát điện theo đặc tính quản lý và vận hành hiện tại .

Điều 64. Xử lý sự cố

1. Trong quy trình xử lý sự cố, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép quản lý và vận hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định ở chính sách quản lý và vận hành thông thường nhưng phải nhanh gọn thực thi những giải pháp để Phục hồi hệ thống điện về chính sách quản lý và vận hành thông thường, bảo vệ sự thao tác không thay đổi của hệ thống điện .2. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải triển khai xử lý sự cố bảo vệ tuân thủ quy định tại Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .3. Các biện pháp chính xử lý sự cốa ) Thay đổi hiệu suất phát tổ máy phát điện, ngừng hoặc khởi động tổ máy phát điện để Phục hồi tần số về dải tần số ở chính sách quản lý và vận hành thông thường ;c ) Sa thải phụ tải tự động hóa bằng rơ le tần số thấp. Hệ thống sa thải phụ tải tự động hóa theo tần số phải được sắp xếp, thiết lập hài hòa và hợp lý để bảo vệ hệ thống điện không bị tan rã khi có sự cố xảy ra. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm xác lập vị trí lắp ráp, những giá trị chỉnh định của rơ le tần số thấp và triển khai lệnh sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố xảy ra trong hệ thống điện ;d ) Xây dựng những phương pháp phân tách hệ thống thành những vùng hoặc tạo mạch vòng để khi xảy ra sự cố Viral vẫn hoàn toàn có thể cân bằng được hiệu suất trong từng vùng, nhằm mục đích duy trì quản lý và 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 được cho phép, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm Phục hồi lại những phụ tải đã bị sa thải ;e ) Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền can thiệp để hạn chế việc phải tách liên tục những tổ máy phát điện, những đường dây tải điện ra khỏi quản lý và vận hành ;g ) Trường hợp sự cố tan rã hàng loạt hoặc một phần hệ thống điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện được chỉ định nhà máy sản xuất điện có năng lực khởi động đen để Phục hồi hệ thống điện. Trường hợp thiết yếu, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn toàn có thể nhu yếu xí nghiệp sản xuất phát điện quản lý và vận hành tổ máy phát điện không theo những đặc tính quản lý và vận hành với điều kiện kèm theo bảo vệ bảo đảm an toàn cho người và thiết bị. Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm tuân thủ lệnh khởi động đen và thông tin lại cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm Phục hồi những phụ tải thích hợp để bảo vệ quản lý và vận hành không thay đổi tổ máy phát điện và hoà đồng bộ với những tổ máy phát điện khác .

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

1. Tại bất kể thời gian nào, khi nhận thấy có tín hiệu suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải gửi ngay thông tin về thực trạng giảm mức độ bảo đảm an toàn của hệ thống điện cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và những bên có tương quan những thông tin sau :a ) Tình trạng suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện ;b ) Nguyên nhân ;c ) Phụ tải có năng lực bị sa thải ;d ) Các đơn vị chức năng và khu vực chịu tác động ảnh hưởng .2. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông tin trước cho những đơn vị chức năng bị ảnh hưởng tác động khi thực thi sa thải phụ tải theo lệnh điều độ. Thông báo phải gồm có những thông tin sau :a ) Các khu vực bị ngừng, giảm cung ứng điện ;b ) Lý do ngừng, giảm cung ứng điện ;c ) Thời điểm mở màn ngừng, giảm phân phối điện ;d ) Thời điểm dự kiến Phục hồi cung ứng điện .3. Khi không hề thông tin trước về sa thải phụ tải theo lệnh điều độ, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông tin cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và những đơn vị chức năng tương quan ngay sau khi triển khai sa thải phụ tải theo lệnh điều độ :a ) Các khu vực đã bị ngừng, giảm cung ứng điện ;b ) Lý do ngừng, giảm phân phối điện ;c ) Thời điểm mở màn ngừng, giảm phân phối điện ;d ) Thời điểm dự kiến Phục hồi phân phối điện .4. Hình thức thông tin : Trên cơ sở nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện theo kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện năm, tháng, tuần và lịch kêu gọi ngày, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện và những giải pháp phòng ngừa ngừng, giảm phân phối điện ( nếu có ) như sau :a ) Gửi văn bản tới những đơn vị chức năng tương quan và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện so với thông tin suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện theo kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện năm, tháng ;b ) Gửi văn bản, ra lệnh điều độ trong khoanh vùng phạm vi quyền tinh chỉnh và điều khiển và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện so với thông tin suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện theo kế hoạch và phương pháp quản lý và 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 và tinh chỉnh có nghĩa vụ và trách nhiệm đo lường và thống kê, phân chia hiệu suất và điện năng cắt giảm tại những Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải tương thích với những quy định tại Điều 60 và Điều 64 Thông tư này và Quy định về việc lập và thực thi kế hoạch đáp ứng điện khi hệ thống điện vương quốc thiếu nguồn điện do Bộ Công Thương phát hành để bảo vệ hệ thống điện được quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và an toàn và đáng 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 nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi ngừng, giảm cung ứng điện đúng mức hiệu suất và điện năng theo nhu yếu của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh .3. Trường hợp hệ thống điện quản lý và vận hành ở chính sách cực kỳ khẩn cấp, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có quyền sa thải một phần phụ tải của những 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 hiệu suất cắt giảm đã được thực thi theo đúng nhu yếu .

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 pháp quản lý và vận hành Giao hàng công tác làm việc điều độ, quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc cho năm, tháng, tuần, ngày và lịch kêu gọi giờ tới theo quy định tại Thông tư này và Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .2. Chỉ huy, điều độ hệ thống điện truyền tải tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc, Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc, Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành và những quy định tại Thông tư này để bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy, không thay đổi, chất lượng và kinh tế tài chính .3. Kiểm tra và trải qua sơ đồ bảo vệ những trang thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng tác động đến hệ thống bảo vệ lưới điện truyền tải .4. Thiết lập và bảo vệ duy trì hoạt động giải trí không thay đổi, đáng tin cậy và liên tục hệ thống thông tin, hệ thống thông tin liên lạc, truyền tài liệu, hệ thống SCADA / EMS và điều khiển và tinh chỉnh từ xa Giao hàng quản lý và vận hành, điều độ hệ thống điện .5. Điều độ, quản lý và vận hành những tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải theo quy định tại Chương này và Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .6. Chủ trì thỏa thuận hợp tác thống nhất kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa những 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 thiết lập, chỉnh định những thông số kỹ thuật hệ thống bảo vệ, tự động hóa, điều khiển và tinh chỉnh, hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, liên kết hệ thống AGC của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải cung ứng những nhu yếu quy định tại Thông tư này và nhu yếu của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển để bảo vệ quản lý và vận hành không thay đổi, an toàn và đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải. Báo cáo Cục Điều tiết điện lực những trường hợp không tuân thủ để có giải pháp xử lý .8. Yêu cầu thực thi kiểm tra và thử nghiệm bổ trợ những thiết bị trong khoanh vùng phạm vi quản trị 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 quy trình thiết lập những sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải vương quốc và duy trì đúng đặc tính quản lý và vận hành của những thiết bị bảo vệ tương thích với sơ đồ bảo vệ .10. Chia sẻ và cung ứng những thông tin thiết yếu cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ship hàng công tác làm việc phối hợp quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải .

Điều 68. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện

1. Quản lý, quản lý và vận hành lưới điện truyền tải thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ cung ứng những nhu yếu quản lý và vận hành và nhu yếu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc, Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc, Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành và những quy định khác có tương quan .2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển những thông số kỹ thuật kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời hạn do Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh quy định. Trừ trường hợp bảo trì, sửa chữa thay thế có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị truyền tải điện phải bảo vệ hàng loạt thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng chuẩn bị quản lý và vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển. Đơn vị truyền tải điện phải phân phối cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển mọi thông tin biến hóa về mức độ sẵn sàng chuẩn bị của thiết bị và nguyên do biến hóa .3. Thiết lập những hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển và tinh chỉnh cung ứng những nhu yếu theo quy chuẩn ngành được vận dụng, nhu yếu quy định tại Thông tư này và nhu yếu của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển để bảo vệ quản lý và vận hành không thay đổi, an toàn và đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải .4. Thiết lập những sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải và duy trì đúng đặc tính quản lý và vận hành của những thiết bị bảo vệ tương thích với sơ đồ bảo vệ .5. Duy trì quản lý và vận hành lưới điện truyền tải trong thực trạng bảo đảm an toàn và an toàn và đáng tin cậy, Phục hồi lại lưới điện truyền tải sau sự cố .6. Tuân thủ những tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật về quản lý và vận hành lưới điện truyền tải ; tuân thủ những quy định về bảo đảm an toàn điện, bảo vệ hiên chạy bảo đảm an toàn lưới điện, khu công trình điện theo quy định của pháp lý .7. Đầu tư, lắp ráp, bảo dưỡng, quản trị và quản lý và vận hành bảo vệ hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway, hệ thống thông tin trong khoanh vùng phạm vi quản trị và đường truyền thông tin, tài liệu để bảo vệ liên kết, truyền thông tin, tài liệu đáng tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống tinh chỉnh và điều khiển của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển. Không tự ý tách thiết bị tương quan ra khỏi quản lý và vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và tinh chỉnh và điều khiển khi chưa được sự chấp thuận đồng ý của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .8. Phối hợp với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển trong quy trình lập kế hoạch quản lý và vận hành, bảo trì, sửa chữa thay thế lưới điện truyền tải, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc, hệ thống thông tin, truyền tài liệu SCADA và tín hiệu tinh chỉnh và điều khiển ship hàng quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc .9. Cung cấp những thông tin thiết yếu cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ship hàng công tác làm việc phối hợp quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải .

Điều 69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện

1. Quản lý, quản lý và vận hành nhà máy sản xuất điện và lưới điện thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ cung ứng những nhu yếu quản lý và vận hành và nhu yếu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc, Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc, Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành và những quy định khác có tương quan .3. Duy trì hoạt động giải trí đáng tin cậy và không thay đổi hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, liên kết hệ thống AGC và những nhu yếu kỹ thuật khác tương quan đến thiết bị tại điểm đấu nối theo quy định tại Thông tư này để bảo vệ phân phối vừa đủ hiệu suất theo nhu yếu của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện tương thích với hợp đồng mua và bán điện và Thỏa thuận đấu nối đã ký. Không tự ý biến hóa những thông số kỹ thuật chỉnh định của những hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, liên kết hệ thống AGC và những nhu yếu kỹ thuật khác tương quan khi chưa được sự chấp thuận đồng ý của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Tiến hành những thí nghiệm, thử nghiệm và hiệu chỉnh thiết yếu khi có nhu yếu từ Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện Giao hàng công tác làm việc đo lường và thống kê không thay đổi, quản lý và vận hành hệ thống điện .4. Khi triển khai đại tu tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi thí nghiệm để nhìn nhận quản lý và vận hành của hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc tổ máy phát điện và gửi tác dụng thí nghiệm cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Chi tiết nội dung và nhu yếu thí nghiệm thực thi theo Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực phát hành .5. Thiết lập những hệ thống bảo vệ, tự động hóa và tinh chỉnh và điều khiển phân phối những nhu yếu theo quy chuẩn ngành được vận dụng, nhu yếu quy định tại Thông tư này và nhu yếu của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh để bảo vệ quản lý và vận hành không thay đổi hệ thống điện vương quốc .6. Đầu tư, lắp ráp, bảo dưỡng, quản trị và quản lý và vận hành bảo vệ hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway, hệ thống thông tin trong khoanh vùng phạm vi quản trị và đường truyền thông tin, tài liệu để bảo vệ liên kết, truyền thông tin, tài liệu an toàn và đáng tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển và tinh chỉnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh. Không tự ý tách thiết bị tương quan ra khỏi quản lý và vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển và tinh chỉnh khi chưa được sự đồng ý chấp thuận của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .10. Cung cấp những thông tin thiết yếu cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và Đơn vị truyền tải điện Giao hàng công tác làm việc phối hợp quản lý và 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, quản lý và vận hành lưới điện phân phối thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ phân phối những nhu yếu quản lý và vận hành và nhu yếu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc, Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc, Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành và những quy định khác có tương quan .2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh những thông số kỹ thuật kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời hạn do Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh quy định. Trừ trường hợp bảo trì, sửa chữa thay thế có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị phân phối điện phải bảo vệ hàng loạt thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng chuẩn bị quản lý và vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh. Đơn vị phân phối điện phải cung ứng cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh mọi thông tin đổi khác về mức độ sẵn sàng chuẩn bị của thiết bị và nguyên do biến hóa .3. Thiết lập những hệ thống bảo vệ, tự động hóa và tinh chỉnh và điều khiển cung ứng những nhu yếu theo quy chuẩn ngành được vận dụng, nhu yếu quy định tại Thông tư này và nhu yếu của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển để bảo vệ quản lý và vận hành không thay đổi, an toàn và đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải .4. Vận hành những thiết bị bù trong lưới điện phân phối để phân phối nhu yếu hiệu suất phản kháng mà đơn vị chức năng có nghĩa vụ và trách nhiệm cung ứng cho hệ thống điện .5. Duy trì hoạt động giải trí của hệ thống bảo vệ, năng lực sẵn sàng chuẩn bị thao tác của hệ thống tự động hóa sa thải phụ tải theo nhu yếu của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh .6. Lập và cung ứng số liệu dự báo nhu yếu phụ tải điện cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này .7. Đầu tư, lắp ráp, bảo dưỡng, quản trị và quản lý và vận hành bảo vệ hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway, hệ thống thông tin trong khoanh vùng phạm vi quản trị và đường truyền thông tin, tài liệu để bảo vệ liên kết, truyền thông tin, tài liệu đáng tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển và tinh chỉnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh. Không tự ý tách thiết bị tương quan ra khỏi quản lý và vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển và tinh chỉnh khi chưa được sự đồng ý chấp thuận của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh .8. Cung cấp những thông tin thiết yếu cho Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển và Đơn vị truyền tải điện ship hàng công tác làm việc phối hợp quản lý và 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, quản lý và vận hành thiết bị điện, lưới điện thuộc khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ cung ứng những nhu yếu quản lý và vận hành và nhu yếu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc, Quy trình thao tác trong hệ thống điện vương quốc, Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành và những quy định khác có tương quan .2. Thực hiện đúng biểu đồ phụ tải và bảo vệ thông số hiệu suất quy định trong hợp đồng mua và bán điện đã ký .3. Đầu tư, lắp ráp, bảo dưỡng, quản trị và quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và tinh chỉnh và điều khiển trong khoanh vùng phạm vi quản trị của mình để bảo vệ thao tác không thay đổi, đáng tin cậy chống sự cố Viral vào hệ thống điện vương quốc. Không tự ý đổi khác những thông số kỹ thuật chỉnh định của những hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa, tinh chỉnh và điều khiển và những nhu yếu kỹ thuật khác tương quan trong khoanh vùng phạm vi quản trị khi chưa được sự chấp thuận đồng ý của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển. Tiến hành những thí nghiệm hiệu chỉnh thiết yếu khi có nhu yếu từ Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .4. Lập và cung ứng số liệu dự báo nhu yếu phụ tải điện cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này .5. Đầu tư, lắp ráp, bảo dưỡng, quản trị và quản lý và vận hành bảo vệ hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU / Gateway, hệ thống thông tin trong khoanh vùng phạm vi quản trị và đường truyền thông tin, tài liệu để bảo vệ liên kết, truyền thông tin, tài liệu an toàn và đáng tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống tinh chỉnh và điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh. Không tự ý tách thiết bị tương quan ra khỏi quản lý và vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và tinh chỉnh và điều khiển khi chưa được sự đồng ý chấp thuận của Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .6. Cung cấp những thông tin thiết yếu cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và Đơn vị truyền tải điện khi có nhu yếu Giao hàng quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy hệ thống điện vương quốc .

Mục 3. DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Điều 75. Đăng ký dịch vụ phụ trợ

1. Trừ dịch vụ khởi động đen, Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm ĐK với Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện năng lực cung ứng dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện tương thích với những nhu yếu kỹ thuật và nhu yếu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 73 và Điều 74 Thông tư này .2. Đối với xí nghiệp sản xuất điện sẵn sàng chuẩn bị đóng điện đưa vào quản lý và vận hành thương mại, Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm ĐK năng lực phân phối dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện chậm nhất 03 tháng trước ngày tổ máy phát điện quản lý và vận hành thương mại .3. Đơn vị phát điện phải thông tin cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kể đổi khác nào về thiết bị ảnh hưởng tác động đến năng lực cung ứng dịch vụ phụ trợ của đơn vị chức năng mình trong thời hạn 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 quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm lập kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế hệ thống điện truyền tải gồm có kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế lưới điện truyền tải, những nhà máy sản xuất điện có hiệu suất lắp ráp trên 30 MW và những xí nghiệp sản xuất điện đấu nối vào lưới điện truyền tải ship hàng lập kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải theo quy định .2. Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa hệ thống điện truyền tải được lập trên cơ sở ĐK kế hoạch quản lý và vận hành và kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế lưới điện, nhà máy điện của Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và phải được giám sát cân đối trong hàng loạt hệ thống điện vương quốc theo những nguyên tắc sau :a ) Đảm bảo quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi, đáng tin cậy và kinh tế tài chính toàn hệ thống điện vương quốc ;b ) Cân bằng hiệu suất nguồn điện và phụ tải điện, có đủ lượng hiệu suất, điện năng dự trữ và những dịch vụ phụ trợ thiết yếu trong những chính sách quản lý và vận hành của hệ thống điện vương quốc ;c ) Tối ưu việc phối hợp bảo trì, thay thế sửa chữa thiết bị, lưới điện và nhà máy điện với những ràng buộc về điều kiện kèm theo thủy văn, nhu yếu về cấp nước hạ du, phòng lũ và phân phối nguyên vật liệu sơ cấp cho phát điện ;d ) Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa thời gian ngắn phải được lập dựa trên Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa dài hạn ;đ ) Đảm bảo hiệu suất, điện năng dự trữ ở mức cao nhất hoàn toàn có thể trong những giờ cao điểm của hệ thống điện vương quốc. Ưu tiên sắp xếp sắp xếp bảo trì, thay thế sửa chữa vào những thời gian phụ tải thấp của hệ thống điện vương quốc ;e ) Hạn chế tối đa việc ngừng, giảm phân phối điện trong hệ thống điện vương quốc ; hạn chế sắp xếp kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa vào những thời gian đặc biệt quan trọng có sự kiện chính trị, văn hóa truyền thống, xã hội .3. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải nhìn nhận mức độ ảnh hưởng tác động của kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế hệ thống điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ĐK so với yếu tố bảo mật 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 trì, thay thế sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố .5. Kế hoạch bảo trì sửa, chữa hệ thống điện truyền tải gồm có :a ) Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa năm : Được lập cho năm tới ( năm N + 1 ) và có xét đến 01 năm tiếp theo ( năm N + 2 ) Giao hàng lập kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện năm và nhìn nhận an ninh trung hạn ;b ) Kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế tháng : Được lập và update cho tháng tới và có xét đến 01 tháng tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa năm được duyệt ;c ) Lịch bảo trì, sửa chữa thay thế tuần : Được lập và update cho tuần tới và có xét đến 01 tuần tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế tháng được duyệt ;d ) Lịch bảo trì, thay thế sửa chữa ngày : Xác định đơn cử những công tác làm việc bảo trì, sửa chữa thay thế cần thực thi trong ngày tới .6. Thời gian ĐK kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế hệ thống điện truyền tải phải tương thích với quy định về thời hạn ĐK kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải .7. Kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế hệ thống điện truyền tải gồm có những nội dung chính sau :a ) Tên thiết bị cần được bảo trì, thay thế sửa chữa ;b ) Yêu cầu và nội dung bảo trì, thay thế sửa chữa ;c ) Dự kiến thời hạn mở màn và hoàn thành xong việc làm bảo trì, sửa chữa thay thế ;d ) Những thiết bị tương quan khác .

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

1. Kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế hệ thống điện truyền tải phải bảo vệ phối hợp lịch bảo trì, sửa chữa thay thế cho những thiết bị, lưới điện, nhà máy sản xuất điện để giảm thiểu ảnh hưởng tác động tới bảo mật an ninh hệ thống điện vương quốc .2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải ĐK với Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện, xí nghiệp sản xuất điện năm .3. Trên cơ sở những thông tin ĐK về kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa được phân phối, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm lập kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế cho những tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và những thiết bị đấu nối tương quan bảo vệ tuân thủ những quy định tại Điều 76 Thông tư này .4. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phối hợp với những đơn vị chức năng có tương quan để lập kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị hài hòa và hợp lý, bảo vệ bảo mật an ninh cung ứng điện của hệ thống điện vương quốc .5. Sau khi triển khai xong kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế hệ thống điện truyền tải, Đơn vị quản lý và 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 những thông tin sau :a ) Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa năm : Công bố hàng năm ;b ) Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa tháng : Công bố hàng tháng ;c ) Lịch bảo trì, thay thế sửa chữa tuần : Công bố hàng tuần ;d ) Lịch bảo trì, sửa chữa thay thế ngày : Công bố hàng ngày .

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

1. Trong quy trình lập kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị quy định tại Điều 77 Thông tư này, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn toàn có thể khước từ nhu yếu tách thiết bị để bảo trì, sửa chữa thay thế khi xác lập việc tách thiết bị này ảnh hưởng tác động đến bảo mật an ninh hệ thống điện và phải nêu rõ nguyên do .2. Trước khi khước từ nhu yếu tách thiết bị để bảo trì, thay thế sửa chữa, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải lập kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa hệ thống điện truyền tải theo triển khai thứ tự ưu tiên như sau :a ) Tách thiết bị để bảo trì, thay thế sửa chữa nguồn điện có mức ưu tiên cao hơn so với lưới điện truyền tải ;b ) Tách thiết bị để bảo trì, sửa chữa thay thế những nguồn điện phải được ưu tiên triển khai theo nguyên tắc tối thiểu ngân sách mua điện toàn hệ thống ;c ) Trường hợp có hai hoặc nhiều nhu yếu tách thiết bị để bảo trì, sửa chữa thay thế nguồn điện có cùng ảnh hưởng tác động đến ngân sách phát điện thì nhu yếu 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 quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền khước từ nhu yếu tách thiết bị để bảo trì, thay thế sửa chữa đến khi nhu yếu bảo mật an ninh hệ thống điện được bảo vệ .

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

1. Việc ĐK đưa thiết bị đang quản lý và vận hành hoặc dự trữ để thực thi bảo trì, thay thế 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 trì, thay thế sửa chữa theo kế hoạch là ĐK tách thiết bị để bảo trì, sửa chữa thay thế trên cơ sở kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố ;b ) Đăng ký bảo trì, thay thế sửa chữa ngoài kế hoạch là ĐK tách thiết bị để bảo trì, sửa chữa thay thế không theo kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố ;c ) Đăng ký bảo trì, sửa chữa thay thế đột xuất là ĐK tách thiết bị đang quản lý và vận hành trong thực trạng có rủi ro tiềm ẩn dẫn đến sự cố để thay thế sửa chữa .2. Nội dung của ĐK tách thiết bị ra sửa chữa thay thế gồm có :a ) Tên thiết bị ;b ) Nội dung việc làm chính ;c ) Thời gian dự kiến thực thi việc làm ;d ) Thời gian dự kiến triển khai nghiệm thu sát hoạch, chạy thử ;đ ) Thời điểm dự kiến thao tác tách thiết bị và đưa thiết bị trở lại thao tác ;e ) Các thiết bị cần cô lập khác ;g ) Các thông tin thiết yếu khác .3. Trường hợp có cảnh báo nhắc nhở suy giảm bảo mật an ninh hệ thống điện dẫn đến phải biến hóa lịch tách thiết bị ra sửa chữa thay thế, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải ĐK lại với Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện tối thiểu 48 giờ trước giờ thiết bị được tách ra khỏi quản lý và vận hành, kể cả sửa chữa thay thế trong kế hoạch và ngoài kế hoạch .4. Trường hợp thiết yếu, khi có rủi ro tiềm ẩn rình rập đe dọa đến tính mạng con người con người hoặc bảo đảm an toàn thiết bị, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoàn toàn có thể tách thiết bị đó để tránh nguy khốn cho người hoặc thiết bị. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông tin ngay cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện không thiếu những thông tin về việc tách thiết bị khẩn cấp khỏi quản lý và vận hành .5. Khi có thông tin suy giảm bảo mật 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 hoàn toàn có thể đưa thiết bị đang tách bảo trì, sửa chữa thay thế trở lại quản lý và vận hành trong thời hạn sớm nhất so với kế hoạch đã được phê duyệt, bảo vệ không chậm hơn 48 giờ kể từ khi nhận được nhu yếu của Đơn vị quản lý và 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 tin cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước thời gian dự kiến đưa thiết bị quản lý và vận hành trở lại tối thiểu 04 giờ .

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

1. Trường hợp phát hiện thiết bị đang quản lý và vận hành có rủi ro tiềm ẩn rình rập đe dọa đến tính mạng con người con người hoặc bảo đảm an toàn thiết bị, nhân viên cấp dưới quản lý và 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 trọn vẹn nghĩa vụ và trách nhiệm về quyết định hành động của mình trong việc tách thiết bị đó ra khỏi hệ thống điện truyền tải .2. Tách thiết bị khẩn cấp gồm có cả việc tách thiết bị tự động hóa do những thiết bị bảo vệ hoặc những thiết bị tự động hóa 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 nghĩa vụ và trách nhiệm update và thông tin ngay cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện về sự biến hóa trạng thái của thiết bị và những thông tin tương quan đến thiết bị .2. Trong thời hạn 24 giờ, so với những trường hợp tách sửa chữa thay thế khẩn cấp gây ngừng, giảm phân phối điện diện rộng trong hệ thống điện vương quốc, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực về nguyên do tách thiết bị khỏi quản lý và vận hành, nêu rõ nguyên do 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 kêu gọi ngày tới là để update, kiểm soát và điều chỉnh lịch kêu gọi những tổ máy phát điện và những dịch vụ phụ trợ trong những chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch của ngày tới .2. Lập lịch kêu gọi ngày tới được thực thi theo Quy định quản lý và vận hành thị trường điện cạnh tranh đối đầu và Quy trình điều độ hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành, đồng thời xét đến những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện .3. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thống kê giám sát, lập lịch kêu gọi ngày tới và công bố thông tin về hiệu quả lịch kêu gọi ngày tới trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời hạn biểu quản lý và vận hành thị trường điện .

Điều 83. Ràng buộc an ninh hệ thống

1. Để lập lịch kêu gọi và điều độ bảo vệ tương thích với những nguyên tắc quản lý và vận hành bảo đảm an toàn quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải xác lập đơn cử những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện trong quy mô thống kê giám sát lập lịch kêu gọi .2. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm nghiên cứu và điều tra và xác lập hạng mục những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện ship hàng quy trình lập lịch kêu gọi và điều độ kinh tế tài chính hệ thống điện, gồm có :a ) Ràng buộc lưới điện truyền tải ;b ) Ràng buộc năng lực phát của tổ máy phát điện ;c ) Yêu cầu so với dịch vụ phụ trợ ;d ) Các ràng buộc thiết yếu để bảo vệ bảo mật an ninh cung ứng điện quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này .3. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố cơ sở xác lập và cách tính những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện trước tối thiểu 01 tuần và phải được update liên tục .4. Trường hợp thiết yếu, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn toàn có thể đổi khác những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện trong quy trình điều độ thời hạn thực để bảo vệ quản lý và vận hành bảo đảm an toàn hệ thống điện .5. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố lịch kêu gọi ngày tới, những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện ảnh hưởng đến lịch kêu gọi ngày tới, lịch kêu gọi trong những chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch và những phương pháp điều độ thời hạn thực cùng với báo cáo giải trình về bất kể biến hóa nào khi triển khai điều độ thời hạn thực .

Điều 84. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

1. Mục đích điều độ hệ thống điện thời hạn thựca ) Đảm bảo điều độ những tổ máy phát điện và dịch vụ phụ trợ trong thời hạn thực được thực thi minh bạch so với những bên khi tham gia thị trường điện ;b ) Đảm bảo hệ thống điện được quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và đáng tin cậy theo quy định .2. Các nguyên tắc điều độ hệ thống điện thời hạn thựca ) Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm quản lý và vận hành, điều độ hệ thống điện trong thời hạn thực, ra lệnh điều độ và tuân thủ theo những tiến trình, quy định có tương quan. Lịch kêu gọi những tổ máy phát điện trong thời hạn thực phải bảo vệ phân phối những ràng buộc bảo mật an ninh hệ thống điện và tối thiểu hóa ngân sách toàn hệ thống ;b ) Việc điều độ hệ thống điện trong thời hạn thực phải địa thế căn cứ trên lịch kêu gọi ngày tới và lịch kêu gọi những tổ máy trong thời hạn thực. Trường hợp khẩn cấp, để bảo vệ bảo mật an ninh hệ thống điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền quản lý và vận hành hệ thống điện khác với lịch kêu gọi những tổ máy trong thời hạn thực. Các biến hóa này phải được ghi lại trong nhật ký quản lý và vận hành ngày và thông tin cho những bên có tương quan ;c ) Các đơn vị chức năng tham gia thị trường điện phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị quản lý và 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 tài liệu của ứng dụng quản trị quản lý và vận hành hệ thống điện ;đ ) Sau thời gian quản lý và vận hành thời hạn thực, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố thông tin về những lệnh điều độ kêu gọi tổ máy, quản lý và vận hành hệ thống điện trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời hạn biểu quản lý và vận hành thị trường điện .

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

1. Phương thức quản lý và vận hành ở chính sách thông thường và cảnh báo nhắc nhởa ) Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm bảo vệ cân đối cung và cầu trong thời hạn thực bằng cách ra lệnh điều độ và những thao tác quản lý và vận hành địa thế căn cứ vào lịch kêu gọi chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tới ;2. Phương thức quản lý và vận hành ở chính sách khẩn cấpa ) Trường hợp đã triển khai những giải pháp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này mà hệ thống điện không trở lại chính sách quản lý và vận hành thông thường, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm kêu gọi những tổ máy phát điện cung ứng dịch vụ dự trữ khởi động nhanh trên cơ sở lịch kêu gọi chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch tới và bảo vệ tối thiểu hóa ngân sách toàn hệ thống ;b ) Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm công bố lịch kêu gọi trong thực tiễn của những loại dịch vụ phụ trợ trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định quản lý và vận hành thị trường điện cạnh tranh đối đầu .3. Phương thức quản lý và vận hành ở chính sách cực kỳ khẩn cấpa ) Trường hợp đã triển khai những giải pháp quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều này mà hệ thống điện vẫn ở trạng thái mất cân đối, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép thực thi những giải pháp sa thải phụ tải điện ;b ) Trường hợp xảy ra sự cố trong quản lý và vận hành thời hạn thực, tùy thuộc vào mức độ nghiêm trọng của sự cố, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều độ, kêu gọi những nhà máy sản xuất điện trong hệ thống điện nhằm mục đích nhanh gọn đưa hệ thống điện trở về chính sách quản lý và vận hành thông thường ;c ) Các đơn vị chức năng tương quan phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh để Phục hồi hệ thống điện trở về chính sách quản lý và vận hành thông thường ;d ) Các trường hợp trên phải được ghi trong báo cáo giải trình quản lý và vận hành của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và thông tin cho những bên tương 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 nghĩa vụ và trách nhiệm, khoanh vùng phạm vi quản lý và vận hành so với thiết bị trên lưới điện truyền tải tương quan giữa hai bên ; cử nhân viên quản lý và vận hành phối hợp quản lý và vận hành bảo đảm an toàn lưới điện và thiết bị để bảo vệ hệ thống điện truyền tải quản lý và vận hành không thay đổi, bảo đảm an toàn và an toàn và đáng tin cậy .2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp, san sẻ thông tin, thiết lập, duy trì liên lạc và triển khai những giải pháp bảo đảm an toàn thiết yếu khi triển khai công tác làm việc hoặc thử nghiệm trong khoanh vùng phạm vi quản trị của mình .3. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải kiến thiết xây dựng quy trình tiến độ phối hợp quản lý và vận hành để bảo vệ bảo đảm an toàn cho người và thiết bị trong công tác làm việc quản lý và vận hành, thí nghiệm và bảo trì, thay thế sửa chữa .4. Khi triển khai công tác làm việc, 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 quản lý và vận hành bảo đảm an toàn và những quy định điều độ, quản lý và vận hành, thao tác bảo đảm an toàn khác có tương quan .5. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp lắp ráp những biển báo, thiết bị cảnh báo nhắc nhở và hướng dẫn bảo đảm an toàn, cung ứng những phương tiện đi lại Giao hàng công tác làm việc tương thích tại vị trí công tác làm việc để bảo vệ công tác làm việc bảo đảm an toàn .6. Việc kiểm tra, giám sát và điều khiển và tinh chỉnh thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định gia tài phải do Nhân viên quản lý và vận hành của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải triển khai .7. Các đơn vị chức năng tương quan có nghĩa vụ và trách nhiệm phối hợp quản lý và vận hành bảo đảm an toàn để bảo vệ tuân thủ quy định về quản lý và vận hành bảo đảm an toàn lưới điện truyền tải, những thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải .

Điều 87. Trao đổi thông tin xử lý sự cố

1. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm chung trong việc giải quyết và xử lý những sự cố ảnh hưởng tác động đến quy trình quản lý và vận hành bảo đảm an toàn và an toàn và đáng tin cậy hệ thống điện truyền tải vương quốc .2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi thông tin ngay theo hình thức fax hoặc những hình thức thông tin khác cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh và những đơn vị chức năng tương quan khi có bất kể một sự kiện hay sự cố trong khoanh vùng phạm vi quản trị gây ảnh hưởng tác động đến quy trình quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, đáng tin cậy hệ thống điện vương quốc hoặc để phục vụ việc nghiên cứu và phân tích, giải quyết và xử lý sự cố .3. Khi nhận được thông tin theo quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh phải liên hệ và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để tìm hiểu, xác lập nguyên do và có giải pháp giải quyết và xử lý kịp thời. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phân phối những thông tin có tương quan, giải đáp những câu hỏi và nhu yếu của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phân phối những thông tin tương quan đến sự cố cho Đơn vị truyền tải điện Giao hàng công tác làm việc nghiên cứu và phân tích, giải quyết và xử lý sự cố khi có sự cố trong khoanh vùng phạm vi quản trị của người mua .4. Yêu cầu về nội dung thông tin, báo cáo giải trình hoặc giải đáp thông tin về sự cố quy định tại những Khoản 2 và Khoản 3 Điều này gồm có :a ) Tên và chức vụ của người cung ứng thông tin, báo cáo giải trình hoặc giải đáp, thời hạn thông tin, gửi báo cáo giải trình hoặc giải đáp ;b ) tin tức chi tiết cụ thể tương quan đến quản lý và vận hành, làm rõ trường hợp sự cố hoặc những rủi ro đáng tiếc 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 lý quy định .2. Có sự thỏa thuận hợp tác giữa những Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển chấp thuận đồng ý phân phối thông tin .3. Bên thứ ba là người mua có đấu nối với lưới điện truyền tải vương quốc và được Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh chấp thuận đồng ý phân phối thông tin .

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

1. Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi chính sách báo cáo giải trình sự cố theo quy định tại Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát hành .2. Ngoài những quy định về chính sách báo cáo giải trình sự cố trong hệ thống điện vương quốc quy định tại Khoản 1 Điều này, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi những chính sách báo cáo giải trình sự cố trong hệ thống điện vương quốc như sau :a ) Đối với sự cố lê 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 vương quốc gây mất điện diện rộng trên khoanh vùng phạm vi từ một tỉnh, thành phố thường trực Trung ương hoặc sự cố dẫn đến sa thải phụ tải với quy mô hiệu suất từ 200 MW trở lên, ngay sau khi cô lập thành phần bị sự cố trong hệ thống điện vương quốc, gửi báo cáo giải trình về thông tin sự cố cho Cục Điều tiết điện lực trải qua hình thức tin nhắn hoặc thư điện tử ( email ) ;b ) Trong thời hạn 36 giờ kể từ khi xảy ra sự cố, những Cấp điều độ có quyền điều khiển và tinh chỉnh có nghĩa vụ và trách nhiệm gửi báo cáo giải trình về Cục Điều tiết điện lực bằng thư điện tử ( email ) theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 phát hành kèm theo Quy trình giải quyết và xử lý sự cố trong hệ thống điện vương quốc do Bộ Công Thương phát 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.

1. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình định kỳ về những nội dung sau :a ) Tình hình quản lý và vận hành lưới điện truyền tải ;b ) Đánh giá việc thực thi những tiêu chuẩn quản lý và vận hành quy định tại Chương II Thông tư này ;c ) Tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên do, đề xuất kiến nghị những giải pháp để bảo vệ quản lý và vận hành lưới điện bảo đảm an toàn, an toàn và đáng tin cậy và hiệu suất cao ;d ) Các chỉ số nhìn nhận chất lượng hoạt động giải trí quy định tại Điều 98 Thông tư này và báo cáo giải trình nguyên do không thực thi cung ứng những chỉ số ;đ ) Tình trạng liên kết tín hiệu SCADA của những trạm biến áp với Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển .2. Thời điểm báo cáo giải trình định kỳa ) Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện tác dụng quản lý và vận hành lưới điện truyền tải năm trước, gồm có những nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này ;b ) Trước ngày 15 hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện tác dụng quản lý và vận hành lưới điện truyền tải tháng trước, gồm có những nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này .3. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình đột xuất tình hình quản lý và vận hành lưới điện truyền tải khi có nhu yếu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Nước Ta, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện .1. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm lập báo cáo giải trình định kỳ gửi Cục Điều tiết điện lực về kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc năm tới, tháng tới và tuần tới, gồm có cả kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị và nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện quy định tại Thông tư này .2. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm lập báo cáo giải trình định kỳ về tình hình thực thi, tác dụng quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc hàng năm, hàng tháng, gồm có những nội dung chính sau :a ) Cơ cấu kêu gọi những dạng nguồn điện, tổng hiệu suất đặt và khả dụng của nguồn điện ; quy trình tiến độ quản lý và vận hành những khu công trình nguồn điện và lưới điện mới ;b ) Đánh giá việc thực thi những tiêu chuẩn quản lý và vận hành quy định tại Chương II Thông tư này ;c ) Đánh giá nhu yếu phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, nhìn nhận sai số dự báo nhu yếu phụ tải điện ;d ) Đánh giá tác dụng quản lý và vận hành lưới điện truyền tải, tình hình sự cố và nguyên do, đề xuất kiến nghị những giải pháp để bảo vệ quản lý và vận hành hệ thống điện bảo đảm an toàn đáng tin cậy và hiệu suất cao ;đ ) Các chỉ số nhìn nhận chất lượng hoạt động giải trí quy định tại Điều 97 Thông tư này và báo cáo giải trình nguyên do không thực thi cung ứng những chỉ số ;e ) Các số liệu thống kê về cung ứng nguyên vật liệu, tình hình thủy văn những hồ chứa thủy điện và kêu gọi những xí nghiệp sản xuất điện ; thống kê sự cố nguồn điện và lưới điện ;g ) Tình trạng liên kết tín hiệu SCADA của nhà máy sản xuất điện và trạm biến áp thuộc quyền tinh chỉnh và điều khiển .3. Thời điểm báo cáo giải trình định kỳa ) Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực hiệu quả quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc năm trước, gồm có những nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này ;b ) Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực hiệu quả quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc tháng trước, gồm có những nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này .4. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình đột xuất tình hình quản lý và vận hành hệ thống vương quốc khi có nhu yếu 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 quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện Giao hàng việc lập kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc năm tới, tháng tới, tuần tới, lập lịch kêu gọi ngày tới, giờ tới và điều độ thời hạn thực .2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện vừa đủ những thông tin tương quan để thực thi nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện. Các thông tin phân phối gồm có : Dự báo nhu yếu phụ tải điện, kế hoạch quản lý và vận hành, kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế lưới điện, nhà máy điện, hiệu suất truyền tải trên lưới điện truyền tải, hiệu suất khả dụng và hiệu suất công bố của những tổ máy phát điện, những ràng buộc nguồn năng lượng và những thông tin tương quan thiết yếu khác .3. Đánh giá bảo mật an ninh hệ thống điện gồm có những nội dung thống kê giám sát, nghiên cứu và phân tích và công bố tổng hiệu suất nguồn khả dụng dự kiến, dự báo nhu yếu phụ tải của hệ thống điện, nhìn nhận độ an toàn và đáng tin cậy và năng lực sẵn sàng chuẩn bị phân phối nhu yếu phụ tải hệ thống điện, những cảnh báo nhắc nhở bảo mật an ninh hệ thống điện và những nhu yếu khác về bảo mật an ninh hệ thống điện. Đánh giá bảo mật an ninh hệ thống điện gồm có nhìn nhận an ninh trung hạn và thời gian ngắn 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 bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn : Được thực thi để nhìn nhận năng lực bảo vệ bảo mật an ninh hệ thống điện vương quốc cho 02 tuần tiếp theo, đơn vị chức năng thời hạn thống kê giám sát là giờ .4. Kết quả nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện là cơ sở để những đơn vị chức năng tham gia thị trường điện dữ thế chủ động kiến thiết xây dựng kế hoạch phát điện, bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị, tham gia kiểm soát và điều chỉnh cân đối cung và cầu của hệ thống điện .5. Để phục vụ việc nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải ĐK với Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự kiến kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị điện, lưới điện và nguồn điện .6. Trường hợp Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện, nguồn điện rình rập đe dọa tới bảo mật an ninh hệ thống điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền phủ nhận kế hoạch đó và phải nêu rõ nguyên do phủ nhận .7. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được khước từ kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế trên cơ sở xác lập tác động ảnh hưởng tới bảo mật an ninh hệ thống điện do việc triển khai kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa gây ra .

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

1. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm giám sát, xác lập hiệu suất và điện năng dự trữ của hệ thống điện vương quốc trong quy trình giám sát nhu yếu dịch vụ phụ trợ và nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện, bảo vệ bảo mật an ninh cung ứng điện cho hệ thống điện vương quốc .2. Trong quy trình thiết kế xây dựng giải pháp thống kê giám sát hiệu suất và điện năng dự trữ, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải bảo vệ triển khai theo những 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 nguồn vào sử dụng khi đo lường và thống kê hiệu suất và điện năng dự trữ 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 quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm đo lường và thống kê xác lập hiệu suất và điện năng dự trữ trên cơ sở bảo vệ dự trữ hiệu suất, điện năng hài hòa và hợp lý và quy định tại Điều này, báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực để trải qua, làm cơ sở quản lý và vận hành bảo đảm an toàn, không thay đổi và đáng tin cậy hệ thống điện vương quốc .5. Trong quy trình nhìn nhận, trải qua hiệu suất và điện năng dự trữ, Cục Điều tiết điện lực có nghĩa vụ và trách nhiệm lấy quan điểm từ những bên tương quan so với những nội dung sau :a ) Tác động tác động ảnh hưởng của ngân sách mua và bán dịch vụ phụ trợ ;b ) Tác động tác động ảnh hưởng tới những nhu yếu trong quản lý và vận hành hệ thống điện ;c ) Tác động tác động ảnh hưởng tới chất lượng phân phối điện ;d ) Đánh giá đối sánh tương quan ngân sách phân phối điện và chất lượng phân phối điện .

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

1. Hàng năm, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai thống kê giám sát và công bố tác dụng nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện năm .2. Tháng 6 hàng năm, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai giám sát và công bố nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện cho 12 tháng tới .3. Hàng tháng, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thực thi thống kê giám sát và công bố nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện tháng .4. Hàng tuần, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm triển khai giám sát và công bố nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện tuần .5. Các thông tin nguồn vào cho nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống trung hạn gồm có :a ) Dự báo nhu yếu phụ tải hệ thống điện vương quốc và ba miền, gồm có cả hiệu suất cực lớn và sản lượng điện tiêu thụ ;b ) Biểu đồ phụ tải nổi bật từng tuần của hệ thống điện vương quốc và ba miền ;c ) Kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa nguồn điện và lưới điện ;d ) Điện năng bảo vệ tuần của những hồ chứa thủy điện đã phê duyệt ;đ ) Suất sự cố của những tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải ;e ) Các nhu yếu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống điện vương quốc ;g ) Các ràng buộc của lưới điện .6. Đơn vị phát điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện những thông tin đầu vào Giao hàng nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện trung hạn gồm có :a ) Dự kiến kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa ;b ) Công suất khả dụng hàng tuần của tổ máy phát điện ;c ) Các ràng buộc nguồn năng lượng hàng tuần ( nếu có ) của tổ máy phát điện. Những thông tin này phải cung ứng theo mẫu do Đơn vị quản lý và 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 nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự kiến kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện truyền tải và những thông tin đầu vào ship hàng nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện trung hạn. Trường hợp kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế lưới điện truyền tải có tác động ảnh hưởng đến năng lực phát điện của những tổ máy phát điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền kiểm soát và điều chỉnh năng lực phát điện của những tổ máy phát điện và thông tin những biến hóa, ràng buộc của lưới điện truyền tải cho những Đơn vị phát điện .8. Đơn vị phân phối điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu yếu phụ tải điện tại những điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân phối .9. Các thông tin do Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện trung hạn gồm có :a ) Tổng hiệu suất và điện năng khả dụng có tính đến những ràng buộc nguồn năng lượng của tổ máy phát điện, kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện truyền tải và tổ máy phát điện ;b ) Các nhu yếu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống điện vương quốc ;c ) Công suất và điện năng dự trữ của hệ thống điện vương quốc ;d ) Dự kiến những ràng buộc trên lưới điện truyền tải ;đ ) Cảnh báo về suy giảm bảo mật an ninh cung ứng điện ( nếu có ) .10. Trường hợp Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy hiệu suất và điện năng dự trữ thấp hơn mức dự trữ được phê duyệt quy định tại Điều 93 Thông tư này, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền phủ nhận kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện .11. Trường hợp Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện khước từ kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị, những đơn vị chức năng chịu ảnh hưởng tác động có quyền đề xuất kiến nghị Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch sửa đổi trong thời hạn 07 ngày .12. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm giám sát và update tiếp tục về nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện trung hạn. Khi những mức hiệu suất, điện năng dự trữ và bảo mật an ninh hệ thống điện cục bộ được phân phối, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa sửa đổi .

Điều 95. Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn

1. Thời gian quy định cho nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn là 14 ngày tới kể từ 24 h00 của ngày công bố nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn cho đến 24 h00 của ngày thứ 14 sau đó, đơn vị chức năng thời hạn đo lường và thống kê là giờ .2. Hàng ngày, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có nghĩa vụ và trách nhiệm công bố nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn .3. Các thông tin nguồn vào cho nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống thời gian ngắn gồm :a ) Dự báo nhu yếu phụ tải hệ thống điện vương quốc và ba miền, gồm có cả hiệu suất cực lớn và sản lượng điện tiêu thụ ;b ) Kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế nguồn điện và lưới điện ;c ) Suất sự cố của những tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải ;d ) Các nhu yếu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống vương quốc ;đ ) Các ràng buộc trên lưới điện .4. Đơn vị phát điện phải cung ứng cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện những thông tin đầu vào ship hàng nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn gồm :a ) Kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế những thiết bị ;b ) Công suất khả dụng của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch ;c ) Công suất công bố của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ luân hồi thanh toán giao dịch ;d ) Thời gian khởi động và ngừng máy so với tổ máy khởi động chậm ;đ ) Công suất phát không thay đổi thấp nhất của tổ máy phát điện .5. Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm thông tin cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện update kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện truyền tải. Trong trường hợp kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế lưới điện truyền tải có ảnh hưởng tác động đến năng lực phát điện của những tổ máy phát điện, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền kiểm soát và điều chỉnh năng lực phát điện của những tổ máy phát điện và thông tin cho những Đơn vị phát điện biết những kiểm soát và điều chỉnh và ràng buộc trên lưới điện truyền tải .6. Đơn vị phân phối điện có nghĩa vụ và trách nhiệm phân phối cho Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu yếu phụ tải điện tại những điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân phối .7. Các thông tin do Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn gồm có :a ) Tổng hiệu suất và điện năng khả dụng hệ thống điện có tính đến kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện truyền tải ;b ) Dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc ;c ) Các nhu yếu về dịch vụ phụ trợ ;d ) Công suất và điện năng dự trữ của hệ thống điện ;đ ) Dự kiến những ràng buộc trên lưới điện truyền tải ;e ) Cảnh báo về suy giảm bảo mật an ninh phân phối điện ( nếu có ) .8. Trường hợp Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức hiệu suất, điện năng dự trữ hoặc bảo mật an ninh hệ thống điện cục bộ không bảo vệ, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền phủ nhận việc triển khai kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện .9. Trường hợp Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phủ nhận việc thực thi kế hoạch bảo trì, sửa chữa thay thế thiết bị, những đơn vị chức năng chịu ảnh hưởng tác động có quyền đề xuất kiến nghị Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch sửa chữa thay thế trong thời hạn 07 ngày kể từ thời gian nhận được thông tin khước từ triển khai kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa .10. Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì update về nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện thời gian ngắn. Nếu những mức hiệu suất, điện năng dự trữ và bảo mật an ninh hệ thống điện cục bộ được phân phối, Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa 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 quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực về tình hình quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc, lưới điện truyền tải và việc thực thi những tiêu chuẩn chất lượng quản lý và vận hành .2. Các chỉ số thực thi được quy định trong Chương này là một trong những chỉ số để Cục Điều tiết điện lực nhìn nhận chất lượng điều độ, quản lý và vận hành hệ thống điện truyền tải của Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp, chỉ số triển khai của năm ( N + 1 ) kém hơn chỉ số triển khai năm ( N ), Đơn vị quản lý và vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình báo cáo giải trình và triển khai những giải pháp để cải tổ chỉ số triển khai cho những 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 vương quốc vượt ra ngoài dải tần số được cho phép và thời hạn Phục hồi về chính sách quản lý và vận hành thông thường trong những trường hợp sự cố theo quy định tại Điều 4 Thông tư này .2. Chỉ số sẵn sàng chuẩn bị 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 những loại dịch vụ phụ trợ .4. Công suất kêu gọi và thời hạn kêu gọi thực tiễn của từng loại dịch vụ phụ trợ .5. Số lần và khoảng chừng thời hạn khi những loại dịch vụ phụ trợ không cung ứng những nhu yếu về hiệu suất và điện năng dự trữ được quy định tại Điều 93 Thông tư này .6. Sai số dự báo nhu yếu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tiễn .

Điều 98. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị truyền tải điện

1. Định kỳ hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị chức năng những chỉ số thực thi sau :a ) Thống kê thực trạng quá tải của những thiết bị trên lưới điện truyền tải ( mức độ quá tải, thời hạn 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 đáng 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 những sự cố dẫn tới việc vi phạm những tiêu chuẩn quản lý và vận hành lưới điện truyền tải được quy định tại Chương II Thông tư này. Báo cáo báo cáo giải trình nguyên do vi phạm và những yêu cầu biến hóa để đạt được những tiêu chuẩn kỹ thuật quản lý và vận hành .2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có nghĩa vụ và trách nhiệm báo cáo giải trình Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị chức năng những chỉ số triển khai sau :a ) Tỷ lệ góp vốn đầu tư thiết kế xây dựng theo từng cấp điện áp so với kế hoạch tăng trưởng lưới điện truyền tải hàng năm đã được duyệt ;b ) Tổng số những thiết bị trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm ;c ) Tổng số lần ngừng, giảm cung ứng điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở những đường dây truyền tải và máy biến áp ;d ) Tổng số lần và tổng thời hạn vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 6 Thông tư này ;đ ) Các nội dung về độ đáng 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 những sự cố không bình thường dẫn tới việc vi phạm những tiêu chuẩn quản lý và 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 những đơn vị chức năng tương quan đến việc triển khai Thông tư này, những đơn vị chức năng tranh chấp hoàn toàn có thể tự xử lý trên cơ sở thỏa thuận hợp tác trong thời hạn 60 ngày .2. Hết thời hạn được quy định tại Khoản 1 Điều này mà không tự xử lý được thì những đơn vị chức năng có quyền trình vấn đề lên Cục Điều tiết điện lực để xử lý theo quy định của pháp lý .3. Quyết định xử lý tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực hiện hành chung thẩm trừ những nội dung tranh chấp có tương quan đến thỏa thuận hợp tác hoặc hợp đồng đã ký giữa những bên .

Điều 100. Xử lý vi phạm

1. Mọi tổ chức triển khai, cá thể 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 những thông tin sau :a ) Ngày, tháng, năm trình báo ;b ) Tên, địa chỉ tổ chức triển khai, cá thể trình báo ;c ) Tên, địa chỉ tổ chức triển khai, cá thể triển khai hành vi có tín hiệu vi phạm ;d ) Mô tả hành vi có tín hiệu vi phạm ;đ ) Lý do biết hành vi có tín 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 nhu yếu những bên có tương quan cung ứng thông tin về hành vi vi phạm trong quy trình xác định và giải quyết và xử lý vi phạm .

Chương X
TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 101. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có nghĩa vụ và trách nhiệm thông dụng, hướng dẫn và kiểm tra việc thực thi Thông tư này .2. Trường hợp thiết yếu, Cục Điều tiết điện lực có nghĩa vụ và trách nhiệm tổ chức triển khai kiến thiết xây dựng và phát hành Quy trình hướng dẫn chi tiết cụ thể về nhu yếu kỹ thuật, nhu yếu đấu nối và giải pháp dự báo hiệu suất, điện năng phát của những nhà máy sản xuất điện mặt trời, nhà máy điện gió đấu nối vào lưới điện truyền tải, tương thích với những quy định tại Thông tư này và đặc tính công nghệ tiên tiến, kỹ thuật của những xí nghiệp sản xuất điện .3. Tập đoàn Điện lực Nước Ta có nghĩa vụ và trách nhiệm chỉ huy những đơn vị chức năng thành viên triển khai Thông tư này. Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày phát hành Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Nước Ta có nghĩa vụ và trách nhiệm thiết kế xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực phát hành những Quy trình, Quy định kỹ thuật để hướng dẫn thực thi Thông tư này, gồm có :a ) Quy trình dự báo nhu yếu phụ tải điện hệ thống điện vương quốc ;b ) Quy trình lập kế hoạch bảo trì, thay thế sửa chữa lưới điện và nhà máy sản xuất điện trong hệ thống điện vương quốc ;c ) Quy trình triển khai nhìn nhận bảo mật an ninh hệ thống điện trung hạn và thời gian ngắn ;d ) Quy trình lập kế hoạch quản lý và vận hành hệ thống điện vương quốc ;đ ) Quy trình xác lập và quản lý và vận hành dịch vụ phụ trợ ;e ) Quy định nhu yếu kỹ thuật so với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong xí nghiệp sản xuất điện và trạm biến áp ;g ) Quy định về nhu yếu kỹ thuật và quản trị quản lý và 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 vương quốc .4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nghĩa vụ và trách nhiệm kiến thiết xây dựng kế hoạch để góp vốn đầu tư, tăng cấp và tái tạo lưới điện, thiết bị điện trong khoanh vùng phạm vi quản trị bảo vệ phân phối những nhu yếu kỹ thuật và nhu yếu trong quản lý và vận hành quy định tại Thông tư này .

Điều 102. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực hiện hành 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 thực thi hiện hành từ ngày Thông tư này có hiệu lực thực thi hiện hành .2. Trường hợp đã có hợp đồng shopping, lắp ráp 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 thực thi hiện hành mà có nội dung khác với một số ít 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 liên tục triển khai theo hợp đồng đã ký .3. Trong quy trình thực thi Thông tư này, nếu có yếu tố vướng mắc, nhu yếu những đơn vị chức năng có tương quan phản ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, xử lý theo thẩm quyền hoặc báo cáo giải trình Bộ Công Thương để xử lý. / .

Nơi nhận: – Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ; – Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ; – UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương; – Viện Kiểm sát Nhân dân tối cao, – Tòa án Nhân dân tối cao; – Các Thứ trưởng Bộ Công Thương; – Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp); – Công báo; – Kiểm toán nhà nước; – Website: Chính phủ, Bộ Công Thương; – Tập đoàn Điện lực Việt Nam; – Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia; – Các Tổng công ty Điện lực; – Các Tổng công ty Phát điện; – Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia; – Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

BỘ TRƯỞNG Trần Tuấn Anh

PHỤ LỤC 1A

THÔNG TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

tin tức ĐK đấu nối vận dụng cho những điểm đấu nối mới hoặc sửa đổi tại những điểm đấu nối cũ, gồm có :Họ và tên người mua có nhu yếu đấu nối :Chức danh :Tên đơn vị chức năng công tác làm việc :Có trụ sở ĐK tại :Địa chỉ :Điện thoại :Fax :E-Mail :1. Mô tả dự án Bất Động Sảna ) Tên dự án Bất Động Sản ;b ) Lĩnh vực hoạt động giải trí / mô hình sản xuất ;c ) Sản lượng dự kiến / Năng lực sản xuất ;d ) Ngày dự kiến khởi đầu thi công kiến thiết xây dựng ;đ ) Ngày dự kiến đưa vào quản lý và vận hành ;e ) Điểm đấu nối hiện tại ( nếu có ) ;g ) Điểm đấu nối đề xuất ;h ) Cấp điện áp và số mạch đường dây đấu nối đề xuất kiến nghị ;i ) Ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối .

2. Bản đồ, sơ đồ và kế hoạch

a ) Bản đồ địa lý tỷ suất 1 : 50000 có lưu lại vị trí của người mua có nhu yếu đấu nối, phần lưới điện truyền tải tương quan của Đơn vị truyền tải điện và vị trí điểm đấu nối ;b ) Sơ đồ sắp xếp mặt phẳng tỷ suất 1 : 200 hoặc 1 : 500 diễn đạt vị trí những tổ máy phát điện, máy biến áp, những tòa nhà, vị trí đấu nối ;c ) Cung cấp kế hoạch kiến thiết xây dựng những khu công trình yêu cầu cho những vùng bao quanh trạm biến áp, tổ máy phát điện, khu công trình thiết kế xây dựng, điểm đấu nối với tỷ suất 1 : 200 hoặc 1 : 500 .

3. Hồ sơ pháp lý

Các tài liệu về tư cách pháp nhân ( bản sao Giấy phép góp vốn đầu tư hoặc Quyết định góp vốn đầu tư, Quyết định xây dựng doanh nghiệp, Giấy ĐK kinh doanh thương mại, Giấy phép hoạt động giải trí điện lực và những giấy phép khác theo quy định của pháp lý ) .

PHỤ LỤC 1B

THÔNG TIN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN CỦA KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI

(Ban hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

tin tức vận dụng cho nhà máy điện, tổ máy phát điện, trạm điện của người mua có nhu yếu đấu nối gồm :1. Mô tả nhà máy sản xuất điệna ) Tên nhà máy sản xuất ;b ) Địa điểm kiến thiết xây dựng ;c ) Loại hình và công nghệ tiên tiến của nhà máy điện ( thủy điện, nhiệt điện than, khí, nguồn năng lượng tái tạo, … ) ;d ) Số tổ máy phát điện, hiệu suất định mức ;đ ) Sản lượng điện dự kiến ;e ) Công suất dự kiến phát vào lưới ;g ) Thời gian dự kiến đưa vào quản lý và vận hành ;h ) Cấp điện áp yêu cầu tại điểm đấu nối .2. Sơ đồ điệna ) Sơ đồ mặt phẳng sắp xếp thiết bị ;b ) Sơ đồ nối điện chính, trong đó chỉ rõ :- Bố trí thanh cái ;- Các mạch điện ( đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp … ) ;- Các tổ máy phát điện ;- Bố trí pha ;- Bố trí nối đất ;- Các thiết bị đóng cắt ;- Điện áp quản lý và vận hành ;- Phương thức bảo vệ ;- Vị trí điểm đấu nối ;- Bố trí thiết bị bù hiệu suất phản kháng .

Sơ đồ này chỉ giới hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền tải, nêu rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai.

3. Đặc tính vận hành tổ máy phát điện

Với mỗi loại tổ máy phát điện, cần phải cung ứng vừa đủ những thông tin sau :- Số tổ máy phát điện ;- Công suất công dụng phát định mức ( MW ) ;- Công suất biểu kiến phát định mức ( MVA ) ;- Công suất công dụng phụ tải tự dùng ( MW ) ;- Công suất phản kháng phụ tải tự dùng ( MVAr ) ;- Điện áp đầu cực ( kV ) ;- Dải hiệu suất công dụng ( MW-MW ) ;- Công suất phản kháng phát tối đa tại mức hiệu suất công dụng định mức ( MVAr ) ;- Công suất phản kháng nhận tối đa tại mức hiệu suất công dụng định mức ( MVAr ) ;- Hệ số ngắn mạch ;- Dòng điện stator định mức ( A ) ;- Dòng điện rotor định mức tại dòng điện đầu ra định mức ( hiệu suất công dụng định mức, thông số mang tải định mức, điện áp đầu cực định mức ) và vận tốc rotor định mức ( A ) ;- Điện áp rotor định mức ( kV ) ;- Dải quản lý và vận hành của tổ máy phát điện gồm có số lượng giới hạn nhiệt và kích từ ;- Đồ thị từ hóa hở mạch ;- Đặc tính ngắn mạch ;- Đồ thị thành phần hiệu suất không tải ;- Đồ thị điện áp ;- Thời gian hòa đồng điệu từ trạng thái ấm ( giờ ) ;- Thời gian hòa đồng điệu từ trạng thái lạnh ( giờ ) ;- Thời gian quản lý và vận hành tối thiểu ;- Thời gian dừng tối thiểu ;- Tốc độ tăng tải định mức ( MW / phút ) ;- Tốc độ giảm tải định mức ( MW / phút ) ;- Loại nguyên vật liệu khởi động ;- Khả năng biến hóa nguyên vật liệu khi có tải ;- Các chính sách sẵn sàng chuẩn bị ;- Thời gian đổi khác chính sách tải ;- Dải điều khiển và tinh chỉnh của hệ thống kiểm soát và điều chỉnh tần số thứ cấp ( MW ) ;- Các đặc tính quản lý và vận hành tương quan khác ;- Cung cấp thông tin chi tiết cụ thể về hiệu suất dự trữ của tổ máy phát điện trong những chính sách quản lý và vận hành khác nhau .Với những xí nghiệp sản xuất nhiệt điện, ngoài những thông số kỹ thuật nhu yếu ở trên phải phân phối thêm sơ đồ khối công dụng của những thành phần chính của nhà máy sản xuất, lò hơi, máy phát xoay chiều, những nguồn cung ứng nhiệt hoặc hơi .

4. Thông số kỹ thuật của tổ máy phát điện

Các thông số kỹ thuật và giá trị sau :- Điện kháng đồng điệu dọc trục Xd ;- Điện kháng quá độ dọc trục X’d- Điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa dọc trục X ’ ’ d ;- Điện kháng đồng điệu ngang trục Xq ;- Điện kháng quá độ chưa bão hòa ngang trục X’q ;- Điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa ngang trục X ’ ’ q ;- Các thông số kỹ thuật bão hòa của những điện kháng Xd, X’d, X ’ ’ d, Xq, X’q, X ’ ’ q ;- Điện kháng thứ tự nghịch X2 ;- Điện kháng thứ tự không Xo ;- Điện trở Stator Ra ;- Điện kháng khe hở stator XL ;- Điện kháng điểm Xp ;- Biểu tượng và giá trị hằng số thời hạn máy máy điện ;- Hằng số thời hạn quá độ hở mạch dọc trục Tdo ’ ( s ) ;- Hằng số thời hạn siêu quá độ hở mạch dọc trục Tdo ’ ’ ( s )- Hằng số thời hạn quá độ hở mạch ngang trục Tqo ’ ( s ) ;- Hằng số thời hạn siêu quá độ hở mạch ngang trục Tqo ’ ’ ( s )- Hằng số thời hạn quá độ ngắn mạch dọc trục Td ’ ( s ) ;- Hằng số thời hạn siêu quá độ ngắn mạch dọc trục Td ’ ’ ( s ) ;- Hằng số thời hạn quá độ ngắn mạch ngang trục Tq ’ ( s ) ;- Hằng số thời hạn siêu quá độ ngắn mạch ngang trục Tq ’ ’ ( s ) ;- Hằng số quán tính tuabin máy phát cho hàng loạt khối quay ( MWsec / MVA ) ;

5. Hệ thống kích từ

Dự kiến kiểu kích từ và thiết bị không thay đổi hệ thống điện ( PSS ), sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn của IEEE ( hoặc tiêu chuẩn tương tự được phép vận dụng ) cùng những thông số kỹ thuật và hàm truyền kèm theo .

6. Hệ thống điều tốc và thiết bị ổn định

Dự kiến kiểu điều tốc, sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn IEEE ( hoặc tiêu chuẩn tương tự được phép vận dụng ) cùng những thông số kỹ thuật và hàm truyền kèm theo .

7. Hệ thống bảo vệ và điều khiển

– Cung cấp thông tin về hệ thống rơ le bảo vệ của tổ máy phát điện .- Cung cấp thông tin về hệ thống tự động hóa điều khiển và tinh chỉnh của xí nghiệp sản xuất và dự kiến phương pháp ghép nối với hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối viễn thông của nhà máy sản xuất và trạm biến áp .

8. Khởi động đen

Yêu cầu phân phối những thông tin về trang bị năng lực khởi động đen .

9. Ảnh hưởng tới môi trường

Yêu cầu phân phối những thông tin tương quan tới phát thải khí nhà kính, gồm có những thông tin sau :a ) Đối với nhà máy sản xuất nhiệt điện- Khí CO2 :+ Tấn CO2 / tấn nguyên vật liệu ;+ Hiệu suất giảm khí CO2 .- Khí SO2 :+ Tấn SO2 / tấn nguyên vật liệu ;+ Hiệu suất giảm khí SO2 .- Khí NOx :+ Tấn NOx / đường cong xuất điện năng MWh .

b) Nhà máy thủy điện tích năng

– Công suất dự trữ ( MWH bơm ) ;- Công suất bơm lớn nhất ( MW ) ;- Công suất bơm nhỏ nhất ( MW ) ;- Công suất phát lớn nhất ( MW ) ;- Công suất phát nhỏ nhất ( MW ) ;- Hiệu suất ( phát / bơm tỷ suất % ) .

c) Nhà máy điện gió

– Loại turbine ( cố định và thắt chặt hay biến tốc ) ;- Chi tiết về đặc tính kỹ thuật và đặc tính quản lý và vận hành của đơn vị sản xuất ;- Phương thức quản lý và vận hành theo mùa của tổ máy phát điện : mùa hay liên tục ;- Dự kiến năng lực phát vào lưới điện truyền tải hàng tháng ( MW ) ;- Đồ thị phát điện ngày nổi bật của từng tháng ;- Dự kiến cụ thể sự đổi khác đầu ra liên tục hay nhanh, gồm có độ lớn, tỷ suất đổi khác lớn nhất, tần suất và quãng thời hạn ;- Số liệu về hiệu quả đo gió trong quá khứ .

10. Dự báo tính sẵn sàng

– Yêu cầu bảo trì dự kiến : … tuần / năm ;- Khả năng sẵn sàng chuẩn bị ( lấy từ nhu yếu bảo trì được lập lịch dự kiến ) ;- Khả năng sẵn sàng chuẩn bị tỷ suất hiệu suất phát theo mùa ( MW ) ;- Khả năng chuẩn bị sẵn sàng tuyệt đối ;- Khả năng chuẩn bị sẵn sàng bộ phận ;- Xác suất ngừng chạy ép buộc .- Giới hạn năng lực phát điện :+ Phát điện ngày ( GWh ) ;+ Phát điện tuần ( GWh ) ;+ Phát điện tháng ( GWh ) ;+ Phát điện năm ( GWh ) .

11. Số liệu kỹ thuật của các thiết bị điện tại điểm đấu nối

a) Thiết bị đóng cắt: Cầu dao, dao cách ly của các mạch đấu nối liên quan tới điểm đấu nối.

– Điện áp quản lý và vận hành định mức ( kV ) ;- Dòng điện định mức ( A ) ;- Dòng cắt ngắn mạch 03 pha định mức ( kA ) ;- Đòng cắt ngắn mạch 01 pha định mức ( kA ) ;- Dòng cắt tải 03 pha định mức ( kA ) ;- Dòng cắt tải 01 pha định mức ( kA ) ;- Dòng ngắn mạch 03 pha nặng nề nhất định mức ( kA ) ;- Dòng ngắn mạch 01 pha nặng nề nhất định mức ( kA ) ;- Mức cách điện cơ bản-BIL ( kV ) .

b) Máy biến áp

– Điện áp định mức và sắp xếp cuộn dây ;- Công suất định mức MVA của mỗi cuộn dây ;- Cuộn dây phân áp, kiểu điều áp ( dưới tải hoặc không ), vùng điều áp ( số lượng đầu ra và kích cỡ bước điều áp ) ;- Chu kỳ thời hạn điều áp ;- Bố trí nối đất ( nối đất trực tiếp, không nối đất, nối đất qua cuộn kháng ) ;- Đường cong bão hòa ;- Điện trở và điện kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất, lớn nhất ( R + jX trên Phần Trăm hiệu suất định mức MVA của máy biến áp ). Cho máy biến áp 03 cuộn dây, cả 03 cuộn dây có đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng giữa mỗi cặp cuộn dây phải được thống kê giám sát với cuộn thứ ba là hở mạch ;- Điện trở và điện kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân ápdanh định, thấp nhất và cao nhất ( Ω ) ;- Mức cách điện cơ bản ( kV ) .

c) Các thiết bị bù công suất phản kháng (Tụ/cuộn cảm)

– Loại thiết bị ( cố định và thắt chặt hoặc biến hóa ) điện dung và / hoặc tỷ suất điện cảm hoặc vùng quản lý và vận hành MVAr ;- Điện trở / điện kháng, dòng điện nạp / phóng ;- Với thiết bị tụ / cuộn cảm hoàn toàn có thể điều khiển và tinh chỉnh được, phải phân phối cụ thể nguyên tắc điều khiển và tinh chỉnh, những số liệu tinh chỉnh và điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động hóa, thời hạn vận hàng và những thiết lập khác .

d) Máy biến điện áp (TU)/Máy biến dòng (TI)

– Tỷ số biến ;- Giấy ghi nhận kiểm tra, kiểm định tuân theo quy định đo đếm .

đ) Hệ thống bảo vệ và điều khiển

– Cấu hình hệ thống bảo vệ ;- Giá trị thiết lập yêu cầu ;- Thời gian giải phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự trữ ;- Chu kỳ tự động hóa đóng lại ( nếu có ) ;- Quản lý, điều khiển và tinh chỉnh và tiếp xúc tài liệu .

e) Đường dây và cáp truyền tải liên quan tới điểm đấu nối

– Điện trở / điện kháng / điện dung ;- Dòng điện tải định mức và dòng điện tải lớn nhất .

12. Nhà máy thủy điện

Đối với xí nghiệp sản xuất thủy điện phải cung ứng thêm tài liệu về hiệu suất phát và điện năng dự kiến cho mỗi tháng của năm và những thông tin tương quan đến thủy văn, thủy năng, đơn cử như sau :

a) Năng lượng sơ cấp – thủy năng

– Các thông số kỹ thuật hồ chứa và điều tiết hồ chứa :+ Dung tích hữu dụng ( tỉ m3 ) ;+ Dung tích hàng loạt hồ ( tỉ m3 ) ;+ Dung tích chống lũ ( tỉ m3 ) ;+ Mực nước dâng thông thường ( m ) ;+ Mực nước chết ( m ) ;+ Mực nước gia cường ( m ) ;+ Dung tích dành cho điều tiết nhiều năm ( nếu có ) ( tỉ m3 ) ;+ Diện tích lòng hồ ( km2 ) ;+ Chiều dài hồ ở mực nước dâng thông thường ( km ) ;+ Chiều rộng trung bình hồ ( km ) ;+ Chiều sâu trung bình hồ ( m ) ;+ Đường đặc tính hồ chứa V = f ( h ) ;+ Kiểu điều tiết ( năm, nhiều năm, hỗn hợp ) ;+ Quy trình điều tiết hồ chứa tóm tắt ( đặt trong 01 file văn bản ) ;+ Quy trình điều tiết hồ chứa không thiếu ( đặt trong 01 file văn bản ) ;+ Biểu đồ điều tiết hồ chứa ( theo tháng hay tuần ) .- Các thông số kỹ thuật về đập chính :+ Loại đập ( đất đá, bê tông, .. ) ;+ Kiểu xả lũ ( xả tự nhiên, dùng cửa xả ) ;+ Cao độ đỉnh đập ( m ) ;+ Chiều cao mặt đập ( m ) ;+ Chiều dài mặt đập ( m ) ;+ Chiều dài đáy đập ( m ) ;+ Cao độ trên của cánh phai xả lũ ( m ) ;+ Sơ đồ nguyên tắc cấu trúc đập ( file ảnh ) .- Các thông số kỹ thuật về đập phát điện :+ Loại đập ( đất đá, bê tông, .. ) ;+ Cao độ đỉnh đập ( m ) ;+ Chiều cao mặt đập ( m ) ;+ Chiều dài mặt đập ( m ) ;+ Chiều dài đáy đập ( m ) ;+ Cao độ trên của cửa nhận nước ( m ) ;+ Sơ đồ nguyên tắc cấu trúc đập ( file ảnh ) .- Các thông số kỹ thuật phía thượng lưu :+ Mực nước dâng thông thường ( m ) ;+ Mực nước chết ( m ) ;+ Mực nước gia cường ( m ) ;+ Mực nước điều tiết nhiều năm ( nếu có ) ( m ) .- Các thông số kỹ thuật phía hạ lưu :+ Mực nước khi dừng hàng loạt nhà máy sản xuất ( m ) ;+ Mực nước khi chạy hiệu suất min ( m ) ;+ Mực nước khi chạy hiệu suất định mức ( m ) ;+ Mực nước khi xả lưu lượng tần suất 0,01 % ( m ) .- Các số liệu chính về thời tiết và thủy văn :+ Đặc điểm thời tiết khí hậu ;+ Diện tích lưu vực sông ( km2 ) ;+ Tổng lượng dòng chảy trung bình nhiều năm ( m3 ) ;+ Lưu lượng nước về trung bình năm ( m3 / s ) ;+ Bảng tổng hợp lưu lượng nước về trung bình tháng ;+ Lượng mưa trung bình hằng năm ( mm ) ;+ Lưu lượng lũ .

b) Tần suất nước về và năng lượng theo thiết kế

– Các số liệu chính về tần suất nước về theo bảng sau :

Tần suất	Lưu lượng lũ tối đa (m3/s)	Lưu lượng trung bình ngày đêm (m3/s)
10,00 %
1,00 %
0,10 %
0,01 %

– Các số liệu chính về tần suất nước về và nguồn năng lượng theo phong cách thiết kế :

Tần suất	Lưu lượng	Năng lượng
25 %
50 %
65 %
75 %
90 %
Trung bình nhiều năm

c) Cơ khí thủy lực

– Các loại cánh phai ( van ) dùng cho khu công trình :+ Hệ thống nhận nước ( file văn bản ) ;+ Hệ thống xả nước ( file văn bản ) .- Các thông số kỹ thuật về Tua bin nước :+ Kiểu tuabin ;+ Nước sản xuất ;+ Mã hiệu ;+ Công suất phong cách thiết kế ( MW ) ;+ Dải hiệu suất khả dụng ứng với cột nước giám sát ( từ … MW đến … MW ) ;+ Cột nước thống kê giám sát ( m ) ;+ Cột nước tối đa ( m ) ;+ Cột nước tối thiểu ( m ) ;+ Lưu lượng nước qua Tua bin ứng với tải định mức ( m3 / s ) ;+ Tốc độ quay định mức ( vòng / phút ) ;+ Tốc độ quay lồng tốc ( vòng / phút ) ;+ Độ cao hút HS ( m ) ;+ Suất tiêu tốn nước ở cột nước định mức ( m3 / kWh ) .- Cấu tạo của Tua bin nước ( file văn bản ) :+ Stator tuabin ;+ Séc măng ổ đỡ ;+ Séc măng ổ hướng ;+ Buồng xoắn ;+ Bánh xe công tác làm việc ;+ Trục tuabin ;+ Cánh hướng nước ;+ Servomotor ;+ Hệ thống điều tốc của tuabin .- Hoạt động của Tua bin nước :+ Khởi động ;+ Vận hành thông thường ;+ Ngừng thông thường tuabin ;+ Ngừng sự cố tuanbin ;+ Chuyển bù ;+ Đặc tính tuabin P = f ( delta h ) ;+ Đặc tính suất tiêu tốn nước theo cột nước .

d) Các hệ thống, thiết bị phụ đi kèm

+ Hệ thống khí nén cao áp – hạ áp ;+ Hệ thống dầu ;+ Hệ thống nước cứu hỏa ;+ Hệ thống nước kỹ thuật làm mát .

e) Những lưu ý đặc biệt

PHỤ LỤC 1C

THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ PHÂN PHỐI ĐIỆN, ĐƠN VỊ PHÂN PHỐI VÀ BÁN LẺ ĐIỆN VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

tin tức vận dụng cho Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và kinh doanh bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, Đơn vị bán sỉ điện có xuất – nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền tải có nhu yếu đấu nối mới hoặc biến hóa đấu nối cũ, gồm có :

1. Số liệu về điện năng và công suất định mức

– Công suất công dụng : ( MW )- Công suất phản kháng : ( MVAr )- Điện năng tiêu thụ / ngày / tháng / năm : ( kWh )

2. Số liệu dự báo nhu cầu điện tại điểm đấu nối

a) Số liệu tiêu thụ điện năm đầu

– Trường hợp đổi khác đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu yếu đổi khác đấu nối phải phân phối những thông tin về tình hình tiêu thụ điện của phụ tải điện hiện có tại điểm đấu nối, biểu đồ phụ tải ngày nổi bật từng tháng trong năm gần nhất, trong đó gồm có những số liệu sau :+ Công suất công dụng và hiệu suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải ;+ Công suất công dụng và hiệu suất phản kháng tự phát ( nếu có ) .- Trường hợp đấu nối mới, Khách hàng có nhu yếu đấu nối mới phải phân phối những thông tin về nhu yếu phụ tải điện tại điểm đấu nối gồm có hiệu suất cực lớn, điện năng và biểu đồ phụ tải ngày nổi bật từng tháng của năm vào quản lý và vận hành, trong đó gồm có cụ thể những số liệu sau :+ Công suất công dụng và hiệu suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải ;+ Công suất công dụng và hiệu suất phản kháng tự phát ( nếu có ) .

b) Dự báo nhu cầu điện dự kiến trong 01 năm tiếp theo

– Đối với nhu yếu biến hóa đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu yếu biến hóa đấu nối phải phân phối nhu yếu phụ tải điện dự kiến tại điểm đấu nối, gồm có hiệu suất cực lớn, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày nổi bật từng tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong đó xác lập rõ nhu yếu hiệu suất tính năng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải và tự phát ;- Đối với nhu yếu đấu nối mới, Khách hàng có nhu yếu đấu nối mới phải phân phối những thông tin dự báo nhu yếu phụ tải điện chi tiết cụ thể, gồm có hiệu suất cực lớn, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày nổi bật từng tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong đó xác lập rõ nhu yếu hiệu suất tính năng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải và tự phát .

c) Các số liệu liên quan tới dự báo nhu cầu điện (nếu có): Bao gồm các số liệu liên quan tới tiêu thụ điện như sản lượng sản phẩm, suất tiêu hao điện cho một đơn vị sản phẩm, chế độ tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc và ngày nghỉ), tổng công suất lắp đặt của thiết bị điện và công suất cực đại, hệ số công suất.

3. Số liệu kỹ thuật thiết bị, lưới điện của phụ tải điện tại điểm đấu nối

a) Sơ đồ điện

– Sơ đồ mặt phẳng sắp xếp thiết bị ;- Sơ đồ nối điện chính, trong đó chỉ rõ :+ Bố trí thanh cái ;+ Các mạch điện ( đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp … ) ;+ Các tổ máy phát điện ;+ Bố trí pha ;+ Bố trí nối đất ;+ Các thiết bị đóng cắt ;+ Điện áp quản lý và vận hành ;+ Phương thức bảo vệ ;+ Vị trí điểm đấu nối ;+ Bố trí thiết bị bù hiệu suất phản kháng .

Sơ đồ này chỉ giới hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách hàng có nhu cầu đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới hệ thống điện truyền tải, nêu rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai.

b) Các thiết bị điện

– Thiết bị đóng cắt ( cầu dao, cách ly … ) của những mạch điện tương quan tới điểm đấu nối :+ Điện áp quản lý và vận hành định mức ;+ Dòng điện định mức ( A ) ;+ Dòng điện cắt ngắn mạch 03 pha định mức ( kA ) ;+ Dòng điện cắt ngắn mạch 01 pha định mức ( kA ) ;+ Dòng cắt tải 03 pha định mức ( kA ) ;+ Dòng cắt tải 01 pha định mức ( kA ) ;+ Dòng ngắn mạch 03 pha nặng nề nhất định mức ( kA ) ;+ Dòng ngắn mạch 01 pha nặng nề nhất định mức ( kA ) ;+ Mức cách điện cơ bản – BIL ( kV ) .- Máy biến áp :+ Điện áp định mức và sắp xếp cuộn dây ;+ Công suất định mức MVA của mỗi cuộn dây ;+ Cuộn dây phân áp, kiểu điều áp ( dưới tải hoặc không ), vùng phân áp ( số lượng đầu ra và kích cỡ bước phân áp ) ;+ Chu kỳ thời hạn điều áp ;+ Bố trí nối đất ( nối đất trực tiếp, không nối đất và nối đất qua cuộn kháng ) ;+ Đường cong bão hòa ;+ Điện trở và điện kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất, lớn nhất trên Tỷ Lệ hiệu suất định mức MVA của máy biến áp. Cho máy biến áp 03 cuộn dây, có cả 03 cuộn dây đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng giữa mỗi cặp cuộn dây phải được thống kê giám sát với cuộn thứ ba là mạch mở ;+ Điện trở và điện kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, thấp nhất và cao nhất ( Ω ) ;+ Mức cách điện cơ bản ( kV ) .- Các thiết bị bù hiệu suất phản kháng ( Tụ / cuộn cảm ) :+ Loại thiết bị ( cố định và thắt chặt hoặc biến hóa ) điện dung và / hoặc tỷ suất điện cảm hoặc vùng quản lý và vận hành MVAr ;+ Điện trở / điện kháng, dòng điện nạp / phóng ;+ Với thiết bị tụ / cuộn cảm hoàn toàn có thể tinh chỉnh và điều khiển được, phải phân phối chi tiết cụ thể nguyên tắc điều khiển và tinh chỉnh, những số liệu điều khiển và tinh chỉnh như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động hóa, thời hạn vận hàng và những setup khác .- Máy biến điện áp ( VT ) / máy biến dòng ( TI ) :+ Tỷ số biến ;+ Giấy ghi nhận kiểm tra tuân thủ Quy định đo đếm điện năng .- Hệ thống bảo vệ và điều khiển và tinh chỉnh :+ Cấu hình hệ thống bảo vệ ;+ Giá trị setup đề xuất kiến nghị ;+ Thời gian giải phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự trữ ;+ Chu kỳ tự động hóa đóng lại ( nếu có ) ;+ Quản lý tinh chỉnh và điều khiển và tiếp xúc tài liệu .- Đường dây trên không và cáp điện tương quan tới điểm đấu nối :+ Điện trở, điện kháng, điện dung ( thứ tự thuận, thứ tự không và hỗ cảm ) theo giá trị đo lường và thống kê trong thực tiễn của đơn vị chức năng thí nghiệm ;+ Dòng điện tải định mức và dòng điện tải lớn nhất .

c) Các thông số liên quan đến ngắn mạch

– Dòng điện ngắn mạch 03 pha ( Open tức thì tại điểm sự cố và sau sự cố thoáng qua ) từ hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải tại điểm đấu nối ;- Giá trị điện trở và điện kháng thứ tự không của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tính từ điểm đấu nối ;- Giá trị điện áp trước khi sự cố tương thích với dòng sự cố lớn nhất ;- Giá trị điện trở và điện kháng thứ tự nghịch của của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tính từ điểm đấu nối ;- Giá trị điện trở và điện kháng thứ tự không của mạch tương tự Pi của của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải .

d) Yêu cầu về mức độ dự phòng

Đối với Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu yếu nhận điện từ hai nguồn trở lên, nhu yếu chỉ rõ :- Nguồn dự trữ ;- Công suất dự trữ nhu yếu ( MW và MVAr ) .

4. Đặc tính phụ tải

Yêu cầu Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải phân phối những thông tin sau đây :- Chi tiết về những thành phần phụ tải của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, trong đó đặc biệt quan trọng quan tâm cung ứng thông tin về những phụ tải hoàn toàn có thể gây ra giao động quá 5 % tổng hiệu suất của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối và mức gây nhấp nháy điện áp của những phụ tải đó .- Các cụ thể sau đây về đặc tính phụ tải tại từng điểm đấu nối :

Thông số	Đơn vị
Hệ số hiệu suất trong chính sách nhận hiệu suất phản kháng
Độ nhạy của phụ tải với điện áp	MW / kV, MVAr / kV
Độ nhạy của phụ tải với tần số	MW / Hz, MVAr / Hz
Dự kiến mức độ gây mất cân đối pha cực lớn và trung bình	%
Dự kiến mức độ gây sóng hài tối đa
Dự kiến mức độ gây nhấp nháy điện áp thời gian ngắn và dài hạn

Đối với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu yếu sử dụng với hiệu suất từ 5MW trở lên tại điểm đấu nối phải cung ứng những tài liệu sau :- Tỷ lệ biến hóa tải ( kW / s và kVAr / s ) gồm có cả tăng lên và hạ xuống ;- Bước thời hạn lặp lại ngắn nhất của độ xê dịch phụ tải ( giây ) ;- Độ lớn của bước đổi khác lớn nhất trong nhu yếu điện ( kW ; kVAr ) .

5. Các yêu cầu khác có liên quan tới phụ tải điện

PHỤ LỤC 2

THỎA THUẬN ĐẤU NỐI MẪU
(Ban hành kèm theo Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

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

THỎA THUẬN ĐẤU NỐI

GIỮA (ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI ĐIỆN) VÀ …( TÊN KHÁCH HÀNG ĐỀ NGHỊ ĐẤU NỐI)

Số : / NPT – TTĐN- Căn cứ Thông tư số … … / năm nay / TT-BCT ngày … tháng …. năm năm nay của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải ;- Căn cứ Văn bản ý kiến đề nghị đấu nối vào lưới điện truyền tải ngày … tháng … năm … .. của [ Tên người mua có nhu yếu đấu nối ] gửi [ Tên Đơn vị truyền tải điện ] ;- Căn cứ hồ sơ ý kiến đề nghị đấu nối của [ Tên người mua có nhu yếu đấu nối ] gửi [ Tên Đơn vị truyền tải điện ] ngày … tháng … năm …. ;- Căn cứ vào những biên bản thao tác và thỏa thuận hợp tác sơ bộ giải pháp đấu nối …. ;- Căn cứ vào nhu yếu và năng lực cung ứng dịch vụ truyền tải điện ,Hôm nay, ngày … tháng … năm … tại …, chúng tôi gồm :

Bên A: [Tên Đơn vị truyền tải điện]

Đại diện là : …Chức vụ : ….Địa chỉ : ….Điện thoại : ….. ;Fax : ….Tài khoản số : …Mã số thuế : …

Bên B: [Tên tên khách hàng có nhu cầu đấu nối]

Đại diện là : …Chức vụ : …Địa chỉ : …Điện thoại : … ; …………………………………….. Fax : …Tài khoản số : ….Mã số thuế : …Hai bên chấp thuận đồng ý ký kết Thỏa thuận đấu nối với những nội dung sau :

Điều 1. Nội dung đấu nối

[ Tên Đơn vị truyền tải điện ] thống nhất giải pháp đấu nối nhà máy sản xuất điện …. của [ tên người mua có nhu yếu đấu nối ] vào lưới điện truyền tải, đơn cử như sau :1. Quy mô khu công trìnha ) Điểm đấu nối ( nhu yếu chỉ rõ điểm đấu nối tại vị trí nào ) :b ) Điểm đầu đường dây đấu nối vào hệ thống điện : …c ) Điểm cuối đường dây đấu nối vào hệ thống điện : …d ) Cấp điện áp đấu nối : …đ ) Tiết diện dây dẫn : …e ) Số mạch : …g ) Kết cấu : …h ) Chế độ quản lý và vận hành : …i ) Chiều dài đường dây đấu nối : …2. Ranh giới đo đếmRanh giới đo đếm mua và bán điện năng lắp ráp tại vị trí đấu nối ….. vào lưới điện truyền tải .3. Ranh giới góp vốn đầu tư4. Yêu cầu về giải pháp kỹ thuật5. Các tài liệu kèm theoa ) Tài liệu đính kèm 01 : …b ) Tài liệu đính kèm 02 : …c ) Tài liệu đính kèm 03 : …d ) Tài liệu đính kèm 04 : …đ ) Tài liệu đính kèm 05 : …e ) Tài liệu đính kèm 06 : …g ) Tài liệu đính kèm 07 : …

Điều 2. Trách nhiệm của các bên

1. Trách nhiệm của Bên A

[ Tên Đơn vị truyền tải điện ] có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư kiến thiết xây dựng lưới điện truyền tải để liên kết với lưới điện của [ tên người mua có nhu yếu đấu nối ] theo đúng ranh giới góp vốn đầu tư kiến thiết xây dựng quy định tại Khoản 3 Điều 1 của Thỏa thuận đấu nối này .

2. Trách nhiệm của Bên B

a ) [ Tên người mua có nhu yếu đấu nối ] có nghĩa vụ và trách nhiệm góp vốn đầu tư kiến thiết xây dựng hệ thống lưới điện trong khoanh vùng phạm vi quản trị theo những diễn đạt kỹ thuật tại Tài liệu đính kèm 3, tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và những quy định khác có tương quan .b ) [ Tên người mua có nhu yếu đấu nối ] có nghĩa vụ và trách nhiệm quản trị, quản lý và vận hành hệ thống điện hoặc xí nghiệp sản xuất điện tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và những quy định khác có tương quan .

Điều 5. Ngày đấu nối

Ngày đấu nối dự kiến là … … … … … ( ngày, tháng, năm ) .

Điều 6. Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung

Chi tiêu kiểm tra và thử nghiệm bổ trợ trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 51 Thông tư số … / năm nay / TT-BCT ngày … tháng … năm năm nay của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải được hai bên thống nhất như sau :1. … … … ..2. … … … ..

Điều 7. Tách đấu nối

1. Bên B có quyền đề xuất tách đấu nối tự nguyện trong những trường hợp đơn cử quy định tại Tài liệu đính kèm số 6 và phải tuân thủ những quy định có tương quan tại Thông tư số … / năm nay / TT-BCT ngày tháng năm năm nay của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải .2. Bên A có quyền tách đấu nối bắt buộc trong những trường hợp quy định tại Điều 57 Thông tư số … / năm nay / TT-BCT ngày tháng năm năm nay của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải .

Điều 8. Các thỏa thuận khác

1. Trong quy trình quản lý và vận hành, khi có sự biến hóa hay thay thế sửa chữa tương quan tới điểm đấu nối hoặc thiết bị đấu nối, bên có đổi khác phải thông tin bằng văn bản và gửi những tài liệu kỹ thuật tương quan tới bên kia ; soạn thảo Phụ lục Thỏa thuận đấu nối để cả hai bên ký làm tài liệu kèm theo Thỏa thuận đấu nối này .2. … … …3. … … …

Điều 9. Hiệu lực thi hành

1. Thỏa thuận đấu nối này có hiệu lực hiện hành kể từ ngày ký .2. Thời hạn có hiệu lực thực thi hiện hành của Thỏa thuận đấu nối :3. Thỏa thuận đấu nối này được làm thành 04 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản. / .

ĐẠI DIỆN Bên B ( Tên, chức vụ )

ĐẠI DIỆN Bên A ( Tên, chức vụ )

Tài liệu đính kèm 1

Sơ đồ 01 sợi tại khu vực đấu nối

( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )

Tài liệu đính kèm 02 quy định ranh giới sở hữu, quản lý vận hành

( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )Ngày … … tháng … … .. năm … … …Tên Trạm biến áp :Địa điểm :Địa chỉ :Số điện thoại cảm ứng :Nhân viên quản lý và vận hành lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện ( Tên ) :Nhân viên quản lý và vận hành của Khách hàng có nhu yếu đấu nối ( Tên ) :Điểm đấu nối :Ranh giới chiếm hữu, quản trị quản lý và vận hành :Giám đốc / Trưởng Trạm( Ký và ghi tên )

Nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện ( Ký và ghi tên )

Nhân viên vận hành của Khách hàng có nhu cầu đấu nối ( Ký và ghi tên )

Tài liệu đính kèm 03

Danh sách thiết bị sở hữu cố định tại điểm đấu nối

( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )

I. Thiết bị chính (bao gồm đường dây truyền tải điện và trạm biến áp)

1. Số, tên của thiết bị :2. Mô tả kỹ thuật chính :3. Nhà góp vốn đầu tư / chủ chiếm hữu :4. Các thông tin thiết yếu khác :5. Nhận xét :

II. Thiết bị thứ cấp

1. Số / tên thiết bị :2. Mô tả kỹ thuật chính :3. Nhà góp vốn đầu tư / chủ chiếm hữu :4. Các thông tin thiết yếu khác :5. Nhận xét :

III. Hệ thống đo đếm

1. Số / tên thiết bị :2. Mô tả kỹ thuật chính :3. Nhà góp vốn đầu tư / chủ chiếm hữu :4. Các thông tin thiết yếu khác :5. Nhận xét :

IV. Các thiết bị khác liên quan đến điểm đấu nối

1. Số / tên thiết bị :2. Thông số kỹ thuật chính :3. Nhà góp vốn đầu tư / chủ chiếm hữu :4. Các thông tin thiết yếu khác :5. Nhận xét :

Tài liệu đính kèm 04

Mô tả kỹ thuật thiết bị điện liên quan tới điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối

Bao gồm những tài liệu update sửa đổi sơ đấu nối vào lưới điện truyền tải, đã được update và / hoặc sửa đổi .( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )

Tài liệu đính kèm 05

Mô tả Danh sách các dữ liệu truyền về hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống và thị trường điện, hệ thống kỹ thuật thiết bị đầu cuối RTU/Gateway liên quan tới đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối

( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )

Tài liệu đính kèm 06

Đề nghị tách đấu nối tự nguyện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải

( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )Mô tả những trường hợp mà Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đề xuất kiến nghị tách đấu nối trong thời điểm tạm thời và những nghĩa vụ và trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với từng trường hợp .

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Tài liệu đính kèm 07

Các nhu yếu đơn cử về trang bị hệ thống PSS, PMU, AGC, hệ thống rơ le bảo vệ, thỏa thuận hợp tác phối hợp trang bị, lắp ráp những thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối giữa Cấp điều độ có quyền tinh chỉnh và điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải( Kèm theo thỏa thuận hợp tác đấu nối số … … … )

Source: https://vh2.com.vn
Category : Truyền Thông