Thông tư 12/2010/TT-BCT Về hệ thống điện truyền tải

1. Các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện truyền tải.

2. Đầu tư phát triển lưới điện truyền tải.

3. Dự báo nhu cầu phụ tải điện.

4. Điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điện truyền tải.

5. Điều độ và vận hành hệ thống điện truyền tải.

6. Đo đếm điện năng tại các điểm giao nhận giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối, nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải không tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh và khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.

1. Đơn vị truyền tải điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị bán buôn điện.

4. Đơn vị phân phối điện.

5. Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.

6. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.

7. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

1. An ninh hệ thống điện là khả năng nguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ tải điện tại một thời điểm hoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.

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

3. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện trong phạm vi quản lý của mình, bao gồm điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và hệ thống điện phân phối.

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

5. Công tơ là thiết bị đo đếm điện năng thực hiện tích phân công suất theo thời gian, lưu và hiển thị giá trị điện năng đo đếm được.

6. Dự phòng quay là lượng công suất dự trữ của các tổ máy phát điện đang vận hành trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng cho huy động đáp ứng yêu cầu huy động của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

7. Điều chỉnh tự động công suất phát nhà máy điện AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.

8. Điều chỉnh tự động tần số của hệ thống điện AFC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Frequency Control) là cơ chế điều khiển sự thay đổi công suất tác dụng của các tổ máy phát điện thông qua hệ thống thiết bị tự động để đảm bảo cho tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép.

9. Điều chỉnh điện áp tự động AVR của tổ máy phát điện (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) là thiết bị tự động điều khiển điện áp đầu cực máy phát thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy phát để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giới hạn cho phép.

10. Điều chỉnh tần số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời được thực hiện bởi số lượng lớn các tổ máy có bộ phận điều chỉnh công suất tua bin theo sự biến đổi của tần số.

11. Điều chỉnh tần số thứ cấp là quá trình điều chỉnh tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC đối với một số các tổ máy được quy định cụ thể trong hệ thống, hệ thống sa thải phụ tải theo tần số hoặc lệnh của điều độ hệ thống điện.

12. Điều độ hệ thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy phạm kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.

13. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn điện và xuất nhập khẩu điện, có nghĩa vụ mua toàn bộ điện năng từ các Đơn vị phát điện để bán buôn điện cho các Đơn vị phân phối điện và xuất nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền tải trong giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh.

14. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu các nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc các nhà máy điện có công suất đặt trên 30MW đấu nối vào lưới điện phân phối.

15. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải để bán lẻ tới các khách hàng sử dụng điện hoặc các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện khác.

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

17. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia; quản lý, điều phối các giao dịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường điện.

18. Độ tin cậy của hệ thống điện là chỉ số xác định khả năng của hệ thống điện đảm bảo cung cấp liên tục cho phụ tải điện.

19. Độ tin cậy tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng sẵn sàng và chọn lọc của hệ thống bảo vệ để gửi lệnh bảo vệ tới các máy cắt liên quan trực tiếp đến phần tử hệ thống điện bị sự cố.

20. Hệ thống quản lý năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ thống phần mềm tự động vận hành tối ưu hệ thống điện.

21. Hệ thống điều khiển phân tán DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.

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

23. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.

24. Hệ thống điện truyền tải là hệ thống bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy 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 thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển 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 (áp dụng cho trường hợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất).

27. Hòa đồng bộ là thao tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống điện với nhau.

28. Khả năng khởi động đen là khả năng của một nhà máy có thể khởi động ít nhất một tổ máy từ trạng thái dừng hoàn toàn và hòa đồng bộ vào lưới mà không cần nhận điện từ lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối khu vực.

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

30. Khởi động nguội là thực hiện các thao tác từ đầu để đưa tổ máy phát điện đã ngừng đến trạng thái nguội vào vận hành.

31. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông qua hệ thống thông tin điều độ.

32. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, máy biến áp và trang thiết bị đồng bộ để truyền dẫn điện.

33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm toàn bộ các đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp từ 35kV trở xuống, các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kV để thực hiện chức năng phân phối điện đến khách hàng sử dụng điện.

34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm toàn bộ các đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp từ 220kV trở lên, các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kV mang chức năng truyền tải để tiếp nhận công suất từ các nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia.

35. Máy biến dòng điện (viết tắt theo tiếng Anh: Current Transformer) là thiết bị biến đổi dòng điện, mở rộng phạm vi đo dòng điện và điện năng cho hệ thống đo đếm.

36. Máy biến điện áp (viết tắt theo tiếng Anh: Voltage Transformer) là thiết bị biến đổi điện áp, mở rộng phạm vi đo điện áp và điện năng cho hệ thống đo đếm.

37. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn P_st là giá trị đo được trong khoảng thời gian mười (10) phút bằng thiết bị đo theo tiêu chuẩn IEC868.

38. Mức nhấp nháy điện áp dài hạn P_lt được tính từ mười hai (12) kết quả đo P_st liên tiếp sau khoảng thời gian hai (02) giờ, theo công thức:

39. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc và ngày cuối tuần cho năm, tháng và tuần.

40. Ngừng, giảm cung cấp điện theo kế hoạch là việc ngừng cung cấp điện cho các khách hàng sử dụng điện để thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, đại tu, xây lắp các công trình điện; điều hòa, hạn chế phụ tải do thiếu điện theo kế hoạch hạn chế phụ tải do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo.

41. Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh là quy định do Bộ Công thương ban hành để điều chỉnh hoạt động của các đối tượng tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.

42. Sa thải phụ tải là quá trình cắt phụ tải ra khỏi lưới điện do tác động của hệ thống sa thải phụ tải tự động hoặc theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

43. Sai số điều độ là sai số cho phép giữa công suất phát thực tế của tổ máy được huy động và công suất được huy động theo lệnh điều độ.

44. Sự cố đơn lẻ là sự cố một phần tử trong hệ thống điện truyền tải khi hệ thống đang ở trạng thái vận hành bình thường, bao gồm các trường hợp sự cố một đường dây truyền tải, một máy biến áp hoặc một tổ máy phát điện bất kỳ.

45. Sự cố hệ thống điện là sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do tác động từ nhiều nguyên nhân dẫn đến hoạt động không bình thường, gây ngừng cung cấp điện hoặc mất ổn định, mất an toàn và không đảm bảo chất lượng điện năng của hệ thống điện.

46. Sự cố nhiều phần tử là trường hợp xảy ra hai sự cố đơn lẻ trở lên tại cùng một thời điểm.

47. Sự cố nghiêm trọng là sự cố gây mất điện trên diện rộng hoặc toàn bộ lưới điện truyền tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người và tài sản.

48. Sụp đổ hệ thống điện là tình huống mà toàn bộ các phần tử trong hệ thống điện bị mất điện do sự cố.

49. Tách lưới là các thao tác đưa một trong các phần tử của hệ thống điện ra khỏi vận hành.

50. Tan rã hệ thống điện là tình huống hệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ thống điện nhỏ tách rời do sự cố.

51. Thiết bị đo đếm là các thiết bị bao gồm công tơ, máy biến dòng điện, máy biến điện áp và các thiết bị phụ trợ phục vụ đo đếm điện năng.

52. Thiết bị đầu cuối RTU (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit) là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và biến đổi dữ liệu để truyền về máy tính trung tâm của hệ thống SCADA/EMS.

53. Thiết bị ổn định hệ thống điện PSS (viết tắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ sung tác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp (AVR) để giảm mức dao động điện áp trong hệ thống điện.

54. Thời gian khởi động là khoảng thời gian ngắn nhất cần có để khởi động một tổ máy phát điện tính từ khi Đơn vị phát điện đến khi được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đến khi tổ máy phát điện được hòa đồng bộ vào hệ thống điện quốc gia.

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

56. Tự động sa thải phụ tải khi tần số thấp là tác động cắt tải tự động của rơ le tần số khi tần số của hệ thống điện xuống dưới ngưỡng cho phép.

57. Trang Web chính thức của thị trường điện là trang thông tin điện tử do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chịu trách nhiệm quản lý để đăng tải các thông tin về hệ thống điện và thị trường điện.

58. Vị trí đo đếm là vị trí vật lý trên mạch điện nhất thứ, tại đó điện năng mua bán được đo đếm và xác định.

1. Tần số danh định của hệ thống điện quốc gia Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành của hệ thống điện, tần số được phép dao động trong các phạm vi được quy định tại Bảng 1.

2. Trong trường hợp hệ thống điện quốc gia bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc trong trạng thái khẩn cấp, cho phép tần số hệ thống điện dao động trong khoảng từ 47Hz cho đến 52Hz. Dải tần số cho phép và số lần cho phép xuất hiện được xác định theo chu kỳ một (01) năm hoặc hai (02) năm được quy định tại Bảng 2.

1. Các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải bao gồm 500kV, 220kV và 110kV.

2. Trong điều kiện làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới được quy định tại Bảng 3:

3. Trong trường hợp hệ thống điện truyền tải bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong trạng thái khẩn cấp hoặc trong quá trình khôi phục hệ thống, cho phép mức dao động điện áp trên lưới điện 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 gian sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110% điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.

1. Giá trị cực đại cho phép của tổng mức biến dạng điện áp (tính theo % điện áp danh định) do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

2. Giá trị cực đại cho phép của tổng mức biến dạng phía phụ tải (tính theo % dòng điện danh định) đối với các cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

3. Trong điều kiện vận hành bình thường, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đảm bảo tổng mức biến dạng do sóng hài trên lưới điện truyền tải không vượt quá các giá trị quy định khoản 1 Điều này.

4. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình không phát thêm sóng hài lên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại khoản 2 Điều này.

5. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hài phía phụ tải có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại khoản 2 Điều này, Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra giá trị sóng hài và điều tra nguyên nhân nếu có vi phạm. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hài phía phụ tải vi phạm quy định, bên vi phạm phải trả toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra cho Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy phụ tải không vi phạm tiêu chuẩn, Đơn vị truyền tải điện phải tự chịu toàn bộ chi phí kiểm tra.

6. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải cho rằng tổng mức biến dạng điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại khoản 1 Điều này, khách hàng có quyền yêu cầu Đơn vị truyền tải điện kiểm tra các giá trị sóng hài. Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra giá trị sóng hài và điều tra nguyên nhân nếu có vi phạm. Trường hợp tổng mức biến dạng điện áp vi phạm quy định, Đơn vị truyền tải điện phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy không vi phạm tiêu chuẩn, khách hàng đề nghị kiểm tra phải trả cho Đơn vị truyền tải toàn bộ chi phí kiểm tra.

1. Mức nhấp nháy điện áp tối đa cho phép trong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 4.

2. Trong đó P_lt95% là ngưỡng giá trị của P_lt sao cho trong khoảng 95% thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95% số vị trí đo P_lt không vượt quá giá trị này.

3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm kiểm soát mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải đảm bảo mức nhấp nháy điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị quy định tại Bảng 4 trong chế độ vận hành bình thường. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình không gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 4.

4. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải cho rằng mức nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại khoản 1 Điều này, khách hàng có quyền yêu cầu Đơn vị truyền tải điện kiểm tra mức nhấp nháy điện áp. Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra mức nhấp nháy điện áp và điều tra nguyên nhân nếu có vi phạm. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp vi phạm quy định, Đơn vị truyền tải điện phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra; trường hợp không vi phạm tiêu chuẩn, khách hàng đề nghị kiểm tra phải trả cho đơn vị truyền tải toàn bộ chi phí kiểm tra.

5. Trường hợp cho rằng Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải gây ra mức nhấp nháy điện áp vượt quá giá trị cho phép, Đơn vị truyền tải điện phải thực hiện kiểm tra mức nhấp nháy điện áp và xác định nguyên nhân gây ra vi phạm. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp do khách hàng vi phạm quy định thì bên vi phạm phải trả toàn bộ chi phí kiểm tra, điều tra và các thiệt hại gây ra cho Đơn vị truyền tải điện; trường hợp không vi phạm tiêu chuẩn, Đơn vị truyền tải điện phải tự chịu toàn bộ chi phí kiểm tra.

1. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trên lưới điện truyền tải do phụ tải dao động gây ra không được vượt quá 2,5% của điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện áp vận hành cho phép đối với từng cấp điện áp được quy định tại Điều 5 Thông tư này.

2. Trong trường hợp chuyển nấc phân áp dưới tải bằng tay, dao động điện áp tại điểm đấu nối với phụ tải không được vượt quá giá trị điều chỉnh điện áp của nấc phân áp máy biến áp điều áp dưới tải.

3. Cho phép mức điều chỉnh điện áp mỗi lần tối đa lên đến 5% giá trị điện áp danh định, với điều kiện việc 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.

1. Trị số dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch bằng bảo vệ chính trên hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 5.

2. Trong một số trường hợp đặc biệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đề xuất để được phép áp dụng mức dòng ngắn mạch lớn nhất cho một số khu vực trong hệ thống điện truyền tải khác với mức quy định tại Bảng 5.

3. Cục Điều tiết điện lực phê duyệt cho phép áp dụng mức dòng điện ngắn mạch lớn nhất khác với quy định tại Bảng 5 sau khi xem xét các đề xuất, giải trình của Đơn vị truyền tải điện và ý kiến của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị ảnh hưởng trực tiếp.

1. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải được xác định bằng lượng điện năng không cung cấp được hàng năm do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và sự cố trên lưới điện truyền tải gây mất điện cho khách hàng.

2. Điện năng không cung cấp được được tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị mất điện với thời gian phụ tải bị mất điện trong các trường hợp mất điện kéo dài trên một (01) phút, trừ các trường hợp sau:

3. Lượng điện năng không cung cấp được hàng năm của lưới điện truyền tải bằng tổng lượng điện năng không cung cấp được trong năm đối với các trường hợp theo quy định tại khoản 2 Điều này.

4. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện xây dựng chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện truyền tải trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.

1. Tổn thất điện năng hàng năm trên lưới điện truyền tải được xác định theo công thức sau: nhận

2. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện xây dựng mức tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ thống điện quốc gia, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện riêng. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là cơ sở để lập kế hoạch đầu tư phát triển hệ thống điện hàng năm, kế hoạch, phương thức vận hành hệ thống điện và vận hành thị trường điện.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày và giờ tới.

3. Trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia:

4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm ban hành Quy định về phương pháp lập dự báo phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

1. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:

2. Các yếu tố cần xem xét khi dự báo phụ tải điện năm tới bao gồm:

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia năm bao gồm:

4. Trình tự thực hiện:

1. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:

2. Các yếu tố cần xem xét khi dự báo phụ tải điện tháng tới bao gồm:

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tháng tới bao gồm các số liệu sau: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình từng tuần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.

4. Trình tự thực hiện:

1. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất cực đại từng ngày, biểu đồ ngày điển hình của Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối.

2. Các yếu tố xem xét khi dự báo phụ tải điện tuần tới bao gồm:

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tuần tới bao gồm các số liệu sau: Điện năng, công suất cực đại từng ngày, biểu đồ ngày điển hình của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.

4. Trình tự thực hiện:

1. Các yếu tố xem xét khi dự báo phụ tải điện ngày tới bao gồm:

2. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia ngày tới bao gồm các số liệu sau: Công suất từng giờ của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền, từng Đơn vị phân phối điện, Đơn vị bán buôn điện, và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải.

3. Trình tự thực hiện: Trước 9h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành tính toán và công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kết quả dự báo phụ tải điện ngày tới.

1. Các yếu tố xem xét khi dự báo phụ tải điện giờ tới bao gồm:

2. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện giờ tới bao gồm:

3. Trình tự thực hiện: Trước phút thứ năm mươi (50), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành tính toán và công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kết quả dự báo phụ tải điện của giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo.

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải của năm tới, có xét đến bốn (04) năm tiếp theo.

2. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải hàng năm được lập trên các cơ sở sau đây:

1. Đánh giá tình hình thực tế vận hành lưới điện truyền tải đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tại từng điểm giao nhận với lưới điện truyền tải cho năm tới và bốn (04) năm tiếp theo.

3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư các hạng mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại.

4. Danh mục các dự án nguồn điện sẽ đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và bốn (04) năm tiếp theo, kèm theo dự kiến điểm đấu nối, thỏa thuận đấu nối của những dự án nguồn điện này.

5. Danh mục các công trình hệ thống thông tin truyền dữ liệu phục vụ công tác vận hành hệ thống điện.

6. Kết quả tính toán các chế độ xác lập hệ thống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới và cho mùa khô và mùa mưa của bốn (04) năm tiếp theo.

7. Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tại các thanh cái 500kV, 220kV và 110kV trong lưới điện truyền tải.

8. Kết quả phân tích ổn định động, ổn định tĩnh của hệ thống điện truyền tải.

9. Kết quả tính toán bù công suất phản kháng trên lưới điện truyền tải.

10. Phân tích khả năng đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành của hệ thống điện truyền tải theo các quy định tại Chương II Thông tư này và các giải pháp thực hiện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành quy định.

11. Phân tích và lựa chọn phương án đầu tư lưới điện truyền tải đảm bảo truyền tải hết công suất của các nhà máy điện, đảm bảo cung cấp cho phụ tải, thỏa mãn các tiêu chí, tiêu chuẩn kỹ thuật và có chi phí nhỏ nhất.

12. Danh mục các hạng mục lưới điện truyền tải cần xây dựng năm tới và cho từng năm của giai đoạn bốn (04) năm tiếp theo. Kế hoạch thu xếp vốn cho thực hiện từng công trình.

13. Các kiến nghị.

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

2. Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải cung cấp các thông tin sau:

4. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:

1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi các yêu cầu về cung cấp thông tin và thời hạn cung cấp thông tin đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.

2. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, các đơn vị phải cung cấp đầy đủ thông tin theo các nội dung yêu cầu quy định tại Điều 23 Thông tư này cho Đơn vị truyền tải điện.

3. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện phải hoàn thành Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.

4. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày kể từ ngày nhận được kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới có xét đến bốn (04) năm tiếp theo, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thẩm định, phê duyệt.

5. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày kể từ ngày kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải đã được phê duyệt.

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 lưới điện truyền tải.

2. Vị trí điểm đấu nối được xác định như sau:

3. Điểm đấu nối phải được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong thỏa thuận đấu nối.

1. Ranh giới phân định tài sản 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 ranh giới phân định tài sản phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên quan trong thỏa thuận đấu nối.

3. Tài sản thuộc sở hữu của bên nào do bên đó có trách nhiệm đầu tư xây dựng và quản lý vận hành theo các tiêu chuẩn và quy định của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch và kế hoạch đầu tư đã được duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền tải đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành theo quy định tại Chương II Thông tư này.

2. Việc đấu nối trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của khách hàng vào lưới điện truyền tải phải thực hiện theo quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

3. Trường hợp đề nghị đấu nối mới chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và Cục Điều tiết điện lực về đề nghị đấu nối ngoài quy hoạch. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm lập hồ sơ bổ sung quy hoạch và trình cơ quan nhà nước có thẩm quyền xem xét, phê duyệt bổ sung quy hoạch phát triển điện lực trước khi thực hiện thỏa thuận đấu nối.

4. Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối phải có thỏa thuận đấu nối bằng văn bản, bao gồm những nội dung chính sau:

5. Đơn vị truyền tải điện có quyền từ chối đề nghị đấu nối nếu trang thiết bị, lưới điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối không tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật yêu cầu tại Thông tư này và các quy chuẩn ngành có liên quan hoặc đề nghị đấu nối không đúng với quy hoạch phát triển 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 nếu có căn cứ cho thấy khách hàng vi phạm các tiêu chuẩn kỹ thuật và tiêu chuẩn vận hành theo quy định tại Thông tư này hoặc các vi phạm quy định về an toàn, vận hành trên tài sản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể gây ảnh hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải. Trường hợp hai bên không thống nhất về việc tách đấu nối thì phải thực hiện trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp quy định tại Chương XI Thông tư này.

7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phát điện có nhu cầu thay đổi thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn các thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, Đơn vị phát điện phải thông báo và phải được Đơn vị truyền tải điện chấp thuận trước khi thực hiện.

8. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phân phối điện hoặc Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có liên quan đến điểm đấu nối có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn các thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện hoặc Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải thông báo và phải được Đơn vị truyền tải điện chấp thuận trước khi thực hiện.

9. Những thay đổi liên quan đến điểm đấu nối phải được cập nhật trong hồ sơ về điểm đấu nối.

10. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm lưu trữ các số liệu về chế độ làm việc, công tác vận hành, duy tu, bảo dưỡng và các sự cố trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình phía sau điểm đấu nối trong thời hạn năm (05) năm. Khi Đơn vị truyền tải điện có yêu cầu, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết liên quan đến sự cố xảy ra trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình phía sau điểm đấu nối.

1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải bao gồm tất cả các thiết bị điện trung và cao áp tại vị trí đấu nối, phải thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện phải được mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đánh số theo quy định hiện hành.

2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện cho mười (10) năm tiếp theo.

3. Các thiết bị trực tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo thông báo của Đơn vị truyền tải điện về giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được duyệt.

4. Máy cắt thực hiện thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị hệ thống kiểm tra đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao cách ly kèm theo các phương tiện khóa liên động để đảm bảo an toàn khi bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị.

1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh định và thử nghiệm hệ thống bảo vệ rơ le trong phạm vi lưới điện của mình nhằm đạt được các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy và tính chọn lọc khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệ thống an toàn, tin cậy.

2. Việc phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơ le cho điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ban hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi lưới điện truyền tải và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

4. Thời gian loại trừ sự cố trên các phần tử trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bằng các bảo vệ rơ le chính không vượt quá các giá trị được quy định tại Điều 11 Thông tư này.

5. Trường hợp thiết bị bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với thiết bị bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng được các yêu cầu của Đơn vị truyền tải điện về kết nối.

6. Trong một số trường hợp lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị bảo vệ rơ le trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể được phép gửi lệnh đi cắt các máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải được sự chấp thuận của Đơn vị truyền tải điện và cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các máy cắt này và phải được ghi trong thỏa thuận đấu nối.

7. Độ tin cậy tác động của hệ thống rơ le bảo vệ không được nhỏ hơn 99%.

8. Ngoài các yêu cầu được quy định từ khoản 1 đến khoản 7 Điều này, hệ thống bảo vệ rơ le nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đáp ứng các yêu cầu sau:

9. Phạm vi và cách bố trí các thiết bị bảo vệ rơ le cho tổ máy phát, máy biến áp, thanh cái và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải được quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp.

10. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm lắp đặt hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ thông tin liên lạc và truyền dữ liệu trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông tin hiện có của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi hệ thống điện truyền tải để phục vụ việc quản lý vận hành hệ thống điện và thị trường điện; phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thiết lập đường truyền thông tin về Trung tâm điều hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải các yêu cầu về dữ liệu thông tin, truyền dữ liệu và giao diện thông tin cần thiết.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với khách hàng trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông tin, dữ liệu của khách hàng vào hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có do các đơn vị quản lý.

1. Các trạm biến áp từ cấp điện áp 220kV trở lên phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán DCS có hai (02) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định phân cấp vận hành hệ thống điện. Các trạm biến áp 110kV phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán DCS hoặc RTU có hai (02) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định phân cấp vận hành hệ thống điện.

2. Các nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải phải được trang bị hệ thống điều khiển phân tán DCS có hai (02) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định phân cấp vận hành hệ thống điện.

3. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt và kết nối đường truyền dữ liệu hệ thống DCS(Gateway)/RTU từ lưới điện thuộc phạm vi quản lý của mình với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Thiết bị hệ thống DCS(Gateway)/RTU của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tích hợp các thông số của hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với hệ thống SCADA/EMS của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong quá trình thực hiện.

6. Trường hợp có sự thay đổi về công nghệ của hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời điểm ký thỏa thuận đấu nối dẫn đến phải thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống DCS(Gateway)/RTU của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phối hợp với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng phải có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp hệ thống DCS(Gateway)/RTU của mình để đảm bảo kết nối với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

7. Yêu cầu danh sách các dữ liệu và các tiêu chuẩn kỹ thuật của các thiết bị thuộc hệ thống DCS(Gateway)/RTU được quy định cụ thể tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS.

8. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Các tổ máy phát điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,90 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại cực của máy phát điện, phù hợp với đặc tính công suất phản kháng của tổ máy.

2. Mỗi tổ máy phát điện đều phải có khả năng tham gia vào việc điều tần cấp 2 và điều khiển điện áp trong hệ thống điện thông qua việc điều khiển liên tục công suất tác dụng và công suất phản kháng của máy phát.

3. Trong điều kiện bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 5 Thông tư này không được ảnh hưởng đến lượng công suất tác dụng đang phát và khả năng phát toàn bộ công suất phản kháng của tổ máy phát điện.

4. Các tổ máy phát điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức trong dải tần số từ 49Hz đến 51Hz. Trong dải tần số từ 47Hz đến 49Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy.

5. Tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện có công suất lắp đặt trên 30MW tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng phát công suất và duy trì phát điện trong thời gian tương ứng với các mức tần số như sau:

6. Tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện có công suất lắp đặt trên 30MW tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng phát công suất và duy trì phát điện trong thời gian tương ứng với các mức tần số như sau:

7. Các tổ máy phát điện phải có khả năng chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không xuất hiện trong thời gian loại trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách lưới.

8. Các tổ máy phát điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:

1. Hệ thống kích từ của máy phát phải đảm bảo cho máy phát có thể làm việc với dải hệ số công suất quy định tại khoản 1 Điều 32 Thông tư này. Hệ thống kích từ phải đảm bảo cho máy phát vận hành ở công suất biểu kiến định mức (MVA) trong dải ± 5% điện áp định mức tại đầu cực máy phát.

2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW phải được trang bị thiết bị tự động điều chỉnh điện áp (AVR) hoạt động liên tục có khả năng giữ điện áp đầu cực với độ sai lệch không quá ±0,5% điện áp định mức trong toàn bộ dải làm việc cho phép của máy phát.

3. Thiết bị tự động điều chỉnh điện áp phải có khả năng bù lại sự sụt áp trên máy biến áp đầu cực và đảm bảo sự phân chia ổn định công suất phản kháng giữa các máy phát điện cùng nối vào một thanh cái chung.

4. Thiết bị tự động điều chỉnh điện áp phải cho phép cài đặt các giới hạn về:

5. Khi điện áp đầu cực máy phát điện nằm trong khoảng từ 80÷120% điện áp định mức và tần số hệ thống nằm trong dải từ 47÷52Hz, hệ thống kích từ máy phát điện phải có khả năng nâng được dòng điện và điện áp kích từ tới các giá trị như sau:

6. Tốc độ thay đổi điện áp kích từ không được thấp hơn 2,0 lần so với điện áp kích từ định mức/giây khi máy phát mang tải định mức.

7. Trong một số trường hợp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS) nhằm nâng cao ổn định hệ thống điện.

8. Yêu cầu về thiết bị tự động điều chỉnh kích từ và thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS) (nếu có) phải được quy định trong thỏa thuận đấu nối.

1. Các tổ máy phát điện khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp trong hệ thống điện quốc gia.

2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW phải được trang bị bộ điều tốc tác động nhanh đáp ứng được sự thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường. Bộ điều tốc phải có khả năng tiếp nhận và thực hiện các lệnh tăng, giảm hoặc thay đổi điểm đặt công suất từ hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có yêu cầu.

3. Bộ điều tốc của tổ máy phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30MW phải có khả năng làm việc với các giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5%.

4. Hệ thống điều khiển bộ điều tốc phải cho phép cài đặt các giới hạn và các bảo vệ chống vượt tốc như sau:

1. Tại các vị trí quan trọng trong hệ thống điện truyền tải, các nhà máy điện phải có khả năng khởi động đen và được ghi rõ trong Thỏa thuận đấu nối.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các vị trí quan trọng cần có các nhà máy điện có khả năng khởi động đen trong hệ thống điện truyền tải.

1. Cuộn dây có điện áp cao của máy biến áp ba pha hoặc ba (03) máy biến áp một pha đấu nối và lưới điện truyền tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất trực tiếp.

2. Việc nối đất của cuộn dây điện áp cao và sơ đồ đấu nối cuộn dây điện áp thấp của các máy biến áp phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này.

1. Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị phân phối và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải duy trì hệ số công suất ( ) tại điểm đấu nối không nhỏ hơn 0,9.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng trong lưới điện của mình, bao gồm:

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số trong hệ thống điện của mình theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số phải được thiết kế phù hợp với các yêu cầu sau:

3. Rơ le tần số thấp phải được lắp đặt và vận hành theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.

4. Trình tự khôi phục phụ tải khi tần số tăng trở lại bình thường phải tuân thủ theo mệnh lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Khi có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải gửi hồ sơ đề nghị đấu nối cho Đơn vị truyền tải điện theo mẫu quy định tại các Phụ lục 2A, 2B, 2C ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Hồ sơ đề nghị đấu nối gồm các tài liệu kỹ thuật về các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các thay đổi dự kiến tại điểm đấu nối hiện tại, thời gian dự kiến hoàn thành dự án, số liệu kinh tế - kỹ thuật của dự án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện tại.

3. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện các công việc sau đây:

4. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết khác cho Đơn vị truyền tải điện để phục vụ việc xác định các đặc tính kỹ thuật và các chi phí liên quan đến đề nghị đấu nối.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi ý kiến góp ý bằng văn bản đối với các nội dung quy định tại điểm d khoản 3 Điều này cho Đơn vị truyền tải điện.

6. Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận với khách hàng các yêu cầu kỹ thuật đấu nối và thực hiện ký Thỏa thuận đấu nối trong thời hạn quy định tại Điều 41 Thông tư này.

7. Thỏa thuận đấu nối được lập thành 05 bản, mỗi bên giữ 02 bản và 01 bản gửi tới Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện một (01) bộ hồ sơ và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện một (01) bộ hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối (bằng tiếng Việt hoặc tiếng Anh cho các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Khách hàng có nhu cầu đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:

2. Trừ trường hợp có thỏa thuận khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu quy định tại khoản 1 Điều này trong thời hạn sau:

3. Chậm nhất ba mươi (30) ngày kể từ khi nhận đủ tài liệu, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chuyển cho khách hàng có nhu cầu đấu nối các tài liệu sau:

4. Chậm nhất hai mươi (20) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải thỏa thuận được với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lịch chạy thử và vận hành các trang thiết bị điện.

5. Chậm nhất mười lăm (15) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện các nội dung sau:

6. Chậm nhất mười lăm (15) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các nội dung quy định tại điểm a, điểm c khoản 5 Điều này và cho Đơn vị bán buôn điện nội dung quy định tại điểm a khoản 5 Điều này.

1. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện ngày thực hiện kiểm tra thực tế tại điểm đấu nối.

2. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thỏa thuận với khách hàng có nhu cầu đấu nối về trình tự kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực tế lắp đặt tại điểm đấu nối.

3. Trường hợp Đơn vị truyền tải điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan đến điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách hàng có nhu cầu đấu nối phải hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu cầu và thỏa thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.

4. Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải ký với khách hàng có nhu cầu đấu nối Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.

1. Sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối xác nhận đủ điều kiện đóng điện, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối để thỏa thuận thời điểm đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

2. Trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối về thời gian cụ thể đóng điện điểm đấu nối.

1. Trong thời gian thử nghiệm để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cử nhân viên vận hành, cán bộ có thẩm quyền trực 24/24h và thông báo danh sách cán bộ trực kèm theo số điện thoại, số fax để liên hệ với các cấp điều độ khi cần thiết.

2. Thời gian đóng điện nghiệm thu chạy thử thực hiện theo quy trình vận hành hiện hành cho các thiết bị.

3. Trong thời gian nghiệm thu chạy thử, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp chặt chẽ với Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để giảm thiểu ảnh hưởng của các thiết bị mới đang được nghiệm thu chạy thử đến vận hành an toàn các thiết bị khác và chất lượng điện của hệ thống điện.

4. Kết thúc quá trình nghiệm thu chạy thử, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải xác nhận thông số kỹ thuật thực tế của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp và tổ máy phát điện. Trường hợp các thiết bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối không đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật trong Thỏa thuận đấu nối, Đơn vị truyền tải điện có quyền không cho đấu nối nhà máy hay lưới điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối vào hệ thống điện truyền tải và yêu cầu tiến hành các biện pháp khắc phục.

5. Lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối được phép chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản nghiệm thu chạy thử từng phần và toàn phần.

1. Trong quá trình vận hành, Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (sau đây gọi là bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung) có quyền yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải cho các mục đích sau:

2. Chi phí thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung phải được hai bên thỏa thuận. Trường hợp chưa quy định trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện, được thực hiện như sau:

3. Trước khi kiểm tra và thử nghiệm bổ sung lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải thông báo trước ít nhất mười lăm (15) ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thời điểm và thời gian kiểm tra, danh sách các cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo và tạo mọi điều kiện thuận lợi để bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung có thể thực hiện công tác kiểm tra.

4. Trong quá trình kiểm tra, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung được phép lắp đặt các thiết bị giám sát và kiểm tra trong lưới điện và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải nhưng không được làm ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị và an toàn vận hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

5. Trong quá trình vận hành, nếu nhận thấy tại điểm đấu nối phát sinh các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo an toàn cho hệ thống điện quốc gia thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo ngay cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện về nguy cơ vận hành không đảm bảo an toàn cho lưới điện truyền tải và yêu cầu thời gian khắc phục các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo. Trường hợp sau thời gian khắc phục cho phép mà vẫn chưa giải quyết được các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo trên thì Đơn vị truyền tải điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải. Trong trường hợp này Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tiến hành thử nghiệm lại để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối theo quy định tại Điều 46 Thông tư này.

6. Đối với các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu thử nghiệm các tổ máy phát điện và nhà máy điện vào bất kỳ thời gian nào để kiểm chứng một hoặc tổ hợp các đặc tính vận hành mà nhà máy điện đã đăng ký, nhưng không được thử nghiệm một tổ máy quá ba (03) lần trong một năm trừ các trường hợp sau:

7. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có quyền tiến hành kiểm tra và thử nghiệm các máy phát điện của mình với mục đích xác định lại các đặc tính vận hành của máy phát sau mỗi lần sửa chữa, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các thử nghiệm phải được thỏa thuận và thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị đấu nối, bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm việc của lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo bằng văn bản và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện về các thay đổi này và nội dung thay đổi phải được bổ sung vào Thỏa thuận đấu nối.

2. Trường hợp đề xuất của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được chấp thuận, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải các yêu cầu bổ sung cần thiết đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.

3. Toàn bộ thiết bị thay thế, bổ sung tại điểm đấu nối phải được thực hiện kiểm tra, thử nghiệm và nghiệm thu theo quy trình quy định từ Điều 42 đến Điều 47 Thông tư này.

1. Trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện một (01) bộ hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối (bằng tiếng Việt hoặc tiếng Anh cho các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn vị truyền tải điện và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:

2. Chậm nhất hai (02) tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu quy định tại khoản 1 Điều này, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.

3. Chậm nhất ba mươi (30) ngày kể từ khi nhận đủ tài liệu, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chuyển cho Đơn vị truyền tải các tài liệu sau:

4. Chậm nhất hai mươi (20) ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận được với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lịch chạy thử và vận hành các trang thiết bị điện.

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối để thỏa thuận thời điểm đóng điện đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

2. Trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện về thời gian cụ thể đóng điện điểm đấu nối.

1. Trường hợp Đơn vị truyền tải điện có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị trên lưới điện truyền tải, bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm việc của lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn bản và thỏa thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.

2. Trường hợp đề xuất của Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện các yêu cầu bổ sung đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.

3. Toàn bộ thiết bị thay thế, bổ sung phải được thực hiện theo quy trình quy định tại các Điều 49 và Điều 50 Thông tư này.

1. Tách đấu nối tự nguyện

2. Tách đấu nối bắt buộc.

1. Tách đấu nối tự nguyện bao gồm các trường hợp tách đấu nối vĩnh viễn và tách đấu nối tạm thời.

2. Các trường hợp dẫn đến tách đấu nối tự nguyện phải được quy định trong hợp đồng mua bán điện và Thỏa thuận đấu nối.

3. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có quyền yêu cầu tách đấu nối tự nguyện phù hợp với các trường hợp tách đấu nối được quy định trong hợp đồng mua bán điện, Thỏa thuận đấu nối và phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối này.

4. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phát điện có yêu cầu tách đấu nối vĩnh viễn phải thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất sáu (06) tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn.

5. Khi có yêu cầu tách đấu nối tạm thời ra khỏi lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất một (01) tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối tạm thời.

1. Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền yêu cầu tách các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới điện truyền tải trong các trường hợp sau:

2. Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu tách đấu nối bắt buộc trong trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi phạm các quy định trong Giấy phép hoạt động điện lực, Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định Đo đếm điện năng.

3. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không thực hiện tách đấu nối bắt buộc thì bị xử lý theo quy định của pháp luật.

1. Khi có yêu cầu khôi phục đấu nối của Cục Điều tiết điện lực hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với điều kiện các nguyên nhân dẫn đến tách đấu nối bắt buộc đã được loại trừ và hậu quả đã được khắc phục.

2. Khi có đề nghị khôi phục đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp tách đấu nối tạm thời.

1. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ vận hành bình thường khi đáp ứng các điều kiện sau:

2. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cảnh báo khi tồn tại một trong các điều kiện sau đây:

3. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ khẩn cấp khi tồn tại một trong các điều kiện sau đây:

4. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp khi tồn tại một trong các điều kiện sau đây:

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

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc vận hành hệ thống điện truyền tải an toàn, kinh tế và hiệu quả.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải cho năm tới, tháng tới, tuần tới và phương thức vận hành ngày tới và giờ tới, bao gồm:

3. Các Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện, Đối với phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải căn cứ vào kế hoạch, phương thức vận hành và lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để vận hành nhà máy điện và lưới điện trong phạm vi quản lý.

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

1. Các loại biến động lớn liên quan tới ổn định hệ thống điện bao gồm:

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

3. Các bên liên quan đến vận hành hệ thống điện có trách nhiệm duy trì lưới điện trong các giới hạn ổn định đã xác lập cho từng giai đoạn, phối hợp duy trì sơ đồ bảo vệ để loại trừ sự cố nhanh, nhạy và chọn lọc.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét các rành buộc an ninh hệ thống điện khi lập kế hoạch huy động nguồn điện để đảm bảo chế độ vận hành của hệ thống điện không vượt quá giới hạn ổn định cho phép.

5. Các đơn vị phát điện có trách nhiệm duy trì điều chỉnh điện áp làm việc và đảm bảo cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời gian vận hành; không được tách các tổ máy ra khỏi vận hành khi xảy ra sự cố, trừ trường hợp tần số vượt quá giới hạn cho phép được quy định tại Điều 32 Thông tư này hoặc trường hợp được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép.

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

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

2. Thử nghiệm về đáp ứng tự động của một tổ máy điện theo các thay đổi tần số hệ thống được thực hiện trong khi hệ thống điện vận hành bình thường và không cần lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trong trường hợp này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước 16h00 ngày hôm trước về việc thử nghiệm trên tổ máy của Đơn vị phát điện được tiến hành vào ngày hôm sau.

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

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát vào bất cứ thời gian nào nhưng không được thử nghiệm trên một tổ máy quá ba (03) lần trong một năm, trừ các trường hợp sau:

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

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

7. Trong thời hạn hai (02) ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thử nghiệm. Trường hợp chưa thể tổ chức thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành tổ máy phát theo đặc tính vận hành hiện tại.

8. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Trong quá trình xử lý các sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép vận hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định và thực hiện các giải pháp để khôi phục hệ thống điện về trạng thái vận hành bình thường.

2. Các biện pháp xử lý sự cố

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình xử lý sự cố bao gồm trình tự thủ tục xử lý sự cố ở các chế độ cảnh báo, chế độ vận hành khẩn cấp và cực kỳ khẩn cấp quy định tại Điều 56 Thông tư này trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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

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

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

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

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, phân bổ công suất và điện năng cắt giảm tại các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải để đảm bảo hệ thống điện được vận hành ổn định.

2. Các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm cung cấp điện đúng mức công suất và điện năng theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

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

1. Yêu cầu Đơn vị truyền tải điện thực hiện các thao tác đóng cắt trực tiếp trên lưới điện truyền tải; yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện các thao tác đóng cắt điện đối với các thiết bị điện trong phạm vi quản lý của khách hàng.

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

3. Thiết lập và duy trì hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ liệu và điều khiển từ xa phục vụ vận hành hệ thống điện.

4. Điều độ vận hành các tổ máy phát điện theo quy định tại Chương này.

5. Điều độ vận hành lưới điện truyền tải.

6. Chỉ huy vận hành hệ thống điện phân phối liên quan để đảm bảo vận hành an toàn và tin cậy cung cấp điện của lưới điện truyền tải.

7. Thỏa thuận lịch sửa chữa các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải với các Đơn vị phát điện và Đơn vị truyền tải điện.

8. Lập kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện cho năm, tháng, tuần và giờ tới theo các nguyên tắc quy định từ Điều 56 đến Điều 63 Thông tư này, ra lệnh điều độ, lưu nhật ký điều độ.

9. Giám sát việc thực hiện lệnh điều độ, phát hiện những vi phạm lệnh điều độ hoặc sai khác với mức sai số điều độ cho phép và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

10. Trong quá trình vận hành, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

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

12. Hàng năm, trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt sai số điều độ cho phép đối với các nhà máy điện.

1. Cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định. Trừ trường hợp cắt điện đã được cho phép, Đơn vị truyền tải điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị truyền tải điện phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.

2. Tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trừ trường hợp việc thực hiện đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ đó vi phạm các quy định có liên quan.

3. Trong quá trình vận hành, Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

4. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, điều khiển tự động đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy lưới điện truyền tải.

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

6. Duy trì lưới điện truyền tải trong tình trạng an toàn và tin cậy.

7. Tuân thủ các quy chuẩn về vận hành lưới điện truyền tải.

8. Khôi phục lại lưới điện truyền tải sau sự cố.

9. Bảo đảm sự làm việc ổn định, tin cậy và liên tục của các thiết bị DCS (Gateway)/RTU và hệ thống thông tin phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.

1. Cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ máy, tốc độ tăng giảm tải. Trường hợp có sự thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ máy, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thay đổi và nêu rõ lý do.

2. Tuân thủ lệnh điều độ trong dải sai số điều độ cho phép, trừ trường hợp việc thực hiện lệnh điều độ có thể đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ vi phạm quy định có liên quan. Trường hợp không tuân thủ lệnh điều độ, Đơn vị phát điện phải thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và nêu rõ lý do.

3. Duy trì hoạt động của hệ thống điều tốc và kích từ để đảm bảo cung cấp đầy đủ công suất theo yêu cầu trong hợp đồng mua bán điện hoặc thỏa thuận đấu nối.

4. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, điều khiển tự động đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm vận hành ổn định lưới điện truyền tải.

5. Bảo đảm sự làm việc ổn định, tin cậy và liên tục của thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống thông tin thuộc phạm vi quản lý để phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.

1. Cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định, sự thay đổi khả năng sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.

2. Tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ trường hợp việc thực hiện lệnh điều độ đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ đó vi phạm các quy định có liên quan.

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

4. Duy trì hoạt động của hệ thống bảo vệ, khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

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

6. Bảo đảm sự làm việc ổn định, tin cậy và liên tục của thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống thông tin thuộc phạm vi quản lý để phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.

1. Tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

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

3. Duy trì hoạt động của hệ thống bảo vệ để chống sự cố lan truyền vào hệ thống điện.

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

5. Bảo đảm sự làm việc ổn định, tin cậy và liên tục của thiết bị DCS(Gateway)/RTU và hệ thống thông tin thuộc phạm vi quản lý để phục vụ vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải.

1. Điều tần.

2. Dự phòng quay.

3. Khởi động nhanh.

4. Khởi động nguội.

5. Điều chỉnh điện áp.

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

7. Khởi động đen.

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

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

3. Khởi động nhanh: Tổ máy cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng mười lăm (15) phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu tám (08) giờ.

4. Khởi động nguội: Tổ máy cung cấp dự phòng khởi động nguội phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng tám (08) giờ và duy trì ở mức công suất này tối thiểu một (01) tuần.

5. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công suất phản kháng đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

6. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong một (01) giờ và duy trì mức công suất định mức tối thiểu trong tám (08) giờ.

7. Khởi động đen: Tổ máy cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái nguội mà không cần nguồn cấp ngoài và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho lưới điện truyền tải sau khi đã khởi động được.

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

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

3. Trước ngày 30 tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho năm tới để làm cơ sở lập kế hoạch mua và huy động các dịch vụ phụ trợ trong năm.

4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ bao gồm phương pháp tính, trình tự thủ tục phê duyệt dịch vụ phụ trợ, quy trình vận hành dịch vụ phụ trợ trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc tham gia thị trường điện cạnh tranh phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện phù hợp với các tiêu chuẩn kỹ thuật quy định tại Điều 70 Thông tư này.

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

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

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng hệ thống điện truyền tải bao gồm kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các nguồn điện đấu nối vào lưới điện truyền tải phục vụ cho việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải theo quy định.

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

3. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ sự hướng dẫn và kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải đánh giá mức độ ảnh hưởng của kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện do Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đăng ký đối với vấn đề an ninh cung cấp điện theo quy định từ Điều 90 đến Điều 94 Thông tư này.

5. Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện và nhà máy điện bao gồm:

6. Lịch bảo dưỡng sửa chữa mười hai (12) tháng tiếp theo phải được lập riêng biệt với lịch bảo dưỡng sửa chữa tháng, tuần, ngày và phải được thông báo cho các đơn vị liên quan về chế độ vận hành tháng, tuần, ngày. Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hai (02) năm tiếp theo là kế hoạch định hướng dùng để đánh giá an ninh hệ thống trung hạn.

7. Thời gian trình lịch bảo dưỡng sửa chữa phải tuân thủ quy định về thời gian trình chế độ vận hành.

8. Lịch bảo dưỡng sửa chữa bao gồm các nội dung sau:

9. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện được lập cho các giai đoạn: hai (02) năm tiếp theo, mười hai (12) tháng tới, một (01) tháng tới, một (01) tuần tới và một (01) ngày tới.

2. Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện phải đảm bảo việc phối hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa cho tất cả các thiết bị để giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện toàn hệ thống.

3. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện cho hai (02) năm tiếp theo.

4. Trên cơ sở các thông tin về kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa được cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện cho các tổ máy phát điện, đường dây truyền tải điện và các thiết bị kết nối liên quan, nhằm mục đích giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện toàn hệ thống.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phối hợp với các đơn vị có liên quan để đề xuất kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị nhằm mục đích tối thiểu hóa ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện toàn hệ thống.

6. Trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các thông tin sau:

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải định kỳ công bố kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa như sau:

1. Trong quá trình lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị quy định tại Điều 74 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng sửa chữa khi xác định việc tách thiết bị này dẫn đến vi phạm yêu cầu an ninh cung cấp điện chung và phải nêu rõ lý do.

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

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

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

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

3. Trường hợp có cảnh báo suy giảm an ninh hệ thống điện dẫn đến phải thay đổi lịch tách thiết bị ra sửa chữa, các đơn vị quản lý vận hành thiết bị phải đăng ký lại với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất bốn mươi tám (48) giờ trước giờ thiết bị được tách ra khỏi vận hành, kể cả sửa chữa trong kế hoạch và ngoài kế hoạch.

4. Trường hợp cần thiết, khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị, các đơn vị quản lý vận hành thiết bị có thể tách thiết bị đó để tránh nguy hiểm cho người hoặc thiết bị. Các đơn vị này phải lập tức thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin về việc tách thiết bị khẩn cấp khỏi vận hành.

5. Khi có thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện quy định tại Điều 62 Thông tư này, các đơn vị quản lý vận hành thiết bị có thể khôi phục thiết bị tách bảo dưỡng sửa chữa trở lại vận hành sớm hơn kế hoạch phê duyệt ít hơn bốn mươi tám (48) giờ, nhưng phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ít nhất bốn (04) giờ.

6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình, trình tự, thủ tục tách các thiết bị ra sửa chữa và đưa vào hoạt động trở lại trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Trường hợp phát hiện thiết bị đang vận hành có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị, nhân viên vận hành của các đơn vị quản lý vận hành thiết bị đó có quyền tách khẩn cấp thiết bị ra khỏi hệ thống điện và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình trong việc tách thiết bị đó ra khỏi hệ thống điện.

2. Quá trình tách thiết bị khẩn cấp bao gồm cả việc tách thiết bị tự động bởi các thiết bị bảo vệ hoặc các thiết bị tự động khác.

1. Cập nhật và báo cáo ngay các thông tin liên quan đến thiết bị này trong thời gian một (01) giờ.

2. Trong thời hạn một (01) giờ, phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về sự thay đổi trạng thái của thiết bị.

3. Trong thời hạn hai mươi tư (24) giờ phải lập báo cáo giải trình gửi Cục Điều tiết điện lực về lý do tách thiết bị khỏi vận hành và nêu rõ nguyên nhân.

1. Mục đích của việc lập lịch huy động ngày tới là điều chỉnh lịch huy động điện năng và các dịch vụ phụ trợ của mỗi tổ máy phát điện cho ngày tới.

2. Lập lịch huy động ngày tới được thực hiện căn cứ trên bản chào của các Đơn vị phát điện phù hợp với Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh đồng thời xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố trên trang Web chính thức của thị trường điện kết quả lịch huy động ngày tới dựa trên các bản chào của Đơn vị phát điện theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

1. Mục đích của việc lập lịch huy động giờ tới:

2. Trước ba mươi (30) phút của giờ tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện giờ tới phục vụ lập lịch huy động giờ tới, chế độ vận hành dự kiến, các ràng buộc an ninh của hệ thống điện và các thông tin cần thiết khác.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin về kết quả lịch huy động giờ tới trên trang Web thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.

1. Để lập lịch huy động và điều độ đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc vận hành an toàn quy định tại Điều 57 và Điều 59 Thông tư này; Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải đưa ra chi tiết các ràng buộc an ninh hệ thống điện trong mô hình tính toán lập lịch huy động.

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

3. Quy trình lập lịch huy động và điều độ phải tính đến tất cả các ràng buộc an ninh hệ thống.

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

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

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

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

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

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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

2. Phương thức vận hành ở chế độ khẩn cấp.

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

4. Khôi phục hệ thống điện

5. Vận hành khi dừng thị trường điện

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

2. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi thông báo ngay theo đường fax hoặc các hình thức thông tin khác cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong quá trình vận hành khi có sự cố tại bất kỳ một phần tử nào trên lưới điện truyền tải mà ảnh hưởng trực tiếp đến hoạt động của các đơn vị này.

3. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện bất kỳ một hoạt động hay sự cố nào trong phạm vi quản lý có thể ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn và tin cậy hệ thống điện quốc gia.

4. Khi nhận được thông báo theo quy định tại khoản 2, khoản 3 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải liên hệ với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để tìm nguyên nhân sự cố. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin có liên quan, giải đáp các câu hỏi và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

5. Nội dung của thông báo, báo cáo hoặc giải pháp quy định tại các khoản 2, 3 và 4 Điều này bao gồm:

6. 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:

7. Trong quá trình vận hành, các hoạt động sau đây phải được thông báo bằng văn bản hoặc bản ghi âm:

1. Các trường hợp do pháp luật quy định.

2. Có sự thỏa thuận giữa các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép cung cấp thông tin.

3. Bên thứ 3 là khách hàng có đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép cung cấp thông tin.

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm xây dựng các quy trình, thủ tục phối hợp vận hành an toàn lưới điện truyền tải trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Quy trình, thủ tục phối hợp vận hành an toàn lưới điện truyền tải gồm các nội dung sau:

3. Các quy trình, thủ tục phối hợp vận hành an toàn phải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn và các quy định có liên quan.

1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp vận hành và bảo dưỡng lưới điện truyền tải và các thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải trong phạm vi quản lý đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn và tin cậy.

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

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết điện lực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải năm tới, tháng tới, bao gồm việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị quy định từ Điều 73 đến Điều 78 Thông tư này và đánh giá an ninh hệ thống điện quy định từ Điều 90 đến Điều 94 Thông tư này.

2. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo định kỳ về tình hình thực hiện, kết quả vận hành lưới điện truyền tải năm (05) năm, hàng năm, hàng tháng và hàng tuần. Trong đó đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này; đánh giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải; tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn tin cậy và hiệu quả; các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 97 Thông tư này.

3. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện phải lập báo cáo về kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải cho năm tới; trước ngày 15 hàng tháng lập báo cáo về kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải cho tháng tới; trước ngày thứ năm hàng tuần phải lập báo cáo về kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải tuần tới gửi Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết điện lực về kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới, bao gồm việc lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị quy định từ Điều 73 đến Điều 78 Thông tư này và đánh giá an ninh hệ thống điện quy định từ Điều 90 đến Điều 94 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ về tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia năm (05) năm, hàng năm, hàng tháng và hàng tuần. Trong đó đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này; đánh giá nhu cầu phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, đánh giá sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện; đánh giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải; tình hình sự cố và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn tin cậy và hiệu quả; các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 96 Thông tư này; các số liệu thống kê về cung cấp nhiên liệu, tình hình thủy văn các hồ chứa thủy điện và huy động các nhà máy điện; thống kê sự cố nguồn điện và lưới điện.

3. Trước ngày 25 tháng 12 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải lập báo cáo về kế hoạch vận hành cho năm tới; trước ngày 25 hàng tháng lập báo cáo về kế hoạch vận hành cho tháng tới; trước ngày thứ sáu hàng tuần phải lập báo cáo về kế hoạch vận hành tuần tới gửi Cục Điều tiết điện lực.

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

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

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

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

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

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

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

8. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác định mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng của hệ thống điện theo quy định xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 71 Thông tư này trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

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

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

1. Mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng của hệ thống điện phải được Cục Điều tiết điện lực thông qua trên cơ sở đảm bảo mức dự phòng công suất và điện năng hợp lý, đồng thời đảm bảo an toàn cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia.

2. Trong quá trình thẩm định để phê duyệt mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lấy ý kiến từ các bên liên quan để xác định mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng cụ thể như sau:

1. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố thông tin đánh giá an ninh hệ thống trung hạn hai (02) năm tiếp theo.

2. Hàng quý, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lại đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn mười hai (12) tháng tới.

3. Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho tám (08) tuần tiếp theo kể từ tuần công bố.

4. Các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn như sau:

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

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

7. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm giao nhận trên lưới điện truyền tải.

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

9. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức dự phòng công suất, dự phòng điện năng thấp hơn mức dự phòng được phê duyệt quy định tại Điều 92 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.

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

11. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ thống trung hạn. Nếu các mức dự phòng công suất, dự phòng điện năng và an ninh cung cấp điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa sửa đổi.

12. Sau khi các điều kiện an ninh hệ thống trung hạn được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố toàn bộ việc đánh giá an ninh hệ thống.

1. Thời gian quy định cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn là mười bốn (14) ngày tới kể từ 24h00 của ngày công bố đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho đến 24h00 của ngày thứ 14 kế tiếp với đơn vị thời gian tính toán là giờ.

2. Hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn.

3. Các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:

4. Đơn vị phát điện phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:

5. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới truyền tải điện đã được phê duyệt. Trong trường hợp kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo cho các Đơn vị phát điện biết các điều chỉnh và ràng buộc trên lưới điện truyền tải.

6. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải.

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

8. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức dự phòng công suất, dự phòng điện năng hay an ninh cung cấp điện cục bộ không đảm bảo mức dự phòng đã phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và các Đơn vị phát điện.

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

10. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn. Nếu các mức dự phòng công suất, dự phòng điện năng và an ninh cung cấp điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa sửa đổi.

11. Nếu các điều kiện an ninh hệ thống ngắn hạn được thỏa mãn, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố toàn bộ việc đánh giá an ninh hệ thống.

1. Số lần tần số hệ thống vượt ra ngoài dải tần số cho phép quy định tại Điều 4 Thông tư này.

2. Tổng chi phí hàng tháng cho các loại dịch vụ phụ trợ (dự phòng) có hợp đồng.

3. Tổng chi phí hàng tháng cho điều tần và khởi động đen.

4. Công suất huy động và thời gian huy động thực tế của từng loại dự phòng.

5. Số lần và khoảng thời gian khi mức độ các loại dự phòng không đáp ứng các mức dự phòng được quy định tại Điều 92 Thông tư này.

6. Sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tế.

1. Hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện phải công bố các chỉ số thực hiện sau:

2. Hàng năm, Đơn vị truyền tải điện phải công bố các chỉ số thực hiện sau:

1. Nguyên tắc xác định

2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải:

3. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải mà không tham gia thị trường phát điện cạnh tranh:

1. Tại mỗi vị trí đo đếm điện năng phải bố trí một hệ thống đo đếm điện năng.

2. Hệ thống đo đếm chính phải xác định chính xác, đầy đủ các đại lượng đo đếm mua bán điện làm căn cứ chính để thanh toán điện năng qua điểm đấu nối và loại trừ được các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo đếm bởi kết cấu mạch vòng của hệ thống điện.

3. Các hệ thống đo đếm dự phòng phải có các chức năng sau:

1. Đơn vị truyền tải điện:

2. Đơn vị bán buôn điện:

3. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải

1. Đơn vị phát điện:

2. Đơn vị bán buôn điện:

3. Đơn vị truyền tải điện

1. Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận với Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải các nội dung cần thiết để quản lý, theo dõi vận hành, bảo dưỡng, thay thế các hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý của từng đơn vị đảm bảo các hệ thống đo đếm làm việc chính xác, ổn định, tin cậy và bảo mật.

2. Trong quá trình quản lý vận hành, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thường xuyên theo dõi, kiểm tra tình trạng hoạt động của các hệ thống đo đếm trong phạm vi đơn vị quản lý. Trường hợp phát hiện bất thường hoặc sự cố trong hệ thống đo đếm, các đơn vị này phải thông báo ngay cho Đơn vị bán buôn điện và các đơn vị liên quan để phối hợp xử lý. Việc xử lý sự cố phải thực hiện theo quy định tại Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống đo đếm điện năng.

1. Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống đo đếm điện năng.

2. Quy trình giao nhận điện năng.

3. Quy định tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống thu thập xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm.

1. Biến dòng điện (CT).

2. Biến điện áp (VT).

3. Công tơ đo đếm điện năng.

4. Mạch điện và cáp nhị thứ.

5. Thiết bị phục vụ thu thập số liệu đo đếm và đường truyền dữ liệu.

6. Thiết bị bảo vệ an toàn, vị trí niêm phong, kẹp chì.

7. Thiết bị phụ trợ, thiết bị chuyển đổi đấu nối, thiết bị cô lập mạch đo phục vụ thử nghiệm, thiết bị logic phục vụ chuyển điện áp VT, thiết bị kiểm tra giám sát điện áp và dòng điện.

1. Yêu cầu chung:

2. Yêu cầu về cấp chính xác:

1. Yêu cầu chung:

2. Yêu cầu về cấp chính xác:

1. Yêu cầu chung:

1. Cuộn thứ cấp của CT, VT và cáp nhị thứ nối với công tơ đo đếm điện năng của hệ thống đo đếm chính không được sử dụng cho bất kỳ mục đích nào khác và phải hoàn toàn độc lập với hệ thống đo đếm dự phòng.

2. Cáp nhị thứ của mạch đo đếm phải được đi theo đường ngắn nhất, số lượng điểm nối qua hàng kẹp ít nhất và phải có đủ điều kiện thực hiện biện pháp niêm phong, kẹp chì tủ hàng kẹp hoặc điểm nối. Cáp nhị thứ của hệ thống đo đếm chính phải đi riêng và nối trực tiếp từ hộp đấu dây của CT, tủ trung gian của VT đến tủ công tơ mà không qua hàng kẹp tại tủ trung gian.

3. Trường hợp công tơ được cấp điện áp từ một trong những VT thanh cái thông qua bộ chuyển mạch điện áp, các đầu đấu dây bộ chuyển mạch điện áp phải đảm bảo điều kiện niêm phong kẹp chì và công tơ đo đếm điện năng phải được lập trình để ghi lại thời điểm và khoảng thời gian chuyển mạch điện áp.

4. Phụ tải mạch thứ cấp CT, VT bao gồm cả công tơ đo đếm điện năng không được vượt quá phụ tải định mức của CT, VT.

5. Trường hợp mạch dòng điện của hệ thống đo đếm dự phòng sử dụng chung với các thiết bị đo lường khác, phải đảm bảo không làm ảnh hưởng tới độ chính xác của hệ thống đo đếm và đủ điều kiện thực hiện niêm phong kẹp chì toàn bộ mạch dòng điện, thiết bị đo lường, công tơ đo đếm điện năng.

6. Các hộp nối thí nghiệm phải được lắp đặt để phục vụ cho việc kiểm định thiết bị đo đếm và đủ điều kiện niêm phong, kẹp chì.

1. Toàn bộ hệ thống đo đếm điện năng bao gồm hộp đấu dây CT, VT, công tơ đo đếm điện năng, hàng kẹp, con nối, mạch dòng điện, mạch điện áp, thiết bị phụ trợ, mạch logic chuyển đổi, tủ công tơ, mạng thông tin phải được niêm phong kẹp chì để chống can thiệp trái phép.

2. Phần mềm của công tơ đo đếm điện năng phải có mật khẩu bảo vệ với nhiều mức phân quyền truy nhập khác nhau.

3. Số liệu đo đếm điện năng sau khi được đọc và truyền về máy chủ đặt tại vị trí đo đếm phải được mã hóa để tránh sự thay đổi trái phép.

4. Phần mềm quản lý hệ thống đọc, truyền và tổng hợp số liệu đo đếm điện năng phải được bảo mật bằng nhiều cấp mật khẩu để đảm bảo tính bảo mật, chính xác và tin cậy của số liệu đo đếm.

1. Đã có hợp đồng được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực mà hợp đồng có nội dung khác với quy định tại Thông tư này.

2. Việc áp dụng Thông tư hệ thống điện truyền tải làm tăng chi phí quá mức và không hợp lý cho đơn vị đó.

3. Đơn vị chứng minh được việc được hưởng miễn trừ phù hợp với các nguyên tắc của Thông tư này.

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và phê duyệt các trường hợp được miễn trừ thực hiện quy định tại Điều 110 Thông tư này.

2. Các cơ sở để xem xét miễn trừ thực hiện bao gồm:

1. Văn bản đề nghị miễn trừ, bao gồm các nội dung được quy định tại khoản 2 Điều 111 Thông tư này.

2. Bản sao giấy phép hoạt động điện lực (đối với đơn vị điện lực).

3. Báo cáo giải trình chi tiết ảnh hưởng đến vận hành của hệ thống điện và các nghĩa vụ cam kết nếu được miễn trừ thực hiện.

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ đề nghị hưởng miễn trừ thực hiện.

2. Trong thời hạn bảy (07) ngày kể từ ngày tiếp nhận hồ sơ đề nghị được miễn trừ thực hiện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên nộp hồ sơ về tính hợp lệ của hồ sơ. Trường hợp hồ sơ chưa hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm chỉ rõ những nội dung cần bổ sung.

3. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày làm việc kể từ nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực phải hoàn thành thẩm định hồ sơ đề nghị được miễn trừ thực hiện và có trách nhiệm ban hành quyết định cho phép miễn trừ thực hiện. Trường hợp không chấp thuận đề nghị được miễn trừ thực hiện, Cục Điều tiết điện lực phải có văn bản thông báo cho đơn vị đề nghị trong đó nêu rõ lý do.

4. Trường hợp đề nghị miễn trừ thực hiện có nhiều tình tiết phức tạp, liên quan tới nhiều đơn vị khác cho phép thời hạn thẩm định được gia hạn nhưng không quá mười lăm (15) ngày làm việc.

5. Đơn vị nộp hồ sơ phải nộp chi phí thẩm định hồ sơ đề nghị được miễn trừ thực hiện theo quy định của pháp luật.

1. Phát hiện ra sự gian dối trong việc đề nghị được miễn trừ thực hiện.

2. Đơn vị được miễn trừ thực hiện không thực hiện hoặc thực hiện không đúng các điều kiện, nghĩa vụ đã cam kết và thời gian thực hiện quy định tại Quyết định cho phép miễn trừ thực hiện.

3. Các điều kiện cho phép miễn trừ thực hiện không còn tồn tại.

1. Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị tranh chấp cần tự giải quyết trên cơ sở thỏa thuận trong thời hạn sáu mươi (60) ngày.

2. Hết thời hạn được quy định tại khoản 1 Điều này mà không tự giải quyết được thì các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định của pháp luật.

3. Quyết định giải quyết tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực chung thẩm trừ các nội dung tranh chấp có liên quan đến thỏa thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.

1. Mọi tổ chức, cá nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm Thông tư Quy định hệ thống điện truyền tải.

2. Trình báo về hành vi vi phạm phải có các thông tin sau:

3. Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm trong quá trình điều tra và xử lý vi phạm.

1. Trong thời hạn sáu (06) tháng kể từ ngày Thông tư Quy định hệ thống điện truyền tải có hiệu lực, Đơn vị truyền tải điện phải xây dựng kế hoạch đầu tư, nâng cấp lưới điện truyền tải đáp ứng các tiêu chuẩn yêu cầu trong Thông tư này để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.

2. Trong thời hạn ba (03) tháng kể từ ngày nhận được kế hoạch của Đơn vị truyền tải điện, Cục Điều tiết điện lực phải xem xét để ra quyết định phê duyệt kế hoạch đầu tư, nâng cấp lưới điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện trình.

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

2. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, các đơn vị phải thông báo tới Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết.

3. Trường hợp cần sửa đổi, bổ sung Thông tư này, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổng hợp các ý kiến và đề xuất sửa đổi, bổ sung Thông tư này.

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2010.

2. Bãi bỏ các quy định trước đây trái với quy định tại Thông tư này.

1. Quy mô công trình:

2. Ranh giới đo đếm:

3. Ranh giới đầu tư:

4. Yêu cầu về giải pháp kỹ thuật:

5. Các tài liệu kèm theo

1. Trách nhiệm của Bên A

2. Trách nhiệm của Bên B

1. ………….

2. …………..

1. Trong quá trình vận hành, khi có sự thay đổi hay sửa chữa liên quan tới điểm đấu nối hoặc thiết bị đấu nối, bên có thay đổi phải thông báo bằng văn bản và gửi các tài liệu kỹ thuật liên 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. …………..

1. Thỏa thuận đấu nối này có hiệu lực kể từ ngày ký.

2. Thỏa thuận đấu nối này được làm thành 4 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản./.

1. Số, tên của thiết bị:

2. Mô tả kỹ thuật chính:

3. Nhà đầu tư/chủ sở hữu:

4. Các thông tin cần thiết khác:

5. Nhận xét:

1. Số tên thiết bị:

2. Mô tả kỹ thuật chính:

3. Nhà đầu tư/chủ sở hữu:

4. Các thông tin cần thiết khác:

5. Nhận xét:

1. Số/Tên thiết bị:

2. Mô tả kỹ thuật chính:

3. Nhà đầu tư/chủ sở hữu:

4. Các thông tin cần thiết khác:

5. Nhận xét:

1. Số/Tên thiết bị:

2. Thông số kỹ thuật chính:

3. Nhà đầu tư/chủ sở hữu:

4. Các thông tin cần thiết khác:

5. Nhận xét: