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

• Số hiệu: 25/2016/TT-BCT
• Loại văn bản: Thông tư
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Trần Tuấn Anh
• Ngày ban hành: 30/11/2016

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 25/2016/TT-BCT	Hà Nội, ngày 30 tháng 11 năm 2016

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

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

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

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

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

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

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về:

1. Các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện truyền tải.

2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện.

3. Lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải.

4. Điều kiện, yêu cầu kỹ thuật và trình tự đấu nối vào lưới điện truyền tải.

5. Đánh giá an ninh hệ thống điện.

6. Vận hành hệ thống điện truyền tải.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

1. Thông tư này áp dụng cho các đối tượng sau đây:

a) Đơn vị truyền tải điện;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Đơn vị bán buôn điện;

d) Đơn vị phân phối điện;

đ) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;

e) Đơn vị phát điện;

g) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

h) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

i) Tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải và các yêu cầu khác có liên quan quy định tại Thông tư này.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động 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.

2. 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.

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

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

a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 01 kV;

b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV;

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

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

5. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

6. Công suất khả dụng của tổ máy phát điện 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.

7. Dải chết của hệ thống điều tốc là dải tần số mà khi tần số hệ thống điện thay đổi trong phạm vi đó thì hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện không có phản ứng hoặc tác động để tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp.

8. Dự phòng quay là khả năng của tổ máy phát điện đang vận hành trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng tăng hoặc giảm công suất phát để khôi phục tần số hệ thống điện về phạm vi cho phép sau khi xảy ra sự cố đơn lẻ và khôi phục dự phòng công suất điều tần.

9. Điều chỉnh tần số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời tần số hệ thống điện được thực hiện bởi số lượng lớn các tổ máy phát điện có trang bị hệ thống điều tốc.

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

11. 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 chuẩn kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.

12. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn điện. Theo từng cấp độ của thị trường điện lực cạnh tranh, Đơn vị bán buôn điện là một trong các đơn vị sau:

a) Công ty Mua bán điện;

b) Tổng công ty Điện lực;

c) Đơn vị bán buôn điện khác được thành lập theo từng cấp độ của thị trường điện cạnh tranh.

13. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối.

14. 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 điện, bao gồm:

a) Tổng công ty Điện lực;

b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh) trực thuộc Tổng công ty Điện lực.

15. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị bán buôn điện hoặc Đơn vị phân phối điện để bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.

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 (Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia) là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia và điều hành giao dịch trên thị trường điện.

18. Độ tin cậy của hệ thống bảo vệ bao gồm:

a) Độ tin cậy tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng hệ thống bảo vệ làm việc đúng khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác định;

b) Độ tin cậy không tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng hệ thống bảo vệ tránh làm việc nhầm ở chế độ vận hành bình thường hoặc sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác định.

19. Hệ thống điều tốc (viết tắt theo tiếng Anh: Governor) là hệ thống tự động điều chỉnh tốc độ quay của tuabin tổ máy phát điện theo sự biến đổi tần số góp phần khôi phục tần số về tần số danh định của hệ thống điện.

20. Hệ thống quản lý năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ thống phần mềm quản lý năng lượng để 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 điện là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau.

23. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.

24. Hệ thống điện truyền tải là hệ thống điện 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 theo điều kiện hòa đồng bộ quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

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

29. Khởi động đen là quá trình khôi phục lại toàn bộ (hoặc một phần) hệ thống điện từ trạng thái mất điện toàn bộ (hoặc một phần) bằng cách sử dụng các tổ máy phát điện có khả năng khởi động đen.

30. 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:

a) Đơn vị phát điện;

b) Đơn vị phân phối điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

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

31. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.

32. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm điện và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn điện.

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

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

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

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

37. Năm N là năm hiện tại vận hành hệ thống điện, được tính theo năm dương lịch.

38. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần (thứ Bẩy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.

39. 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 theo kế hoạch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo khi thiếu điện.

40. Nhà máy nhiệt điện là nhà máy điện hoạt động theo nguyên lý biến đổi nhiệt năng thành điện năng, bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn.

41. Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh là quy định do Bộ Công Thương ban hành về vận hành thị trường điện cạnh tranh và trách nhiệm của các đơn vị trong thị trường điện theo từng cấp độ.

42. Sa thải phụ tải là quá trình cắt phụ tải điện ra khỏi hệ thống điện khi có sự cố hoặc không đảm bảo an ninh hệ thống điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động sa thải phụ tải hoặc lệnh điều độ.

43. Sự cố là sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do một hoặc nhiều nguyên nhân dẫn đến hệ thống điện hoạt động không bình thường, gây ngừng cung cấp điện hoặc ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định và liên tục cho hệ thống điện quốc gia.

44. Sự cố một phần tử (sự cố đơn lẻ) là sự cố xảy ra ở một phần tử trong hệ thống điện truyền tải khi hệ thống điện đang ở chế độ vận hành bình thường.

45. Sự cố nhiều phần tử là sự cố xảy ra ở hai phần tử trở lên tại cùng một thời điểm trong hệ thống điện truyền tải.

46. Sự cố nghiêm trọng là sự cố trong hệ thống điện gây mất điện diện rộng trên lưới điện truyền tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người hoặc tài sản.

47. Tan rã hệ thống điện là tình huống hệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ thống điện nhỏ không liên kết với nhau do sự cố.

48. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit/Gateway) là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm điều khiển.

49. 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 làm suy giảm mức dao động điện áp trong hệ thống điện.

50. Thời gian khởi động là khoảng thời gian tối thiểu để khởi động một tổ máy phát điện tính từ khi Đơn vị phát điện nhận được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đến khi tổ máy phát điện được hoà đồng bộ vào hệ thống điện quốc gia.

51. Tiêu chí N-1 là một tiêu chí phục vụ quy hoạch, thiết kế, đầu tư xây dựng và vận hành hệ thống điện đảm bảo khi có sự cố một phần tử xảy ra trong hệ thống điện hoặc khi một phần tử tách khỏi vận hành để bảo dưỡng, sửa chữa thì hệ thống điện vẫn vận hành ổn định, đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành, giới hạn vận hành cho phép và cung cấp điện an toàn, liên tục.

52. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban hành.

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

54. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.

55. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.

56. pu là hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị thực tế so với giá trị định mức.

Chương II

YÊU CẦU TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 4. Tần số

1. Tần số danh định của hệ thống điện quốc gia Việt Nam là 50 Hz. Trong chế độ vận hành bình thường, tần số hệ thống điện được phép dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz so với tần số danh định. Ở các chế độ vận hành khác của hệ thống điện, dải tần số được phép dao động và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường được quy định tại Bảng 1 như sau:

Bảng 1

Dải tần số được phép dao động và thời gian khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường trong các chế độ vận hành khác của hệ thống điện quốc gia

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

2. Dải tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp được xác định theo chu kỳ 01 năm hoặc 02 năm được quy định tại Bảng 2 như sau:

Bảng 2

Dải tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp

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

Trong đó, một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép là một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép trong khoảng thời gian từ 05 giây (s) trở lên.

3. Trong quá trình vận hành hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và huy động các loại hình dịch vụ phụ trợ để đảm bảo tần số nằm trong dải được phép.

Điều 5. Ổn định hệ thống điện

1. Ổn định hệ thống điện là khả năng của hệ thống điện, với điều kiện vận hành ban đầu xác định, trở lại chế độ vận hành bình thường hoặc chế độ cân bằng xác lập sau khi xảy ra một kích động vật lý trong hệ thống điện làm thay đổi các thông số vận hành của hệ thống điện. Ổn định hệ thống điện được phân loại như sau:

a) Ổn định quá độ (Transient Stability) là khả năng của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;

b) Ổn định tín hiệu nhỏ (Small Signal stability) là khả năng các tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống điện, với mức độ dập tắt các dao động công suất tự nhiên trong giới hạn cho phép;

c) Ổn định điện áp động (Dynamic Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại các nút sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;

d) Ổn định điện áp tĩnh (Steady State Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại các nút sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống điện;

đ) Ổn định tần số (Frequency Stability) là khả năng hệ thống điện duy trì được tần số xác lập sau khi xảy ra các kích động làm mất cân bằng công suất giữa nguồn điện và phụ tải điện.

2. Cộng hưởng dưới đồng bộ (cộng hưởng tần số thấp, Sub-Synchronous resonance) là hiện tượng tần số dao động riêng của hệ thống điện cộng hưởng với tần số dao động riêng của tuabin tổ máy phát điện làm tăng mô men xoắn tác động lên trục tuabin và rôto của tổ máy phát điện.

3. Hệ thống điện quốc gia đang vận hành ở chế độ bình thường hoặc sau khi sự cố đã được loại trừ phải duy trì chế độ đồng bộ và đáp ứng tiêu chuẩn về ổn định hệ thống điện được quy định tại Bảng 3 như sau:

Bảng 3

Tiêu chuẩn về ổn định hệ thống điện

Dạng ổn định	Tiêu chuẩn ổn định
Ổn định quá độ	Góc pha của roto tổ máy phát điện không được vượt quá 120 độ. Dao động góc pha roto tổ máy phát điện phải được dập tắt trong khoảng 20 giây sau khi sự cố được loại trừ.
Ổn định tín hiệu nhỏ	Hệ số suy giảm của dao động (Damping Ratio) không được nhỏ hơn 5 %.
Ổn định điện áp động	Trong thời gian 05 giây sau khi sự cố được loại trừ, điện áp tại điểm sự cố phải được phục hồi ít nhất 75 % giá trị điện áp trước khi sự cố.
Ổn định điện áp tĩnh	Hệ thống điện phải có dự phòng công suất ít nhất 5% theo đặc tính P-V trong trường hợp 01 (một) phần tử bị tách ra khỏi vận hành (N-1).
Ổn định tần số	Hệ thống điện phải đảm bảo tiêu chuẩn về ổn định tần số đáp ứng theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này.

Điều 6. Điện áp

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

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 điện truyền tải được quy định tại Bảng 4 như sau:

Bảng 4

Điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải

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

3. Trong trường hợp hệ thống điện truyền tải bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc chế độ khôi phục hệ thống điện, cho phép mức dao động điện áp trên lưới điện truyền tải 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.

Điều 7. Cân bằng pha

Trong chế độ vận hành bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3 % điện áp danh định đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.

Điều 8. Sóng hài

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 220 kV và 500 kV 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 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.

3. Trong chế độ 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 với lưới điện truyền tải không phát sóng hài lên lưới điện truyền tải vượt quá giá trị quy định tại Khoản 2 Điều này.

5. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hài có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra các giá trị sóng hài hoặc thuê đơn vị thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy tổng mức biến dạng sóng hài vi phạm quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, đơn vị nào gây ra nguyên nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, xác minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.

Điều 9. Mức nhấp nháy điện áp

1. Mức nhấp nháy điện áp tối đa cho phép trong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 5 như sau:

Bảng 5

Mức nhấp nháy điện áp

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

Trong đó: P_lt95% là ngưỡng giá trị của P_lt sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo P_lt không vượt quá giá trị này; P_st95% là ngưỡng giá trị của P_st sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo P_st không vượt quá giá trị này.

2. 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 5 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 với lưới điện truyền tải không gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 5.

3. Trường hợp cho rằng mức nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra mức nhấp nháy điện áp hoặc thuê đơn vị thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn vị nào gây ra nguyên nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, xác minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.

Điều 10. Dao động điện áp

1. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trên lưới điện truyền tải do phụ tải 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 6 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 là 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.

Điều 11. Chế độ nối đất trung tính

1. Chế độ nối đất trung tính của lưới điện truyền tải là chế độ nối đất trực tiếp.

2. Trường hợp chế độ nối đất trung tính của một số thiết bị trong lưới điện truyền tải thực hiện khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 12. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố

1. Trị số dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính trên hệ thống điện được quy định tại Bảng 6 như sau:

Bảng 6

Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính

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

2. Đối với các thanh cái 110 kV của các trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong lưới điện truyền tải, có thể áp dụng dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép là 40 kA/1s.

3. Tổng giá trị điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa của tổ máy phát điện (X_d^’’-%) và điện kháng ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (U_k-%) tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40 %.

Trong trường hợp không đáp ứng được yêu cầu trên, chủ đầu tư có trách nhiệm tính toán để đầu tư, lắp đặt thêm kháng điện để tổng giá trị của X_d^’’, U_k và kháng điện tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40 %.

4. Các công trình điện đấu nối vào hệ thống điện truyền tải có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6 thì chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng các biện pháp để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6.

5. Bảo vệ chính trang thiết bị điện là bảo vệ chủ yếu và được lắp đặt, chỉnh định để thực hiện tác động trước tiên, đảm bảo các tiêu chí về nhanh, nhạy, chọn lọc và độ tin cậy tác động của hệ thống bảo vệ khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đối với trang thiết bị được bảo vệ.

6. Trường hợp dòng điện ngắn mạch lớn nhất theo tính toán vượt quá giá trị quy định tại Bảng 6, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để được hướng dẫn thực hiện.

7. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối để Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo.

Điều 13. Hệ số chạm đất

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

Điều 14. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải

1. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải được xác định bằng tỷ lệ sản 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. Sản lượng điện năng không cung cấp được được tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị ngừng, giảm cung cấp điện với thời gian ngừng, giảm cung cấp điện tương ứng trong các trường hợp mất điện kéo dài trên 01 phút, trừ các trường hợp sau:

a) Ngừng, giảm cung cấp điện do hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn;

b) Ngừng, giảm mức cung cấp điện do sự kiện bất khả kháng (sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể kiểm soát được, không thể lường trước được và không thể tránh được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết trong khả năng cho phép).

3. Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong một năm được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

- k_kccđ: Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong 01 năm;

- T_i: Thời gian ngừng, giảm cung cấp điện lần i kéo dài trên 01 phút, được xác định bằng khoảng thời gian từ lúc bắt đầu ngừng, giảm cung cấp cho tới lúc khôi phục được cung cấp điện (giờ);

- P_i: Công suất phụ tải trung bình bị ngừng, giảm cung cấp điện lần thứ i (kW);

- n: Số lần ngừng, giảm cung cấp điện năm tính toán;

- A_tt: Tổng sản lượng điện truyền tải qua lưới điện truyền tải trong năm tính toán (kWh).

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

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

∆A =	A^ttnhận - A^ttgiao
	A^ttnhận

Trong đó:

- ΔA: Tổn thất hàng năm trên lưới điện truyền tải;

- A^tt_nhận: Tổng lượng điện năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng nhận từ tất cả Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu qua lưới điện truyền tải;

- A^tt_giao: Tổng lượng điện năng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng mà các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải tiếp nhận từ các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng xuất khẩu qua lưới điện truyền tải.

Chương III

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

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

1. Dự báo nhu 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 độc lập và không nối lưới điện quốc gia. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là cơ sở để lập kế hoạch phát triển hệ thống điện truyền tải hàng năm, kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện, 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 chu kỳ giao dịch thị trường điện.

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

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền (Bắc, Trung, Nam) và tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;

b) Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình, bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị và nhu cầu phụ tải điện tại từng trạm biến áp 110 kV;

c) Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầu xuất, nhập khẩu điện, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu xuất, nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm đấu nối phục vụ xuất, nhập khẩu điện.

4. Đối với dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải và độ phân giải của chu kỳ dự báo nhu cầu phụ tải điện, tùy theo từng giai đoạn phát triển và yêu cầu của thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn việc thực hiện quy định này.

Điều 17. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm được thực hiện cho 01 năm tới (năm N+1) và 01 năm tiếp theo (năm N+2).

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

a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;

b) Số liệu dự báo xuất, nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.

3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:

a) Tốc độ tăng trưởng kinh tế (GDP) của 02 năm tiếp theo được cơ quan có thẩm quyền công bố chính thức;

b) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện và hệ số phụ tải hàng năm theo quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt;

c) Các số liệu thống kê về công suất, điện năng tiêu thụ, xuất, nhập khẩu điện trong ít nhất 05 năm trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

d) Các giải pháp, mục tiêu của các Chương trình tiết kiệm năng lượng và Quản lý nhu cầu điện;

đ) Những thông tin cần thiết khác.

4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia năm bao gồm: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.

5. Trình tự thực hiện

a) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của năm trước để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

b) Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Khoản 4 Điều này.

Điều 18. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng được thực hiện cho 01 tháng tới.

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

a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;

b) Số liệu dự báo xuất, nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.

3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện từng tháng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã công bố;

b) Các số liệu thống kê về công suất, điện năng tiêu thụ, xuất nhập khẩu, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối của tháng cùng kỳ năm trước và 03 tháng trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

c) Các sự kiện có thể gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện và các thông tin cần thiết khác.

4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tháng bao gồm: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.

5. Trình tự thực hiện

a) Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tháng trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

b) Trước 07 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng theo quy định tại Khoản 4 Điều này.

Điều 19. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần được thực hiện cho 02 tuần tới.

2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện.

3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng và dự báo nhu cầu phụ tải điện của tuần trước đó đã công bố;

b) Các số liệu thống kê về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối trong 04 tuần trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;

c) Dự báo thời tiết của các ngày trong 02 tuần tới, các ngày lễ, tết và các sự kiện có thể gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện.

4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tuần bao gồm: Điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.

5. Trình tự thực hiện

a) Trước 10h00 thứ Ba hàng tuần, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tuần trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.

b) Trước 15h00 thứ Năm hàng tuần, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần theo quy định tại Khoản 4 Điều này.

Điều 20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày được thực hiện cho 02 ngày tới.

2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày bao gồm:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần và dự báo nhu cầu phụ tải điện của ngày hôm trước đã công bố;

b) Các số liệu công suất, điện năng thực tế của hệ thống điện trong 07 ngày trước; trường hợp ngày lễ, tết phải sử dụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;

c) Dự báo thời tiết của 02 ngày tới và các thông tin cần thiết khác.

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia ngày bao gồm các số liệu sau: Điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.

4. Trước 10h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày theo quy định tại Khoản 3 Điều này.

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

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện được thực hiện cho 01 (một) chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo.

2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày và kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện trước đó đã công bố;

b) Các số liệu công suất, điện năng thực tế của hệ thống điện cùng kỳ tuần trước;

c) Dự báo thời tiết tại thời điểm gần nhất;

d) Các thông tin cần thiết khác.

3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:

a) Công suất và sản lượng của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo;

b) Công suất và sản lượng tại từng điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 8 chu kỳ giao dịch tiếp theo.

4. Chậm nhất 15 phút trước chu kỳ giao dịch tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều này.

Chương IV

LẬP KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 22. Nguyên tắc chung

1. Hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải của năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2).

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

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã được công bố;

b) Phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch phát triển điện lực tỉnh đã được phê duyệt và các Thỏa thuận đấu nối đã ký;

c) Đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này;

d) Đáp ứng nhu cầu phụ tải điện và các yêu cầu vận hành hệ thống điện và thị trường điện; đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định hệ thống điện truyền tải quốc gia.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện trong quá trình lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải để đảm bảo các công trình nguồn điện, lưới điện được đầu tư, đấu nối và vận hành đáp ứng các yêu cầu quy định tại Khoản 2 Điều này.

Điều 23. Nội dung kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải

Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:

1. Đánh giá tình hình 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 giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư và ước thực hiện đầu tư đối với danh mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải đã được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại.

4. Danh mục các dự án nguồn điện đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo, kèm theo dự kiến điểm đấu nối, thỏa thuận đấu nối của những dự án nguồn điện này.

5. Danh mục các công trình hệ thống thông tin, hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

6. Kết quả tính toán các chế độ xác lập hệ thống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới, cho mùa khô và mùa mưa của 01 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải.

7. Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tại các thanh cái 500 kV, 220 kV, 110 kV trong lưới điện truyền tải, trong đó phải xác định rõ các vị trí có giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất theo tính toán vượt quá 90 % giá trị lớn nhất cho phép quy định tại Điều 12 Thông tư này.

8. Kết quả tính toán, phân tích ổn định của hệ thống điện truyền tải.

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

10. Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế trên lưới điện truyền tải có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải bao gồm cả các ảnh hưởng đến yêu cầu về ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.

11. Đề xuất chỉ tiêu độ tin cậy và tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải cho năm tới theo quy định tại Điều 14 và Điều 15 Thông tư này.

12. Phân tích khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này và đề xuất các giải pháp thực hiện để đáp ứng các yêu cầu quy định.

13. 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, đáp ứng nhu cầu phụ tải điện, đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và có chi phí thấp nhất.

14. Danh mục và tiến độ các hạng mục lưới điện truyền tải cần xây dựng theo từng tháng của năm tới và theo từng quý của 01 năm tiếp theo. Kế hoạch thu xếp vốn cho thực hiện từng công trình.

15. Các đề xuất, kiến nghị (nếu có).

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

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

a) Danh sách các nhà máy điện mới dự kiến đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo, tiến độ thực hiện đầu tư, đấu nối và ngày dự kiến vận hành của các nhà máy điện đó;

b) Các thông số chính của các nhà máy điện sẽ đấu nối vào hệ thống điện truyền tải và thông tin về điểm đấu nối được quy định tại Phụ lục 1B ban hành kèm theo Thông tư này;

c) Các thay đổi liên quan đến đấu nối các nhà máy điện hiện có trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.

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

a) Danh sách các điểm đấu nối dự kiến với lưới điện truyền tải năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo; danh mục các công trình lưới điện truyền tải được giao nhiệm vụ thực hiện đầu tư, xây dựng;

b) Tiến độ dự kiến đóng điện của các điểm đấu nối mới;

c) Công suất phụ tải cực đại tại các điểm đấu nối mới và các thông tin về đấu nối được quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theo Thông tư này;

d) Dự kiến đề xuất các thay đổi (nếu có) của điểm đấu nối hiện tại với lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

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

a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Điều 17 Thông tư này;

b) Dự kiến nhu cầu dịch vụ phụ trợ năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo;

c) Dự kiến kế hoạch huy động nguồn điện năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo.

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

a) Công suất, điện năng xuất, nhập khẩu;

b) Tiến độ đưa vào vận hành các công trình nguồn điện mới năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.

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

1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi đề nghị 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 bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải (bao gồm cả các khách hàng có nhu cầu đấu nối mới).

2. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ thông tin theo các nội dung yêu cầu quy định tại Điều 24 Thông tư này cho Đơn vị truyền tải điện.

3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thành dự thảo kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và gửi lấy ý kiến của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về đánh giá ảnh hưởng của các công trình lưới điện truyền tải dự kiến đầu tư đến việc đảm bảo vận hành an toàn, ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.

4. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thông qua.

5. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua.

6. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức thẩm định, phê duyệt và công bố trên Trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.

7. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm công bố rộng rãi trên Trang thông tin điện tử của đơn vị kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải đã được phê duyệt.

Chương V

ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Mục 1. NGUYÊN TẮC CHUNG

Điều 26. Điểm đấu nối

1. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải.

2. Tùy thuộc vào cấu trúc của lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định như sau:

a) Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện;

b) Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.

3. Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định tại Khoản 2 Điều này, điểm đấu nối thay thế do hai bên tự thỏa thuận.

4. 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 hoặc hợp đồng mua bán điện.

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

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 điểm đấu nối phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.

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

Điều 28. Các yêu cầu chung

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch phát triển điện lực và kế hoạch đầu tư đã được duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.

2. Việc đấu nối trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào lưới điện truyền tải phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật chung và cụ thể tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.

3. Trường hợp phương án đề nghị đấu nối của khách hàng không phù hợp với 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 về đề nghị đấu nối không phù hợp với quy hoạch. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị phê duyệt điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo Quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực do Bộ Công Thương ban hành trước khi thực hiện các bước tiếp theo về thỏa thuận đấu nối.

4. Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có đề nghị đấu nối phải có Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Thông tư này, bao gồm những nội dung chính sau:

a) Vị trí điểm đấu nối;

b) Các nội dung kỹ thuật liên quan đến điểm đấu nối;

c) Tiến độ thời gian hoàn thành đấu nối;

d) Trách nhiệm đầu tư, quản lý vận hành;

đ) Các nội dung thương mại của Thỏa thuận đấu nối.

5. Đơn vị truyền tải điện có quyền từ chối đề nghị đấu nối trong các trường hợp sau:

a) Trang thiết bị, lưới điện của khách hàng có đề nghị đấu nối không đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Thông tư này và các quy chuẩn kỹ thuật ngành có liên quan;

b) 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 trong trường hợp khách hàng vi phạm các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu 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 IX Thông tư này.

7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi, nâng cấp thiết bị hoặc thay đổi sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải hoặc các thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo bằng văn bản và phải được Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển thống nhất kế hoạch trước khi thực hiện.

8. Những thay đổi liên quan đến điểm đấu nối trong quá trình đầu tư, vận hành phải được cập nhật trong hồ sơ về điểm đấu nối và Thỏa thuận đấu nối đã ký.

9. 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 trong thời hạn 05 năm. Khi Đơn vị truyền tải điện 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. Đối với các đấu nối phục vụ mua bán, trao đổi điện với nước ngoài hoặc đấu nối giữa nhà máy điện nằm ngoài lãnh thổ Việt Nam với hệ thống điện quốc gia, các yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu vận hành đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải được thực hiện theo thứ tự ưu tiên như sau:

a) Thực hiện theo các quy định, điều ước và cam kết quốc tế mà Việt Nam tham gia;

b) Thỏa thuận thống nhất cụ thể giữa các bên liên quan để đáp ứng tối đa các yêu cầu, quy định kỹ thuật về hệ thống điện của mỗi nước và đảm bảo vận hành lưới điện liên kết, lưới điện đấu nối được an toàn, tin cậy và ổn định.

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

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

1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải bao gồm các thiết bị điện từ cấp điện áp trung áp đến siêu cao áp tại điểm đấu nối và 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 Cấp điều độ có quyền điều khiển đánh số thiết bị theo quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 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 điện ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo tính toán và thông báo của Đơn vị truyền tải điện đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.

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

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

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

2. Việc phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tự ý thay đổi thiết bị bảo vệ và các giá trị cài đặt của thiết bị rơ le bảo vệ khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm ban hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

4. Thời gian tối đa loại trừ sự cố trên các phần tử trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bằng các bảo vệ chính không vượt quá các giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này.

5. Trường hợp thiết bị bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với thiết bị bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng các yêu cầu của Đơn vị truyền tải điện về kết nối và được sự chấp thuận của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

6. Trường hợp lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị rơ le bảo vệ trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải 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 nhỏ hơn 99 %.

8. Ngoài các yêu cầu quy định từ Khoản 1 đến Khoản 7 Điều này, hệ thống rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện phải đáp ứng thêm các yêu cầu sau:

a) Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác;

b) Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống giám sát ghi sự cố có chức năng đồng bộ thời gian GPS (Global Positioning System);

c) Nhà máy điện có tổng công suất đặt từ 300 MW trở lên, phải được trang bị thiết bị có chức năng đo góc pha (PMU - Phasor Measurement Unit) và đồng bộ thời gian GPS (Global Positioning System). Nhà máy điện có tổng công suất đặt dưới 300 MW, việc trang bị PMU phải theo tính toán và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

d) Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không phải Đơn vị phát điện có trách nhiệm trang bị, lắp đặt thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo kết nối tương thích, tin cậy, ổn định với hệ thống ghi sự cố và đo góc pha đặt tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với hệ thống đặt tại Cấp điều độ có quyền điều khiển;

đ) Trong quá trình vận hành, khi có nhu cầu nâng cấp, thay thế thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thông báo và thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thực hiện;

e) Đường dây truyền tải điện cấp điện áp từ 220 kV trở lên đấu nối tổ máy phát điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện phải có 02 kênh truyền thông tin liên lạc độc lập về vật lý phục vụ cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không lớn hơn 20 ms;

g) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ le tần số thấp trong phạm vi quản lý phục vụ tự động sa thải phụ tải theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

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

Điều 31. Yêu cầu đối với hệ thống thông tin

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ, vận hành gồm kênh trực thông, điện thoại và fax phải hoạt động tin cậy và liên tục.

2. Hệ thống thông tin của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.

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

3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý lưới điện truyền tải để phục vụ việc quản lý, vận hành hệ thống điện và thị trường điện; phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để thiết lập đường truyền thông tin về Cấp điều độ có quyền điều khiển.

4. Cấp điều độ có quyền điều khiển 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 phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

5. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải 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 đơn vị quản lý.

Điều 32. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

1. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU có 02 cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập 01 kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và 02 kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập 02 kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Trong trường hợp này, các thông tin, dữ liệu kết nối SCADA của nhà máy điện, trạm biến áp phải đảm bảo kết nối và chia sẻ thời gian thực về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.

3. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin để phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.

4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành thiết bị đầu cuối RTU/Gateway trong phạm vi quản lý, đường truyền dữ liệu hoặc thuê đường truyền dữ liệu của đơn vị cung cấp dịch vụ để đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu liên tục, đầy đủ, tin cậy về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).

5. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối được với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).

6. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp các dữ liệu theo danh sách dữ liệu đã thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống SCADA của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để cấu hình, thiết lập cơ sở dữ liệu trên hệ thống của mình đảm bảo sự tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).

7. Trường hợp hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển có sự thay đổi về công nghệ 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 điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết để các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tương thích với các thay đổi của hệ thống SCADA. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway để đảm bảo kết nối tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

8. Trong quá trình vận hành, khi có nhu cầu nâng cấp, mở rộng hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thực hiện nâng cấp, mở rộng.

9. Yêu cầu danh sách dữ liệu, yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đầu cuối RTU/Gateway được quy định cụ thể tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 33. Nối đất trung tính máy biến áp

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

2. Việc nối đất trung tính máy biến áp phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 13 Thông tư này.

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

1. Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải duy trì hệ số công suất (cosφ) tại vị trí đo đếm chính không nhỏ hơn 0,9 trong trường hợp nhận công suất phản kháng và không nhỏ hơn 0,98 trong trường hợp phát công suất phản kháng.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng trong lưới điện của mình (nếu có), bao gồm:

a) Công suất phản kháng định mức và dải điều chỉnh;

b) Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng.

Điều 35. Độ dao động phụ tải điện

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

Điều 36. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số

1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan để thống nhất 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 tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

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

a) Độ tin cậy không nhỏ hơn 99 %;

b) Việc sa thải không thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ hệ thống điện;

c) Trình tự sa thải và lượng công suất sa thải theo tần số phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có quyền điều khiển; không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có sự cho phép của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

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

4. Trình tự khôi phục phụ tải sau khi tần số đã được khôi phục về chế độ vận hành bình thường phải tuân thủ theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

Điều 37. Yêu cầu đối với Trung tâm điều khiển

1. Yêu cầu kỹ thuật chung

a) Hệ thống giám sát, điều khiển và hệ thống thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;

b) Hệ thống giám sát, điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

c) Trung tâm điều khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn điện từ hệ thống điện quốc gia.

2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu độc lập kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa;

- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.

b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA

- Có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;

- Có 02 (hai) cổng kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa.

c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện về Trung tâm điều khiển.

3. Nhà máy điện, trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển, thao tác từ xa phải được trang bị hệ thống giám sát, điều khiển, camera và thông tin viễn thông để truyền, kết nối dữ liệu ổn định, tin cậy và liên tục với Trung tâm điều khiển đáp ứng các yêu cầu tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.

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

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

1. Nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, hệ thống AGC đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Yêu cầu kỹ thuật cụ thể về kết nối tín hiệu hệ thống AGC của tổ máy phát điện với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Tổ máy phát điện của nhà máy 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 0,9 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại đầu cực của máy phát điện, phù hợp với đặc tính công suất phản kháng của tổ máy.

3. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp và điều chỉnh tần số cấp II theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và điều khiển điện áp trong hệ thống điện thông qua việc điều chỉnh liên tục công suất tác dụng và công suất phản kháng của máy phát.

4. Trong chế độ vận hành 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 6 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.

5. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 46 Hz đến dưới 49 Hz và trên 51 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW hoặc nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện theo quy định tại Bảng 7 như sau:

Bảng 7

Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện

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

6. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại Điều 7 Thông tư này và chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không 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 ra khỏi vận hành.

7. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:

a) Tải không cân bằng giữa ba pha từ 10 % trở xuống;

b) Hệ số đáp ứng của kích từ đối với tổ máy phát điện đồng bộ lớn hơn 0,5 %;

c) Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ hơn 5 % dòng điện định mức.

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

1. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện phải đảm bảo cho tổ máy phát điện có thể làm việc với dải hệ số công suất quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này. Hệ thống kích từ phải đảm bảo cho tổ máy phát điện 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 phải được trang bị 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 điện.

3. AVR 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. AVR phải cho phép cài đặt các giới hạn về:

a) Dòng điện kích từ tối thiểu;

b) Dòng điện kích từ tối đa.

5. Khi điện áp đầu cực máy phát điện nằm trong dải từ 80 đến 120 % điện áp định mức và tần số hệ thống nằm trong dải từ 47,5 đến 52 Hz, trong thời gian tối đa 0,1 giây hệ thống kích từ tổ máy phát điện phải có khả năng tăng dòng điện và điện áp kích từ tới các giá trị như sau:

a) Đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện: 1,8 lần giá trị định mức;

b) Đối với tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện: 2,0 lần giá trị định mức.

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 tổ máy phát điện mang tải định mức.

7. Tổ máy phát điện có công suất trên 30 MW phải trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện (Power System Stabiliser - PSS) có khả năng làm suy giảm các dao động có tần số trong dải từ 0,1 Hz đến 5 Hz góp phần nâng cao ổn định hệ thống điện. Đơn vị phát điện phải cài đặt, hiệu chỉnh các thông số của thiết bị PSS theo tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo thiết bị PSS có hệ số suy giảm dao động (Damping ratio) không nhỏ hơn 5%. Đối với các tổ máy phát điện có trang bị thiết bị PSS, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đưa thiết bị PSS vào hoạt động theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

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

1. Tổ máy phát điện của nhà máy điện khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp trong hệ thống điện quốc gia.

2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải được trang bị hệ thống điều tốc tác động nhanh đáp ứng được sự thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường. Hệ thống 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. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện phải có khả năng chỉnh định giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5 %. Giá trị cài đặt của hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định.

4. Trừ các tổ máy phát điện đuôi hơi của nhà máy điện chu trình hỗn hợp, giá trị nhỏ nhất có thể đặt được của dải chết hệ thống điều tốc của các tổ máy phát điện phải nằm trong phạm vi ± 0,05 Hz. Giá trị dải chết hệ thống điều tốc của từng tổ máy phát điện sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định trong quá trình đấu nối và vận hành.

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

a) Đối với các tua bin hơi: Từ 104 % đến 112 % tốc độ định mức;

b) Đối với tua bin khí và thủy điện: Từ 104% đến 130% tốc độ định mức;

c) Trường hợp tổ máy phát điện vận hành trong khu vực lưới điện đang tạm thời bị tách khỏi hệ thống điện truyền tải quốc gia nhưng vẫn tiếp tục cấp điện cho khách hàng thì hệ thống điều tốc máy phát điện phải duy trì được sự ổn định tần số cho khu vực lưới điện đã tách ra.

Điều 41. Khởi động đen

1. Tại các vị trí quan trọng trong hệ thống điện truyền tải, một số nhà máy điện phải có khả năng khởi động đen. Yêu cầu về trang bị khả năng khởi động đen phải 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 trong hệ thống điện quốc gia phải xây dựng các nhà máy điện có khả năng khởi động đen và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện trong quá trình thỏa thuận đấu nối để xác định các yêu cầu cụ thể về khởi động đen đối với từng nhà máy điện.

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

Điều 42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời

1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz theo các chế độ sau:

a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);

b) Chế độ điều khiển công suất phát

Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây với độ sai số trong dải ± 01 % công suất định mức, cụ thể như sau:

- Phát công suất theo đúng lệnh điều độ trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị dự báo;

- Phát công suất lớn nhất có thể trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo.

2. Trong chế độ vận hành bình thường, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng phát công suất tác dụng và đảm bảo không bị ảnh hưởng do điện áp tại điểm đấu nối thay đổi trong dải cho phép quy định tại Điều 6 Thông tư này.

3. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:

Bảng 8

Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện

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

4. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ hơn 01 % công suất định mức mỗi giây. Mức giảm công suất tương ứng với tần số được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

- ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);

- P_m: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);

- f_n: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).

5. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp như sau:

a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20 % công suất tác dụng định mức và điện áp trong dải vận hành bình thường, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối ứng với công suất định mức;

b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20 % công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của tổ máy phát điện;

c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) trong toàn bộ dải làm việc cho phép của tổ máy phát điện và hoàn thành trong thời gian không quá 02 phút;

d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối biến thiên ngoài dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng ở mức tối thiểu 2 % so với công suất phản kháng định mức tương ứng với mỗi % điện áp biến thiên tại điểm đấu nối.

6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian như sau:

a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;

b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:

Trong đó:

T_min = 4 x U - 0,6

- T_min (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;

- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu.

c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;

d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;

đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.

7. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 01 % điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp từ 220 kV trở lên.

8. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá giá trị 03 %.

9. Mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 9 Thông tư này.

Mục 5. TRÌNH TỰ THỎA THUẬN ĐẤU NỐI

Điều 43. Trình tự thỏa thuận đấu nối

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.

2. Hồ sơ đề nghị đấu nối bao gồm:

a) Văn bản đề nghị đấu nối, kèm theo các nội dung theo mẫu quy định tại các Phụ lục 1A, 1B, 1C ban hành kèm theo Thông tư này;

b) 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;

c) 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 đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm:

a) Xem xét các yêu cầu liên quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;

b) Chủ trì thực hiện đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối đối với lưới điện truyền tải, bao gồm các nội dung chính sau:

- Tính toán các chế độ xác lập cho lưới điện khu vực đề nghị đấu nối trong giai đoạn 10 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải khu vực;

- Tính toán, đánh giá dòng điện ngắn mạch tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải;

- Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế do đấu nối mới có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải;

- Đánh giá khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.

c) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này, gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và Cấp điều độ có quyền điều khiển;

d) Chậm nhất sau 15 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ của khách hàng, gửi văn bản đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có ý kiến chính thức về các nội dung chính sau:

- Đánh giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải;

- Các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị điện tại điểm đấu nối, yêu cầu phục vụ vận hành, điều độ đối với các tổ máy phát điện, yêu cầu về trang bị hệ thống sa thải phụ tải theo tần số đối với khách hàng sử dụng điện để đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Chương II và Chương V Thông tư này;

- Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục Thông tư này.

4. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện để thực hiện đánh giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải theo các nội dung quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều này.

5. 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 và Cấp điều độ có quyền điều khiển để xác định các đặc tính kỹ thuật, yêu cầu kỹ thuật cần thiết khác đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền tải.

6. Trong thời hạn 20 ngày làm việc kể từ khi nhận được đề nghị của Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có trách nhiệm gửi ý kiến góp ý bằng văn bản đối với các nội dung quy định tại Điểm d Khoản 3 và Khoản 4 Điều này cho Đơn vị truyền tải điện.

7. Sau khi nhận được ý kiến góp ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khác, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và cùng khách hàng ký Thỏa thuận đấu nối.

8. Thỏa thuận đấu nối được lập thành 04 bản, mỗi bên giữ 02 bản. Đơn vị truyền tải có trách nhiệm gửi 01 bản sao cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, và các đơn vị liên quan để phối hợp thực hiện trong quá trình đầu tư xây dựng, đóng điện chạy thử và vận hành chính thức.

9. Thời gian xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối, thỏa thuận các nội dung liên quan và ký Thỏa thuận đấu nối thực hiện theo quy định tại Điều 44 Thông tư này.

10. Trường hợp khách hàng có nhu cầu đấu nối vào lưới điện hoặc thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thỏa thuận trực tiếp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải này. Trước khi thỏa thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối về phương án đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải sở hữu thiết bị có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thiết bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này. Các nội dung phát sinh liên quan đến đấu nối mới với khách hàng có nhu cầu đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cập nhật các nội dung này vào Thỏa thuận đấu nối đã ký với Đơn vị truyền tải điện.

11. Trường hợp đấu nối vào thanh cái cấp điện áp 110 kV hoặc trung áp thuộc các trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong phạm vi quản lý của Đơn vị truyền tải điện, trình tự và thủ tục thỏa thuận đấu nối được thực hiện theo quy định từ Khoản 1 đến Khoản 9 Điều này.

Điều 44. Thời hạn xem xét và ký thỏa thuận đấu nối

Thời hạn để thực hiện các bước đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối được quy định tại Bảng 9 như sau:

Bảng 9

Thời hạn xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối

Các nội dung thực hiện	Thời gian thực hiện	Trách nhiệm thực hiện
Gửi hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ		Khách hàng có nhu cầu đấu nối
Xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối, chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối và gửi lấy ý kiến các đơn vị	Không quá 35 ngày làm việc kể từ khi nhận hồ sơ đầy đủ và hợp lệ	Đơn vị truyền tải điện chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan
Hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận thống nhất và ký kết Thỏa thuận đấu nối	Không quá 20 ngày làm việc kể từ khi nhận được ý kiến góp ý của các đơn vị liên quan	Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối

Mục 6. THỰC HIỆN THỎA THUẬN ĐẤU NỐI

Điều 45. Quyền tiếp cận thiết bị tại điểm đấu nối

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

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

1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (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 theo quy định), bao gồm:

a) Các biên bản nghiệm thu từng phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường dây và trạm biến áp vào lưới điện truyền tải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật Việt Nam hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam cho phép áp dụng và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định tại Chương này;

b) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu, bao gồm các tài liệu sau:

- Thuyết minh chung, mặt bằng bố trí thiết bị điện;

- Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện;

- Sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;

- Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;

- Sơ đồ thể hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của khách hàng với lưới điện truyền tải và thông số của đường dây đấu nối;

- Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có).

c) Các tài liệu về thông số kỹ thuật và quản lý vận hành bao gồm các tài liệu sau:

- Thông số kỹ thuật của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số đo lường thực tế của đường dây đấu nối;

- Tài liệu về hệ thống năng lượng sơ cấp, tài liệu kỹ thuật về hệ thống kích từ, điều tốc, mô hình mô phỏng và tài liệu hướng dẫn mô phỏng của hệ thống kích từ, điều tốc, hệ thống PSS, sơ đồ hàm truyền Laplace cùng các giá trị cài đặt (đối với công trình mới là nhà máy điện);

- Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ le bảo vệ, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về phía khách hàng;

- Tài liệu hướng dẫn vận hành thiết bị của nhà chế tạo và các tài liệu kỹ thuật có liên quan khác.

d) Tính toán, đề xuất kế hoạch khởi động, chạy thử; đề xuất phương thức đóng điện và vận hành.

2. Trừ trường hợp có thỏa thuận khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các nội dung, tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ lập phương thức đóng điện theo thời hạn sau:

a) Chậm nhất 03 tháng trước ngày dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;

b) Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu.

3. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm lập phương thức đóng điện đưa công trình mới vào vận hành để đảm bảo an toàn, tin cậy cho thiết bị trong hệ thống điện quốc gia. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình lập phương thức đóng điện.

4. Chậm nhất 20 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối các tài liệu sau:

a) Sơ đồ đánh số thiết bị;

b) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;

c) Các yêu cầu đối với chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa thuộc phạm vi lưới điện truyền tải và các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơ le bảo vệ, tự động hóa của khách hàng có nhu cầu đấu nối;

d) Phương thức đóng điện đã thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối;

đ) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;

e) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;

g) Các yêu cầu về kết nối và vận hành đối với hệ thống SCADA, thiết bị giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống PSS;

h) Các yêu cầu về trang bị hệ thống công nghệ thông tin, cơ sở hạ tầng cần thiết khác phục vụ vận hành thị trường điện;

i) Danh mục các Quy trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

k) Danh sách các cán bộ liên quan và điều độ viên kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.

5. Chậm nhất 20 ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải thỏa thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển lịch chạy thử, phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện.

6. Chậm nhất 15 ngày làm việc 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:

a) Lịch chạy thử, phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện đã thỏa thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển;

b) Thỏa thuận phân định trách nhiệm mỗi bên về quản lý, vận hành trang thiết bị đấu nối;

c) Các quy định nội bộ về vận hành an toàn thiết bị đấu nối;

d) Danh sách các nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên lạc.

7. Chậm nhất 15 ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung quy định tại các Điểm b, c, d Khoản 6 Điều này và cung cấp cho Đơn vị bán buôn điện nội dung quy định tại Điểm a Khoản 6 Điều này.

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

1. Chậm nhất 05 ngày làm việc trước ngày dự kiến thực hiện đóng điện điểm đấu nối, 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 chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan 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 trang thiết bị 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 trách nhiệm 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. Trường hợp Cấp điều độ có quyền điều khiển cảnh báo việc đóng điện có nguy cơ ảnh hưởng đến vận hành an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện truyền tải hoặc thiết bị của khách hàng thì khách hàng có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện để kiểm tra lại nội dung liên quan đến cảnh báo, thống nhất phương án giải quyết và thỏa thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.

5. Trường hợp khách hàng có nhu cầu đấu nối nhận thấy việc thực hiện đóng điện công trình điện có khả năng ảnh hưởng đến vận hành ổn định, an toàn thiết bị của khách hàng, khách hàng có trách nhiệm đề xuất với đơn vị có liên quan để phối hợp xử lý và thỏa thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.

6. Đơn vị truyền tải điện, khách hàng có nhu cầu đấu nối và các đơn vị liên quan tham gia kiểm tra có trách nhiệm ký vào Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.

Điều 48. 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 Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:

- Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;

- Bản sao Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối;

- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;

- Hợp đồng mua bán điện đã ký hoặc thỏa thuận về mua bán điện;

- Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về xây dựng. b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ bao gồm:

- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;

- Hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa, hệ thống điều khiển, kích từ và điều tốc đã được cài đặt, chỉnh định đúng theo các yêu cầu quy định tại Thông tư và của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

- Danh sách nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax;

- Phương tiện thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển;

- Quy trình phối hợp vận hành đã được thống nhất giữa Đơn vị phát điện với Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Trường hợp việc đóng điện điểm đấu nối của khách hàng có ảnh hưởng đến chế độ vận hành hoặc phải tách thiết bị trên lưới điện truyền tải ra khỏi vận hành, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.

3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.

4. Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.

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

1. Trong thời gian chạy thử, nghiệm thu để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối, 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 Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển khi cần thiết.

2. Trình tự chạy thử, nghiệm thu thực hiện theo quy trình hướng dẫn của nhà chế tạo và các quy định hiện hành (nếu có).

3. Trong thời gian chạy thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan khác để giảm thiểu ảnh hưởng của các thiết bị mới đang được chạy thử, nghiệm thu đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.

4. Kết thúc quá trình chạy thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm xác nhận và cung cấp đầy đủ các thông tin sau cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện:

a) Thông số kỹ thuật thực tế của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp, tổ máy phát điện;

b) Kết quả thí nghiệm và thông số cài đặt thực tế của các hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc;

c) Các yêu cầu kỹ thuật khác đã được thống nhất trong Thỏa thuận đấu nối.

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

5. Lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định tại Thông tư này và Thỏa thuận đấu nối đã ký.

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

1. Trong quá trình vận hành, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển (sau đây gọi là bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung) có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện kiểm tra, thử nghiệm, thí nghiệm bổ sung các thiết bị trong phạm vi quản lý của khách hàng cho các mục đích sau:

a) Kiểm tra sự đáp ứng của các thiết bị trong lưới điện, nhà máy điện và tại điểm đấu nối với các quy định tại Thông tư này, quy chuẩn kỹ thuật được phép áp dụng tại Việt Nam và các yêu cầu cụ thể trong Thỏa thuận đấu nối đã ký;

b) Kiểm tra sự tuân thủ các thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và Thỏa thuận đấu nối đã ký đối với các thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải;

c) Đánh giá ảnh hưởng của lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đến sự vận hành an toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện quốc gia;

d) Chuẩn xác và hiệu chỉnh lại các thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện và lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ tính toán, vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện quốc gia.

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

a) Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tuân thủ các quy định tại Thông tư này và quy chuẩn kỹ thuật được áp dụng cho các thiết bị thì Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung;

b) Trường hợp kết quả kiểm tra không phát hiện vi phạm, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải chịu toàn bộ các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung. Đối với yêu cầu kiểm tra theo quy định tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải báo cáo và được sự cho phép của Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện kiểm tra.

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 15 ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải về nội dung, thời điểm, thời gian kiểm tra và danh sách các cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp và tạo điều kiện thuận lợi để bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung 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 điện 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, trường hợp thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối phát sinh các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy cho hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo 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 hệ thống điện truyền tải và yêu cầu thời gian khắc phục các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tiến hành các biện pháp khắc phục và thử nghiệm lại để đưa thiết bị sau điểm đấu nối vào vận hành trở lại theo quy định tại Điều 49 Thông tư này. Trường hợp sau thời gian khắc phục mà vẫn chưa giải quyết được các vấn đề kỹ thuật thì Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

6. Đối với mỗi tổ máy phát điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu Đơn vị phát điện tiến hành thử nghiệm vào bất kỳ thời gian nào để kiểm chứng một hoặc tổ hợp các đặc tính vận hành mà Đơn vị phát điện đã đăng ký, nhưng không được thử nghiệm một tổ máy phát điện quá 03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp sau:

a) Kết quả thử nghiệm và kiểm tra chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính vận hành không đúng với các thông số mà Đơn vị phát điện đã công bố;

b) Khi Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về đặc tính vận hành của tổ máy phát điện;

c) Thử nghiệm, kiểm tra theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;

d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên liệu.

7. Đơn vị phát điện có quyền tiến hành kiểm tra và thử nghiệm các tổ máy phát điện của mình với mục đích xác định lại các đặc tính vận hành của mỗi tổ máy phát điện sau khi sửa chữa, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các thử nghiệm phải thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển.

Điều 51. Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối

1. Trong quá trình vận hành, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đầu tư, nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh các trị số chỉnh định của các thiết bị tại điểm đấu nối và phải thông báo, thống nhất với khách hàng trước khi thực hiện.

2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị tại điểm đấu nối hoặc lắp đặt bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm việc bình thường 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. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi nhận được thông báo bằng văn bản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm trả lời bằng văn bản về các đề nghị thay thế, nâng cấp thiết bị tại điểm đấu nối của khách hàng.

3. 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 lý do không chấp thuận đề xuất hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung cần thiết đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.

4. 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 45 đến Điều 50 Thông tư này. Các nội dung về nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh các trị số chỉnh định của các thiết bị tại điểm đấu nối phải được bổ sung vào Thỏa thuận đấu nối đã ký.

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

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

1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (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 theo quy định), bao gồm:

a) Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện; sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;

b) Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hóa, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ le, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối;

c) Tài liệu và thông số kỹ thuật của các thiết bị được lắp đặt;

d) Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;

đ) Sơ đồ thể hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của Đơn vị truyền tải điện và thông số đo lường thực tế của đường dây đấu nối;

e) Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có);

g) Dự kiến kế hoạch đóng điện các hạng mục công trình, lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.

2. Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử nghiệm lần đầu, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Chậm nhất 20 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi cho Đơn vị truyền tải điện các tài liệu sau:

a) Lịch chạy thử, phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện;

b) Sơ đồ đánh số thiết bị;

c) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;

d) Phiếu chỉnh định rơ le cho các thiết bị rơ le bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện;

đ) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;

e) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;

g) Các yêu cầu về kết nối và vận hành đối với hệ thống SCADA;

h) Danh mục các Quy trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

i) Danh sách các cán bộ liên quan và Điều độ viên, kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.

4. Chậm nhất 20 ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận được với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch đóng điện các hạng mục công trình, lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.

Điều 53. Đóng điện điểm đấu nối

1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:

- Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối;

- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;

- Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về xây dựng. b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ:

- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;

- Hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa đã được chỉnh định đúng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;

- Danh sách nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên hệ;

- Phương tiện thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Trường hợp việc đóng điện điểm đấu nối công trình lưới điện của Đơn vị truyền tải điện có ảnh hưởng đến chế độ vận hành lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị ảnh hưởng để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.

3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện về thời gian cụ thể đóng điện điểm đấu nối.

4. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.

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

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 thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển về các thay đổi này. Trường hợp việc thay thế, nâng cấp thiết bị của Đơn vị truyền tải điện dẫn đến phải thay đổi thiết bị tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng để phối hợp thực hiện đảm bảo không gây ảnh hưởng đến chế độ vận hành thiết bị điện tại điểm đấu nối của khách hàng.

2. Trường hợp đề xuất của Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện lý do không chấp thuận hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.

3. Các thiết bị thay thế, bổ sung phải được thực hiện theo quy định tại Điều 52 và Điều 53 Thông tư này.

Mục 8. TÁCH ĐẤU NỐI VÀ KHÔI PHỤC ĐẤU NỐI

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

1. Các trường hợp tách đấu nối bao gồm:

a) Tách đấu nối tự nguyện;

b) Tách đấu nối bắt buộc.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối và khôi phục đấu nối.

Điều 56. Tách đấu nối tự nguyện

1. Tách đấu nối vĩnh viễn

a) Các trường hợp tách đấu nối vĩnh viễn Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải và trách nhiệm của các bên liên quan phải được quy định trong hợp đồng mua bán điện và Thỏa thuận đấu nối.

b) Khi có nhu cầu tách đấu nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm:

- Thông báo bằng văn bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 02 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng không sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;

- Thông báo bằng văn bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 06 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.

2. Tách đấu nối tạm thời

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

Điều 57. Tách đấu nối bắt buộc

1. Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền tách đấu nối các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải trong các trường hợp sau:

a) Theo yêu cầu tách đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi phạm các quy định của pháp luật;

b) Các trường hợp tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thỏa thuận đấu nối;

c) Trường hợp quy định tại Khoản 5 Điều 50 Thông tư này.

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

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.

Điều 58. Khôi phục đấu nối

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

1. Khi có yêu cầu khôi phục đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc Cục Điều tiết điện lực hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển 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 và các khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán.

Chương VI

VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

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

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

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

a) Công suất phát và phụ tải ở trạng thái cân bằng;

b) Không thực hiện sa thải phụ tải điện;

c) Mức mang tải của đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải đều dưới 90 % giá trị định mức;

d) Các nhà máy điện và thiết bị điện khác vận hành trong dải thông số cho phép;

đ) Tần số hệ thống điện trong phạm vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;

e) Điện áp tại các nút trên lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này đối với chế độ vận hành bình thường;

g) Các nguồn dự phòng của hệ thống điện quốc gia ở trạng thái sẵn sàng đảm bảo duy trì tần số và điện áp của hệ thống điện quốc gia trong dải tần số và điện áp ở chế độ vận hành bình thường; các thiết bị tự động làm việc trong phạm vi cho phép để khi xảy ra sự cố bất thường sẽ không phải sa thải phụ tải điện.

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

a) Mức dự phòng điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức yêu cầu ở chế độ vận hành bình thường;

b) Mức mang tải của các đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải từ 90 % trở lên nhưng không vượt quá giá trị định mức;

c) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải ngoài phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường, nhưng trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 6 Thông tư này;

d) Có khả năng xảy ra thiên tai hoặc các điều kiện thời tiết bất thường có thể gây ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện;

đ) Có khả năng xảy ra các vấn đề về an ninh, quốc phòng đe dọa an ninh hệ thống điện.

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

a) Tần số hệ thống điện vượt ra ngoài phạm vi cho phép của chế độ vận hành bình thường, nhưng trong dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này;

b) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ quy định tại Điều 6 Thông tư này;

c) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110 % giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.

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

a) Tần số hệ thống điện nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này;

b) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải từ 110 % giá trị định mức trở lên mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện;

c) Khi hệ thống điện truyền tải đang ở chế độ vận hành khẩn cấp, các biện pháp được thực hiện để đưa hệ thống điện về trạng thái vận hành ổn định không thực hiện được dẫn tới hiện tượng tan rã từng phần hệ thống điện, tách đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống điện.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b) Đánh giá an ninh hệ thống điện;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 62. Vận hành ổn định hệ thống điện

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

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

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

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

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

Điều 63. Thử nghiệm và giám sát thử nghiệm

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

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

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

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

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

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

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

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

a) Lý lịch của tổ máy phát điện;

b) Các đặc tính của tổ máy phát điện;

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

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

Điều 64. Xử lý sự cố

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

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

3. Các biện pháp chính xử lý sự cố

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b) Nguyên nhân;

c) Phụ tải có khả năng bị sa thải;

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

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

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

b) Lý do ngừng, giảm cung cấp điện;

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

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

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

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

b) Lý do ngừng, giảm cung cấp điện;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 68. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mục 3. DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Điều 72. Các loại dịch vụ phụ trợ

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

1. Điều tần.

2. Dự phòng quay.

3. Khởi động nhanh.

4. Điều chỉnh điện áp.

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

6. Khởi động đen.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 75. Đăng ký dịch vụ phụ trợ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

d) Những thiết bị liên quan khác.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a) Tên thiết bị;

b) Nội dung công việc chính;

c) Thời gian dự kiến tiến hành công việc;

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

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

e) Các thiết bị cần cô lập khác;

g) Các thông tin cần thiết khác.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mục 5. LẬP LỊCH VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN

Điều 82. Lập lịch huy động ngày tới

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

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

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

Điều 83. Ràng buộc an ninh hệ thống

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

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

a) Ràng buộc lưới điện truyền tải;

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

c) Yêu cầu đối với dịch vụ phụ trợ;

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

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

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

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

Điều 84. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Phương thức vận hành ở chế độ khẩn cấp

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

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

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

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

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

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

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

4. Khôi phục hệ thống điện

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

5. Vận hành khi dừng thị trường điện

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

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

Điều 86. Trách nhiệm chung trong phối hợp vận hành

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

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

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

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

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

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

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

Điều 87. Trao đổi thông tin xử lý sự cố

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 88. Bảo mật thông tin

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

1. Các trường hợp do pháp luật quy định.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a) Tình hình vận hành lưới điện truyền tải;

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

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

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

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

2. Thời điểm báo cáo định kỳ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Thời điểm báo cáo định kỳ

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

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

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

Chương VII

ĐÁNH GIÁ AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a) Xác định công suất dự phòng hợp lý

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

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

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

b) Xác định điện năng dự phòng hợp lý

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

g) Các ràng buộc của lưới điện.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và cập nhật thường xuyên về đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Khi các mức công suất, điện năng dự phòng và an ninh hệ thống điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa sửa đổi.

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

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

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

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

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

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

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

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

đ) Các ràng buộc trên lưới điện.

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

a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị;

b) Công suất khả dụng của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;

c) Công suất công bố của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;

d) Thời gian khởi động và ngừng máy đối với tổ máy khởi động chậm;

đ) Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy phát điện.

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

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

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

a) Tổng công suất và điện năng khả dụng hệ thống điện có tính đến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải;

b) Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;

c) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ;

d) Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện;

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

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

8. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức công suất, điện năng dự phòng hoặc an ninh hệ thống điện cục bộ không đảm bảo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.

9. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch thay thế trong thời hạn 07 ngày kể từ thời điểm nhận được thông báo từ chối thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa.

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

Chương VIII

ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI

Điều 96. Yêu cầu chung

1. Định kỳ hàng tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia, lưới điện truyền tải và việc thực hiện các tiêu chuẩn chất lượng vận hành.

2. Các chỉ số thực hiện được quy định trong Chương này là một trong những chỉ số để Cục Điều tiết điện lực đánh giá chất lượng điều độ, vận hành hệ thống điện truyền tải của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp, chỉ số thực hiện của năm (N+1) kém hơn chỉ số thực hiện năm (N), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo giải trình và thực hiện các giải pháp để cải thiện chỉ số thực hiện cho các năm tiếp theo.

Điều 97. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

Định kỳ hàng tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện các chỉ số thực hiện sau:

1. Số lần tần số hệ thống điện quốc gia vượt ra ngoài dải tần số cho phép và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường trong các trường hợp sự cố theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.

2. Chỉ số sẵn sàng của lưới điện, chỉ số độ lệch điện áp (Voltage Deviation Index), chỉ số độ lệch tần số (Frequency Deviation Index).

3. Tổng chi phí hàng tháng cho các loại dịch vụ phụ trợ.

4. Công suất huy động và thời gian huy động thực tế của từng loại dịch vụ phụ trợ.

5. Số lần và khoảng thời gian khi các loại dịch vụ phụ trợ không đáp ứng các yêu cầu về công suất và điện năng dự phòng được quy định tại Điều 93 Thông tư này.

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

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

1. Định kỳ hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:

a) Thống kê tình trạng quá tải của các thiết bị trên lưới điện truyền tải (mức độ quá tải, thời gian quá tải);

b) Thống kê tình trạng cắt điện trong lưới điện truyền tải bao gồm:

- Số lần ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch;

- Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc việc ngừng, giảm cung cấp điện.

c) Thống kê các thanh cái trong lưới điện truyền tải có điện áp không đạt tiêu chuẩn quy định tại Điều 6 Thông tư này, bao gồm:

- Thống kê tình trạng quá áp, thấp áp so với quy định tại Điều 6 Thông tư này;

- Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc của mỗi lần vi phạm tiêu chuẩn điện áp;

- Điện áp cao nhất và thấp nhất khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp;

- Các sự kiện bất thường khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp.

d) Các nội dung về độ tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư này;

đ) Tổn thất điện năng hàng tháng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;

e) Danh sách các sự cố dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải được quy định tại Chương II Thông tư này. Báo cáo giải trình nguyên nhân vi phạm và những đề xuất thay đổi để đạt được các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành.

2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:

a) Tỷ lệ đầu tư xây dựng theo từng cấp điện áp so với kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng năm đã được duyệt;

b) Tổng số các thiết bị trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm;

c) Tổng số lần ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở các đường dây truyền tải và máy biến áp;

d) Tổng số lần và tổng thời gian vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 6 Thông tư này;

đ) Các nội dung về độ tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư này;

e) Tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải và theo từng cấp điện áp;

g) Tổng số các sự cố bất thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải.

Chương IX

GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 99. Giải quyết tranh chấp

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

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

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

Điều 100. Xử lý vi phạm

1. Mọi tổ chức, cá nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm quy định tại Thông tư này.

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

a) Ngày, tháng, năm trình báo;

b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;

c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;

d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;

đ) Lý do biết hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có);

e) Các thông tin khác có liên quan (nếu có).

Mẫu trình báo được quy định tại Trình tự xác minh và xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực thuộc thẩm quyền của Thủ trưởng Cơ quan Điều tiết điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

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

Chương X

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 101. Tổ chức thực hiện

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

2. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu đấu nối và phương pháp dự báo công suất, điện năng phát của các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió đấu nối vào lưới điện truyền tải, phù hợp với các quy định tại Thông tư này và đặc tính công nghệ, kỹ thuật của các nhà máy điện.

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này. Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày ban hành Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các Quy trình, Quy định kỹ thuật để hướng dẫn thực hiện Thông tư này, bao gồm:

a) Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;

b) Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia;

c) Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn;

d) Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia;

đ) Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ;

e) Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp;

g) Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA;

h) Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm;

i) Quy trình sa thải phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia.

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

Điều 102. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017. Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.

2. Trường hợp đã có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 01 tháng 6 năm 2010 có nội dung khác với quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hoặc được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà có nội dung khác với một số nội dung mới được quy định tại Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.

3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.

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

BỘ TRƯỞNG Trần Tuấn Anh

PHỤ LỤC 1A

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

Thông tin đăng ký đấu nối áp dụng cho các điểm đấu nối mới hoặc sửa đổi tại các điểm đấu nối cũ, bao gồm:

Họ và tên khách hàng có nhu cầu đấu nối:

Chức danh:

Tên đơn vị công tác:

Có trụ sở đăng ký tại:

Địa chỉ:

Điện thoại:

Fax:

Email:

1. Mô tả dự án

a) Tên dự án;

b) Lĩnh vực hoạt động/loại hình sản xuất;

c) Sản lượng dự kiến/Năng lực sản xuất;

d) Ngày dự kiến bắt đầu khởi công xây dựng;

đ) Ngày dự kiến đưa vào vận hành;

e) Điểm đấu nối hiện tại (nếu có);

g) Điểm đấu nối đề nghị;

h) Cấp điện áp và số mạch đường dây đấu nối đề xuất;

i) Ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối.

2. Bản đồ, sơ đồ và kế hoạch

a) Bản đồ địa lý tỷ lệ 1:50000 có đánh dấu vị trí của khách hàng có nhu cầu đấu nối, phần lưới điện truyền tải liên quan của Đơn vị truyền tải điện và vị trí điểm đấu nối;

b) Sơ đồ bố trí mặt bằng tỷ lệ 1:200 hoặc 1:500 mô tả vị trí các tổ máy phát điện, máy biến áp, các tòa nhà, vị trí đấu nối;

c) Cung cấp kế hoạch xây dựng các công trình đề xuất cho các vùng bao quanh trạm biến áp, tổ máy phát điện, công trình xây dựng, điểm đấu nối với tỷ lệ 1:200 hoặc 1:500.

3. Hồ sơ pháp lý

Các tài liệu về tư cách pháp nhân (bản sao Giấy phép đầu tư hoặc Quyết định đầu tư, Quyết định thành lập doanh nghiệp, Giấy đăng ký kinh doanh, Giấy phép hoạt động điện lực và các giấy phép khác theo quy định của pháp luật).

PHỤ LỤC 1B

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

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

Thông tin áp dụng cho nhà máy điện, tổ máy phát điện, trạm điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối gồm:

1. Mô tả nhà máy điện

a) Tên nhà máy;

b) Địa điểm xây dựng;

c) Loại hình và công nghệ của nhà máy điện (thủy điện, nhiệt điện than, khí, năng lượng tái tạo,...);

d) Số tổ máy phát điện, công suất định mức;

đ) Sản lượng điện dự kiến;

e) Công suất dự kiến phát vào lưới;

g) Thời gian dự kiến đưa vào vận hành;

h) Cấp điện áp đề xuất tại điểm đấu nối.

2. Sơ đồ điện

a) Sơ đồ mặt bằng bố trí thiết bị;

b) Sơ đồ nối điện chính, trong đó chỉ rõ:

- Bố trí thanh cái;

- Các mạch điện (đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);

- Các tổ máy phát điện;

- Bố trí pha;

- Bố trí nối đất;

- Các thiết bị đóng cắt;

- Điện áp vận hành;

- Phương thức bảo vệ;

- Vị trí điểm đấu nối;

- Bố trí thiết bị bù công suất phản kháng.

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

3. Đặc tính vận hành tổ máy phát điện

Với mỗi loại tổ máy phát điện, cần phải cung cấp đầy đủ các thông tin sau:

- Số tổ máy phát điện;

- Công suất tác dụng phát định mức (MW);

- Công suất biểu kiến phát định mức (MVA);

- Công suất tác dụng phụ tải tự dùng (MW);

- Công suất phản kháng phụ tải tự dùng (MVAr);

- Điện áp đầu cực (kV);

- Dải công suất tác dụng (MW-MW);

- Công suất phản kháng phát tối đa tại mức công suất tác dụng định mức (MVAr);

- Công suất phản kháng nhận tối đa tại mức công suất tác dụng định mức (MVAr);

- Hệ số ngắn mạch;

- Dòng điện stator định mức (A);

- Dòng điện rotor định mức tại dòng điện đầu ra định mức (công suất tác dụng định mức, hệ số mang tải định mức, điện áp đầu cực định mức) và tốc độ rotor định mức (A);

- Điện áp rotor định mức (kV);

- Dải vận hành của tổ máy phát điện bao gồm giới hạn nhiệt và kích từ;

- Đồ thị từ hóa hở mạch;

- Đặc tính ngắn mạch;

- Đồ thị thành phần công suất không tải;

- Đồ thị điện áp;

- Thời gian hòa đồng bộ từ trạng thái ấm (giờ);

- Thời gian hòa đồng bộ từ trạng thái lạnh (giờ);

- Thời gian vận hành tối thiểu;

- Thời gian dừng tối thiểu;

- Tốc độ tăng tải định mức (MW/phút);

- Tốc độ giảm tải định mức (MW/phút);

- Loại nhiên liệu khởi động;

- Khả năng thay đổi nhiên liệu khi có tải;

- Các chế độ sẵn sàng;

- Thời gian thay đổi chế độ tải;

- Dải điều khiển của hệ thống điều chỉnh tần số thứ cấp (MW);

- Các đặc tính vận hành liên quan khác;

- Cung cấp thông tin chi tiết về công suất dự phòng của tổ máy phát điện trong các chế độ vận hành khác nhau.

Với các nhà máy nhiệt điện, ngoài các thông số yêu cầu ở trên phải cung cấp thêm sơ đồ khối chức năng của các thành phần chính của nhà máy, lò hơi, máy phát xoay chiều, các nguồn cung cấp nhiệt hoặc hơi.

4. Thông số kỹ thuật của tổ máy phát điện

Các thông số và giá trị sau:

- Điện kháng đồng bộ dọc trục X_d;

- Điện kháng quá độ dọc trục X’_d

- Điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa dọc trục X’’_d;

- Điện kháng đồng bộ ngang trục X_q;

- Điện kháng quá độ chưa bão hòa ngang trục X’_q;

- Điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa ngang trục X’’_q;

- Các thông số bão hòa của các điện kháng X_d, X’_d, X’’_d, X_q, X’_q, X’’_q;

- Điện kháng thứ tự nghịch X₂;

- Điện kháng thứ tự không X_o;

- Điện trở Stator R_a;

- Điện kháng khe hở stator X_L;

- Điện kháng điểm X_p;

- Biểu tượng và giá trị hằng số thời gian máy máy điện;

- Hằng số thời gian quá độ hở mạch dọc trục T_do’ (s);

- Hằng số thời gian siêu quá độ hở mạch dọc trục T_do’’(s)

- Hằng số thời gian quá độ hở mạch ngang trục T_qo’ (s);

- Hằng số thời gian siêu quá độ hở mạch ngang trục T_qo’’(s)

- Hằng số thời gian quá độ ngắn mạch dọc trục T_d’ (s);

- Hằng số thời gian siêu quá độ ngắn mạch dọc trục T_d’’ (s);

- Hằng số thời gian quá độ ngắn mạch ngang trục T_q’ (s);

- Hằng số thời gian siêu quá độ ngắn mạch ngang trục T_q’’ (s);

- Hằng số quán tính tuabin máy phát cho toàn bộ khối quay (MWsec/MVA);

5. Hệ thống kích từ

Dự kiến kiểu kích từ và thiết bị ổn định hệ thống điện (PSS), sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn của IEEE (hoặc tiêu chuẩn tương đương được phép áp dụng) cùng các thông số và hàm truyền kèm theo.

6. Hệ thống điều tốc và thiết bị ổn định

Dự kiến kiểu điều tốc, sơ đồ khối Laplace theo tiêu chuẩn IEEE (hoặc tiêu chuẩn tương đương được phép áp dụng) cùng các thông số và hàm truyền kèm theo.

7. Hệ thống bảo vệ và điều khiển

- Cung cấp thông tin về hệ thống rơ le bảo vệ của tổ máy phát điện.

- Cung cấp thông tin về hệ thống tự động điều khiển của nhà máy và dự kiến phương thức ghép nối với hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối viễn thông của nhà máy và trạm biến áp.

8. Khởi động đen

Yêu cầu cung cấp các thông tin về trang bị khả năng khởi động đen.

9. Ảnh hưởng tới môi trường

Yêu cầu cung cấp các thông tin liên quan tới phát thải khí nhà kính, bao gồm các thông tin sau:

a) Đối với nhà máy nhiệt điện

- Khí CO₂:

+ Tấn CO₂/tấn nhiên liệu;

+ Hiệu suất giảm khí CO₂.

- Khí SO₂:

+ Tấn SO₂/tấn nhiên liệu;

+ Hiệu suất giảm khí SO₂.

- Khí NO_x:

+ Tấn NO_x/ đường cong xuất điện năng MWh.

b) Nhà máy thủy điện tích năng

- Công suất dự trữ (MWH bơm);

- Công suất bơm lớn nhất (MW);

- Công suất bơm nhỏ nhất (MW);

- Công suất phát lớn nhất (MW);

- Công suất phát nhỏ nhất (MW);

- Hiệu suất (phát/ bơm tỷ lệ %).

c) Nhà máy điện gió

- Loại turbine (cố định hay biến tốc);

- Chi tiết về đặc tính kỹ thuật và đặc tính vận hành của nhà sản xuất;

- Phương thức vận hành theo mùa của tổ máy phát điện: mùa hay liên tục;

- Dự kiến khả năng phát vào lưới điện truyền tải hàng tháng (MW);

- Đồ thị phát điện ngày điển hình của từng tháng;

- Dự kiến chi tiết sự biến đổi đầu ra thường xuyên hay nhanh, bao gồm độ lớn, tỷ lệ thay đổi lớn nhất, tần suất và quãng thời gian;

- Số liệu về kết quả đo gió trong quá khứ.

10. Dự báo tính sẵn sàng

- Yêu cầu bảo dưỡng dự kiến: …tuần/năm;

- Khả năng sẵn sàng (lấy từ yêu cầu bảo dưỡng được lập lịch dự kiến);

- Khả năng sẵn sàng tỷ lệ công suất phát theo mùa (MW);

- Khả năng sẵn sàng tuyệt đối;

- Khả năng sẵn sàng bộ phận;

- Xác suất ngừng chạy ép buộc.

- Giới hạn khả năng phát điện:

+ Phát điện ngày (GWh);

+ Phát điện tuần (GWh);

+ Phát điện tháng (GWh);

+ Phát điện năm (GWh).

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

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

- Điện áp vận hành định mức (kV);

- Dòng điện định mức (A);

- Dòng cắt ngắn mạch 03 pha định mức (kA);

- Đòng cắt ngắn mạch 01 pha định mức (kA);

- Dòng cắt tải 03 pha định mức (kA);

- Dòng cắt tải 01 pha định mức (kA);

- Dòng ngắn mạch 03 pha nặng nề nhất định mức (kA);

- Dòng ngắn mạch 01 pha nặng nề nhất định mức (kA);

- Mức cách điện cơ bản-BIL (kV).

b) Máy biến áp

- Điện áp định mức và bố trí cuộn dây;

- Công suất định mức MVA của mỗi cuộn dây;

- Cuộn dây phân áp, kiểu điều áp (dưới tải hoặc không), vùng điều áp (số lượng đầu ra và kích cỡ bước điều áp);

- Chu kỳ thời gian điều áp;

- Bố trí nối đất (nối đất trực tiếp, không nối đất, nối đất qua cuộn kháng);

- Đường cong bão hòa;

- Điện trở và điện kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất, lớn nhất (R+jX trên phần trăm công suất định mức MVA của máy biến áp). Cho máy biến áp 03 cuộn dây, cả 03 cuộn dây có đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng giữa mỗi cặp cuộn dây phải được tính toán với cuộn thứ ba là hở mạch;

- Điện trở và điện kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp

danh định, thấp nhất và cao nhất (Ω);

- Mức cách điện cơ bản (kV).

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

- Loại thiết bị (cố định hoặc thay đổi) điện dung và/ hoặc tỷ lệ điện cảm hoặc vùng vận hành MVAr;

- Điện trở/ điện kháng, dòng điện nạp/ phóng;

- Với thiết bị tụ/ cuộn cảm có thể điều khiển được, phải cung cấp chi tiết nguyên lý điều khiển, các số liệu điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động, thời gian vận hàng và các cài đặt khác.

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

- Tỷ số biến;

- Giấy chứng nhận kiểm tra, kiểm định tuân theo quy định đo đếm.

đ) Hệ thống bảo vệ và điều khiển

- Cấu hình hệ thống bảo vệ;

- Giá trị cài đặt đề xuất;

- Thời gian giải phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;

- Chu kỳ tự động đóng lại (nếu có);

- Quản lý, điều khiển và giao tiếp dữ liệu.

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

- Điện trở/ điện kháng/ điện dung;

- Dòng điện tải định mức và dòng điện tải lớn nhất.

12. Nhà máy thủy điện

Đối với nhà máy thủy điện phải cung cấp thêm dữ liệu về công suất phát và điện năng dự kiến cho mỗi tháng của năm và các thông tin liên quan đến thủy văn, thủy năng, cụ thể như sau:

a) Năng lượng sơ cấp - thủy năng

- Các thông số hồ chứa và điều tiết hồ chứa:

+ Dung tích hữu ích (tỉ m^3);

+ Dung tích toàn bộ hồ (tỉ m^3);

+ Dung tích chống lũ (tỉ m^3);

+ Mực nước dâng bình thường (m);

+ Mực nước chết (m);

+ Mực nước gia cường (m);

+ Dung tích dành cho điều tiết nhiều năm (nếu có) (tỉ m^3);

+ Diện tích lòng hồ (km^2);

+ Chiều dài hồ ở mực nước dâng bình thường (km);

+ Chiều rộng trung bình hồ (km);

+ Chiều sâu trung bình hồ (m);

+ Đường đặc tính hồ chứa V = f(h);

+ Kiểu điều tiết (năm, nhiều năm, hỗn hợp);

+ Quy trình điều tiết hồ chứa tóm tắt (đặt trong 01 file văn bản);

+ Quy trình điều tiết hồ chứa đầy đủ (đặt trong 01 file văn bản);

+ Biểu đồ điều tiết hồ chứa (theo tháng hay tuần).

- Các thông số về đập chính:

+ Loại đập (đất đá, bê tông,..);

+ Kiểu xả lũ (xả tự nhiên, dùng cửa xả);

+ Cao độ đỉnh đập (m);

+ Chiều cao mặt đập (m);

+ Chiều dài mặt đập (m);

+ Chiều dài đáy đập (m);

+ Cao độ trên của cánh phai xả lũ (m);

+ Sơ đồ nguyên lý cấu tạo đập (file ảnh).

- Các thông số về đập phát điện:

+ Loại đập (đất đá, bê tông,..);

+ Cao độ đỉnh đập (m);

+ Chiều cao mặt đập (m);

+ Chiều dài mặt đập (m);

+ Chiều dài đáy đập (m);

+ Cao độ trên của cửa nhận nước (m);

+ Sơ đồ nguyên lý cấu tạo đập (file ảnh).

- Các thông số phía thượng lưu:

+ Mực nước dâng bình thường (m);

+ Mực nước chết (m);

+ Mực nước gia cường (m);

+ Mực nước điều tiết nhiều năm (nếu có) (m).

- Các thông số phía hạ lưu:

+ Mực nước khi dừng toàn bộ nhà máy (m);

+ Mực nước khi chạy công suất min (m);

+ Mực nước khi chạy công suất định mức (m);

+ Mực nước khi xả lưu lượng tần suất 0,01% (m).

- Các số liệu chính về thời tiết và thủy văn:

+ Đặc điểm thời tiết khí hậu;

+ Diện tích lưu vực sông (km^2);

+ Tổng lượng dòng chảy trung bình nhiều năm (m^3);

+ Lưu lượng nước về trung bình năm(m^3/s);

+ Bảng tổng hợp lưu lượng nước về trung bình tháng;

+ Lượng mưa trung bình hằng năm (mm);

+ Lưu lượng lũ.

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

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

Tần suất	Lưu lượng lũ tối đa (m^3/s)	Lưu lượng trung bình ngày đêm (m^3/s)
10,00%
1,00%
0,10%
0,01%

- Các số liệu chính về tần suất nước về và năng lượng theo thiết kế:

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

c) Cơ khí thủy lực

- Các loại cánh phai (van) dùng cho công trình:

+ Hệ thống nhận nước (file văn bản);

+ Hệ thống xả nước (file văn bản).

- Các thông số về Tua bin nước:

+ Kiểu tuabin;

+ Nước sản xuất;

+ Mã hiệu;

+ Công suất thiết kế (MW);

+ Dải công suất khả dụng ứng với cột nước tính toán (từ …MW đến …MW);

+ Cột nước tính toán (m);

+ Cột nước tối đa (m);

+ Cột nước tối thiểu (m);

+ Lưu lượng nước qua Tua bin ứng với tải định mức (m^3/s);

+ Tốc độ quay định mức (vòng/phút);

+ Tốc độ quay lồng tốc(vòng/phút);

+ Độ cao hút HS (m);

+ Suất tiêu hao nước ở cột nước định mức (m^3/kWh).

- Cấu tạo của Tua bin nước (file văn bản):

+ Stator tuabin;

+ Séc măng ổ đỡ;

+ Séc măng ổ hướng;

+ Buồng xoắn;

+ Bánh xe công tác;

+ Trục tuabin;

+ Cánh hướng nước;

+ Servomotor;

+ Hệ thống điều tốc của tuabin.

- Hoạt động của Tua bin nước:

+ Khởi động;

+ Vận hành bình thường;

+ Ngừng bình thường tuabin;

+ Ngừng sự cố tuanbin;

+ Chuyển bù;

+ Đặc tính tuabin P=f(delta h);

+ Đặc tính suất tiêu hao nước theo cột nước.

d) Các hệ thống, thiết bị phụ đi kèm

+ Hệ thống khí nén cao áp - hạ áp;

+ Hệ thống dầu;

+ Hệ thống nước cứu hỏa;

+ Hệ thống nước kỹ thuật làm mát.

e) Những lưu ý đặc biệt

PHỤ LỤC 1C

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

Thông tin áp dụng cho Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, Đơn vị bán buôn điện có xuất - nhập khẩu điện thông qua lưới điện truyền tải có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối cũ, bao gồm:

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

- Công suất tác dụng: (MW)

- Công suất phản kháng: (MVAr)

- Điện năng tiêu thụ/ngày/tháng/năm: (kWh)

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

a) Số liệu tiêu thụ điện năm đầu

- Trường hợp thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp các thông tin về tình hình tiêu thụ điện của phụ tải điện hiện có tại điểm đấu nối, biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng trong năm gần nhất, trong đó bao gồm các số liệu sau:

+ Công suất tác dụng và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;

+ Công suất tác dụng và công suất phản kháng tự phát (nếu có).

- Trường hợp đấu nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp các thông tin về nhu cầu phụ tải điện tại điểm đấu nối bao gồm công suất cực đại, điện năng và biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng của năm vào vận hành, trong đó bao gồm chi tiết các số liệu sau:

+ Công suất tác dụng và công suất phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải;

+ Công suất tác dụng và công suất phản kháng tự phát (nếu có).

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

- Đối với nhu cầu thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng có nhu cầu thay đổi đấu nối phải cung cấp nhu cầu phụ tải điện dự kiến tại điểm đấu nối, bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong đó xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải và tự phát;

- Đối với nhu cầu đấu nối mới, Khách hàng có nhu cầu đấu nối mới phải cung cấp những thông tin dự báo nhu cầu phụ tải điện chi tiết, bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày điển hình từng tháng cho 01 năm tiếp theo. Trong đó xác định rõ nhu cầu công suất tác dụng, phản kháng nhận từ lưới điện truyền tải và tự phát.

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

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

a) Sơ đồ điện

- Sơ đồ mặt bằng bố trí thiết bị;

- Sơ đồ nối điện chính, trong đó chỉ rõ:

+ Bố trí thanh cái;

+ Các mạch điện (đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...);

+ Các tổ máy phát điện;

+ Bố trí pha;

+ Bố trí nối đất;

+ Các thiết bị đóng cắt;

+ Điện áp vận hành;

+ Phương thức bảo vệ;

+ Vị trí điểm đấu nối;

+ Bố trí thiết bị bù công suất phản kháng.

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

b) Các thiết bị điện

- Thiết bị đóng cắt (cầu dao, cách ly…) của các mạch điện liên quan tới điểm đấu nối:

+ Điện áp vận hành định mức;

+ Dòng điện định mức (A);

+ Dòng điện cắt ngắn mạch 03 pha định mức (kA);

+ Dòng điện cắt ngắn mạch 01 pha định mức (kA);

+ Dòng cắt tải 03 pha định mức (kA);

+ Dòng cắt tải 01 pha định mức (kA);

+ Dòng ngắn mạch 03 pha nặng nề nhất định mức (kA);

+ Dòng ngắn mạch 01 pha nặng nề nhất định mức (kA);

+ Mức cách điện cơ bản -BIL (kV).

- Máy biến áp:

+ Điện áp định mức và bố trí cuộn dây;

+ Công suất định mức MVA của mỗi cuộn dây;

+ Cuộn dây phân áp, kiểu điều áp (dưới tải hoặc không), vùng phân áp (số lượng đầu ra và kích cỡ bước phân áp);

+ Chu kỳ thời gian điều áp;

+ Bố trí nối đất (nối đất trực tiếp, không nối đất và nối đất qua cuộn kháng);

+ Đường cong bão hòa;

+ Điện trở và điện kháng thứ tự thuận của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, nhỏ nhất, lớn nhất trên phần trăm công suất định mức MVA của máy biến áp. Cho máy biến áp 03 cuộn dây, có cả 03 cuộn dây đấu nối bên ngoài, điện trở và điện kháng giữa mỗi cặp cuộn dây phải được tính toán với cuộn thứ ba là mạch mở;

+ Điện trở và điện kháng thứ tự không của máy biến áp tại nấc phân áp danh định, thấp nhất và cao nhất (Ω);

+ Mức cách điện cơ bản (kV).

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

+ Loại thiết bị (cố định hoặc thay đổi) điện dung và/ hoặc tỷ lệ điện cảm hoặc vùng vận hành MVAr;

+ Điện trở/ điện kháng, dòng điện nạp/ phóng;

+ Với thiết bị tụ/ cuộn cảm có thể điều khiển được, phải cung cấp chi tiết nguyên lý điều khiển, các số liệu điều khiển như điện áp, tải, đóng cắt hoặc tự động, thời gian vận hàng và các cài đặt khác.

- Máy biến điện áp (VT)/ máy biến dòng (TI):

+ Tỷ số biến;

+ Giấy chứng nhận kiểm tra tuân thủ Quy định đo đếm điện năng.

- Hệ thống bảo vệ và điều khiển:

+ Cấu hình hệ thống bảo vệ;

+ Giá trị cài đặt đề xuất;

+ Thời gian giải phóng sự cố của hệ thống bảo vệ chính và dự phòng;

+ Chu kỳ tự động đóng lại (nếu có);

+ Quản lý điều khiển và giao tiếp dữ liệu.

- Đường dây trên không và cáp điện liên quan tới điểm đấu nối:

+ Điện trở, điện kháng, điện dung (thứ tự thuận, thứ tự không và hỗ cảm) theo giá trị đo lường thực tế của đơn vị thí nghiệm;

+ Dòng điện tải định mức và dòng điện tải lớn nhất.

c) Các thông số liên quan đến ngắn mạch

- Dòng điện ngắn mạch 03 pha (xuất hiện tức thì tại điểm sự cố và sau sự cố thoáng qua) từ hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải tại điểm đấu nối;

- Giá trị điện trở và điện kháng thứ tự không của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tính từ điểm đấu nối;

- Giá trị điện áp trước khi sự cố phù hợp với dòng sự cố lớn nhất;

- Giá trị điện trở và điện kháng thứ tự nghịch của của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tính từ điểm đấu nối;

- Giá trị điện trở và điện kháng thứ tự không của mạch tương đương Pi của của hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.

d) Yêu cầu về mức độ dự phòng

Đối với Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có nhu cầu nhận điện từ hai nguồn trở lên, yêu cầu chỉ rõ:

- Nguồn dự phòng;

- Công suất dự phòng yêu cầu (MW và MVAr).

4. Đặc tính phụ tải

Yêu cầu Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin sau đây:

- Chi tiết về các thành phần phụ tải của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, trong đó đặc biệt lưu ý cung cấp thông tin về các phụ tải có thể gây ra dao động quá 5% tổng công suất của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối và mức gây nhấp nháy điện áp của các phụ tải đó.

- Các chi tiết sau đây về đặc tính phụ tải tại từng điểm đấu nối:

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

Đối với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu sử dụng với công suất từ 5MW trở lên tại điểm đấu nối phải cung cấp các dữ liệu sau:

- Tỷ lệ thay đổi tải (kW/s và kVAr/s) bao gồm cả tăng lên và hạ xuống;

- Bước thời gian lặp lại ngắn nhất của độ dao động phụ tải (giây);

- Độ lớn của bước thay đổi lớn nhất trong nhu cầu điện (kW; kVAr).

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

PHỤ LỤC 2

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

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

THỎA THUẬN ĐẤU NỐI

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

Số: /NPT - TTĐN

- Căn cứ Thông tư số ……/2016/TT-BCT ngày …tháng….năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải;

- Căn cứ Văn bản đề nghị đấu nối vào lưới điện truyền tải ngày … tháng … năm ….. của [Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị truyền tải điện];

- Căn cứ hồ sơ đề nghị đấu nối của [Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] gửi [Tên Đơn vị truyền tải điện] ngày … tháng … năm …. ;

- Căn cứ vào các biên bản làm việc và thỏa thuận sơ bộ phương án đấu nối ….;

- Căn cứ vào yêu cầu và khả năng cung cấp dịch vụ truyền tải điện,

Hôm nay, ngày… tháng … năm … tại …, chúng tôi gồm:

Bên A: [Tên Đơn vị truyền tải điện]

Đại diện là: ...

Chức vụ: ....

Địa chỉ: ....

Điện thoại: .....;

Fax: ....

Tài khoản số: ...

Mã số thuế: ...

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

Đại diện là: ...

Chức vụ: ...

Địa chỉ: ...

Điện thoại: ...; ............................................ Fax: ...

Tài khoản số: ....

Mã số thuế: ...

Hai bên đồng ý ký kết Thỏa thuận đấu nối với các nội dung sau:

Điều 1. Nội dung đấu nối

[Tên Đơn vị truyền tải điện] thống nhất phương án đấu nối nhà máy điện .... của [tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] vào lưới điện truyền tải, cụ thể như sau:

1. Quy mô công trình

a) Điểm đấu nối (yêu cầu chỉ rõ điểm đấu nối tại vị trí nào):

b) Điểm đầu đường dây đấu nối vào hệ thống điện: ...

c) Điểm cuối đường dây đấu nối vào hệ thống điện: ...

d) Cấp điện áp đấu nối: ...

đ) Tiết diện dây dẫn:...

e) Số mạch: ...

g) Kết cấu: ...

h) Chế độ vận hành: ...

i) Chiều dài đường dây đấu nối: ...

2. Ranh giới đo đếm

Ranh giới đo đếm mua bán điện năng lắp đặt tại vị trí đấu nối ..... vào lưới điện truyền tải.

3. Ranh giới đầu tư

4. Yêu cầu về giải pháp kỹ thuật

5. Các tài liệu kèm theo

a) Tài liệu đính kèm 01: ...

b) Tài liệu đính kèm 02: ...

c) Tài liệu đính kèm 03: ...

d) Tài liệu đính kèm 04: ...

đ) Tài liệu đính kèm 05: ...

e) Tài liệu đính kèm 06: ...

g) Tài liệu đính kèm 07: ...

Điều 2. Trách nhiệm của các bên

1. Trách nhiệm của Bên A

[Tên Đơn vị truyền tải điện] có trách nhiệm đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải để kết nối với lưới điện của [tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] theo đúng ranh giới đầu tư xây dựng quy định tại Khoản 3 Điều 1 của Thỏa thuận đấu nối này.

2. Trách nhiệm của Bên B

a) [Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm đầu tư xây dựng hệ thống lưới điện trong phạm vi quản lý theo các mô tả kỹ thuật tại Tài liệu đính kèm 3, tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có liên quan.

b) [Tên khách hàng có nhu cầu đấu nối] có trách nhiệm quản lý, vận hành hệ thống điện hoặc nhà máy điện tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có liên quan.

Điều 5. Ngày đấu nối

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

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

Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 51 Thông tư số …/2016/TT-BCT ngày…tháng…năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải được hai bên thống nhất như sau:

1. ………..

2. ………..

Điều 7. Tách đấu nối

1. Bên B có quyền đề nghị tách đấu nối tự nguyện trong các trường hợp cụ thể quy định tại Tài liệu đính kèm số 6 và phải tuân thủ các quy định có liên quan tại Thông tư số …/2016/TT-BCT ngày tháng năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải.

2. Bên A có quyền tách đấu nối bắt buộc trong các trường hợp quy định tại Điều 57 Thông tư số …/2016/TT-BCT ngày tháng năm 2016 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải.

Điều 8. Các thỏa thuận khác

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. ………

Điều 9. Hiệu lực thi hành

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

2. Thời hạn có hiệu lực của Thỏa thuận đấu nối:

3. Thỏa thuận đấu nối này được làm thành 04 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản./.

ĐẠI DIỆN Bên B (Tên, chức danh)

ĐẠI DIỆN Bên A (Tên, chức danh)

Tài liệu đính kèm 1

Sơ đồ 01 sợi tại khu vực đấu nối

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

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

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Ngày……tháng……..năm………

Tên Trạm biến áp:

Địa điểm:

Địa chỉ:

Số điện thoại:

Nhân viên vận hành lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện (Tên):

Nhân viên vận hành của Khách hàng có nhu cầu đấu nối (Tên):

Điểm đấu nối:

Ranh giới sở hữu, quản lý vận hành:

Giám đốc/ Trưởng Trạm

(Ký và ghi tên)

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

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

Tài liệu đính kèm 03

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

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

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

1. Số, tên của thiết bị:

2. Mô tả kỹ thuật chính:

3. Nhà đầu tư/ chủ sở hữu:

4. Các thông tin cần thiết khác:

5. Nhận xét:

II. Thiết bị thứ cấp

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:

III. Hệ thống đo đếm

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:

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

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:

Tài liệu đính kèm 04

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

Bao gồm các dữ liệu cập nhật sửa đổi sơ đấu nối vào lưới điện truyền tải, đã được cập nhật và/hoặc sửa đổi.

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Tài liệu đính kèm 05

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

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Tài liệu đính kèm 06

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

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Mô tả các trường hợp mà Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đề xuất tách đấu nối tạm thời và các trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với từng trường hợp.

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Tài liệu đính kèm 07

Các yêu cầu cụ thể về trang bị hệ thống PSS, PMU, AGC, hệ thống rơ le bảo vệ, thỏa thuận phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối giữa Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải

(Kèm theo thỏa thuận đấu nối số………)

Tiếng Anh (English)

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom - Happiness ----------------
No. 25/2016/TT-BCT	Hanoi, November 30, 2016

CIRCULAR

REGULATIONS ON ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM

Pursuant to the Government's Decree No. 95/2012/ND-CP dated November 12, 2012, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Law on Electricity dated December 03, 2004 and the Law on Amendments to a number of articles of the Law on Electricity;

Pursuant to the Government's Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 detailing the implementation of a number of articles of the Law on Electricity and the Law on Amendments to the Law on Electricity;

At the request of general director of Electricity Regulatory Authority,

The Minister of Industry and Trade promulgates the Circular stipulating electricity transmission system.

Chapter I

...

...

...

Article 1. Governing scope

This Circular stipulates:

1. Requirements of operation of the electricity transmission system

2. Load forecasts

3. Transmission grid development plan

4. Technical requirements and procedures for connection to transmission grid.

5. Assessment of electricity system security

6. Operation of electricity transmission system

Article 2. Regulated entities

...

...

...

a) Transmission network operator;

b) Electricity system and market operator;

c) Electricity wholesalers;

d) Electricity distribution units;

dd) Electricity retailers;

e) Generating units;

g) Electricity customers receiving electricity from transmission grid (hereinafter referred to as “electricity customers”);

h) Vietnam Electricity;

i) Other organizations, individuals.

...

...

...

Article 3. Interpretation of terms

In this Circular, some terms are construed as follows:

1. AGC (Automatic Generation Control) is an automatic equipment system for adjusting active power of generating sets to maintain stability of electricity system frequency within permissible scope according to operating principles of generating sets.

2. Electricity system security is the ability of the system to supply power to meet demands for loads at a certain point of time or for a specified period with account taken of electricity system obligations.

3. AVR (Automatic Voltage Regulator) is a system used to control terminal voltage of generating sets through the impact on the excitation system of the generating set to ensure terminal voltage of the generating set within permissible limits.

4. Voltage level is one of nominal voltage values of a system, including:

a) Low voltage: nominal voltage level to 01 kV;

b) Medium voltage: nominal voltage level over 01 kV to 35 kV;

c) High voltage: nominal voltage level over 35 kV to 220 kV;

...

...

...

5. Dispatching level with control authority (hereinafter referred to as “the dispatch level”) is a dispatching level that has the right to direct and dispatch the electricity system under the dispatching hierarchy prescribed in the Dispatch Procedure of national electricity system promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

6. Available capacity of a generating set is the maximum generating capacity of the generating set for a specified period of time.

7. Governor deadband is a frequency band within which any change of electricity system frequency shall not result in reactions or impacts of the governor for adjusting primary frequency.

8. Spinning reserve is the ability of a generating set operating in the national electricity system to increase or decrease generating capacity to restore electricity system frequency to permissible scope after a single fault and restore reserve capacity of frequency control.

9. Primary frequency adjustment is the process of adjusting electricity system frequency immediately by a large number of generating sets equipped with a governor.

10. Secondary frequency adjustment is the adjustment process following the primary frequency adjustment carried out through the impact of AGC system on some generating sets specified in the system or load shedding system under the frequency or dispatching instructions

11. Electricity system dispatching is activities of directing and controlling the process of power generation, transmission and distribution in the national electricity system according to the defined procedures, technical regulations and operation modes.

12. Electricity wholesaler is the electricity unit that is granted the operation licence in electricity wholesaling. According to level of competitive electricity market, an electricity wholesaler shall be one of the following units:

a) Electric Power Trading Company;

...

...

...

c) Other electricity wholesalers which are established according to individual levels of competitive electricity market.

13. Generating unit is an electricity unit which is granted the operation licence in power generation, possesses one or several power plants connected to the transmission grid or a power plant of over 30 MW in installed capacity connected to distribution grid.

14. Electricity distributor means the electricity unit that is granted the operation licence in electricity distribution, including:

a) Power Corporations;

b) Electricity companies of provinces, central-affiliated cities (hereinafter referred to as “provincial electricity companies”) affiliated to Power Corporations.

15. Electricity retailer is an electricity unit that is granted the operation licence in electricity retailing.

16. Transmission network operator is the electricity unit that is granted the operation licence in electricity transmission responsible for management and operation of national transmission grid.

17. Electricity system and market operator (the national electricity system dispatch center) is the unit responsible for directing and controlling the process of power generation, transmission and distribution in the national electricity system and conducting transactions in electricity market.

18. Reliability of a protection system includes:

...

...

...

b) Non-impact reliability of the protection system is the factor indicating ability of the protection system to avoid malfunctioning at the normal operation mode or any incident arising beyond the determined scope of protection.

19. Governor is a device used to regulate rotating speed of the turbine of a generating set according to frequency changes to restore frequency to nominal electricity system frequency.

20. EMS (Energy Management System) is an energy management software system to optimize operation of the electricity system.

21. DCS (Distributed Control System) is a system of control equipment in a power plant or power station connected to the network on the principle of distributed control to increase reliability and restrict effects caused by breakdown of control elements in the power plant or power station.

22. Electricity system is a system of generating equipment, electricity network and utilities connected to each other.

23. The national electricity system is an electricity system which is managed in a uniform manner across the country.

24. Electricity transmission system is an electricity system including a transmission grid and power plants connected to the transmission grid.

25. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) is a data collection system serving monitoring, control and operation of the electricity system.

26. Earth-fault factor is the ratio between the voltage on a healthy phase during a fault and value of voltage of such phase before the fault (in case of single or double phase to ground fault).

...

...

...

28. Black start capability is the ability of a power plant to restore at least one generating set to operation from the state of complete stop and synchronize to the electrical grid without relying on transmission network in the area.

29. Black start is the process of restoring all or part of an electricity system to operation from the state of wholly or partial loss of power by using generating sets with black start capability.

30. Customers using transmission grid are organizations and/or individuals possessing electrical equipment, electrical grid to connect to transmission grid, including:

a) Generating units;

b) Electricity distribution units receiving electricity direct from transmission grid;

c) Electricity retailers receiving electricity direct from transmission grid;

d) Electricity customers.

31. Dispatch instruction is an order of commanding and controlling operation mode of an electricity system in real time.

32. Electrical grid is a system of transmission lines, power station and utilities for power transmission.

...

...

...

34. Transmission grid is a part of an electrical grid including transmission lines and power stations of over 110 kV.

35. Short-term flicker perceptibility (P_st) is a value measured for ten minutes by a flicker meter of IEC868 standard.

36. Long-term flicker perceptibility (P_lt) is a value calculated from 12 measurement results of short-term perceptibility for about two hours in following formula:

37. Year N is the current year of operating an electricity system, calculated according to calendar year.

38. Typical day is a day that has the typical day of consumption of loads as prescribed in the contents, methods and procedure for electrical load research issued by the Ministry of Industry and Trade. Typical days include typical working days, weekends, holidays (if any) of years, months and weeks.

39. Outage or reduction of power supply according to plan is the suspension of power supply to carry out the plan for maintenance, repairs, overhaul and installation of electrical works; regulation and restriction of loads in case of a shortage according to the plan as informed by the electricity system and market operator.

40. Thermo-electric plant is a power plant operating on the principle of thermal to electrical energy conversion including biomass, biogas and solid waste power plants.

41. Regulations on competitive electricity market operation are the regulations issued by the Ministry of Industry and Trade and also the responsibility of the units in the electricity market by level.

...

...

...

43. Breakdown is an event or one or several equipment in the electricity system causing a disruption of power supply or affecting safe and stable supply of power to the national electricity system.

44. Single fault is a breakdown occurring in a single component of an electricity transmission system as the electricity system is in normal operation mode.

45. Multi fault is a breakdown occurring in at least two components of an electricity transmission system at the same time.

46. Serious fault is an breakdown causing extensive loss of power on the entire transmission grid, or fire & explosion which damages people and property.

47. Electricity system split is a situation in which the national electricity system is separated into disconnected small electricity systems by a fault.

48. RTU/Gateway (Remote Terminal Unit/Gateway) is a device placed at a power station or power plant serving collection and transmission of data to SCADA system of the electricity system dispatch center or control center.

49. PSS (Power System Stabilizer) is a device added to the automatic voltage regulator to decrease voltage fluctuation in the electricity system.

50. Time of starting is a minimum period of time needed to start a generating set from the time the generating unit receives the starting order from the electricity system and market operator to the time the generating set is synchronized into the national electricity system.

51. N-1 criterion is a criterion for planning, design, investment, construction and operation of an electricity system that ensures the electricity system operates normally in accordance with the operating standards, permissible operating limits when a breakdown occurs in the system or a component is taken from the system for maintenance and repairs.

...

...

...

53. Automatic under-frequency load shedding is the act of cutting loads by frequency relays when frequency or frequency slope of the electricity system drops below permissible limit.

54. Power station is a substation, switching station or compensation station.

55. Control center is a center equipped with information technology and telecommunications infrastructure system to remotely monitor and control a group of power plants, power stations or switchgears on the electrical grid.

56. pu is a per-unit system expressing the ratio between actual value and rated value.

Chapter II

REQUIREMENTS FOR OPERATION OF ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM

Article 4. Frequency

1. Nominal frequency of the national electricity system is 50 Hz. In normal operation mode, electricity system frequency may fluctuate within ± 0.2 Hz compared with nominal frequency. In other operation modes, permissible frequency band fluctuation and time for restoration of electricity system to normal operation are prescribed in Table 1 below:

Table 1

...

...

...

Operation mode

Permissible frequency band fluctuations

Time of restoration since the time of fault (effective as of January 01, 2018)

Unstable status (reset mode)

Restoration to normal operation mode

Single fault

49 Hz ÷ 51 Hz

Two minutes to bring the frequency to range 49.5 Hz ÷ 50.5 Hz

Five minutes to bring the frequency to range 49.8 Hz ÷ 50.2 Hz

...

...

...

47.5 Hz ÷ 52 Hz

Ten seconds to bring the frequency to range 49 Hz ÷ 51 Hz

Ten minutes to bring the frequency to range 49.8 Hz ÷ 50.2 Hz

Five minutes to bring the frequency to range 49.5 Hz ÷ 50.5 Hz

2. Permissible frequency band and acceptable number of beyond-the-limit times (the number of times the frequency may exceed the permissible limits) in case of multi fault, serious fault or extreme emergency mode are determined according to annual or biennial cycle in Table 2 below:

Table 2

Permissible frequency band and acceptable number of beyond-the-limit times in case of multi fault, serious fault or extreme emergency mode

Permissible frequency band (Hz)

...

...

...

Acceptable number of beyond-the-limit times

 (from the beginning of the cycle)

52 ≥ f ≥ 51.25

Seven times a year

51.25 > f > 50.5

50 times a year

49.5 > f > 48.75

60 times a year

48.75 ≥ f > 48

...

...

...

48 ≥ f ≥ 47.5

Biennial

3. During the operation of the national electricity system, the electricity system and market operator shall be responsible for dispatching and operating the national electricity system and mobilizing all forms of ancillary services to ensure the frequency is within the permissible band.

Article 5. Stabilization of electricity system

1. Stabilization of an electricity system is the ability of the electricity system, with predetermined initial conditions, to return to normal operation mode or reset mode after a physical impact has changed operational parameters of the electricity system. Stabilization of electricity system is classified as follows:

a) Transient stability is the ability of generating sets in the electricity system to maintain consistent operational state when subjected to major disturbances.

b) Small signal stability is the ability of generating sets in the electricity system to maintain consistent operational state when subjected to small disturbances;

c) Dynamic voltage stability is the ability of an electricity system to maintain steady voltage at all buses when subjected to major disturbances.

d) Steady state voltage stability is the ability of an electricity system to maintain steady voltage at all buses when subjected to small disturbances.

...

...

...

2. Sub-synchronous resonance is a phenomenon in which the resonant frequency of the turbine shaft coincides with electricity system frequency resulting in torsional stress on the turbine shaft.

3. The national electricity system operating at normal operation modes or after the fault is cleared must maintain consistency and meet electricity system stability standards prescribed in Table 3 below:

Table 3

Electricity system stability standards

Type of stability

Stability standards

Transient stability

Rotor angle not in excess of 120 degrees

Within 20 seconds after the fault is cleared, rotor angle fluctuation must be stamped out.

...

...

...

Damping ratio should not be less than 5%.

Dynamic voltage stability

Within five seconds after the fault is cleared, at least 75% of the voltage must be restored.

Steady state voltage stability

The electricity system must a reserve capacity of at least 5% in case a component is taken from the system (N-1).

Frequency stability

The electricity system must meet frequency stability standards as prescribed in Clause 1, Article 4 herein.

Article 6. Voltage

1. Nominal voltage levels of a transmission grid are 500 kV, 220 kV.

...

...

...

Table 4

Voltage at busbars on transmission grid

Voltage level

Operation mode

Normal operation

Single fault

500 kV

475 ÷ 525

450 ÷ 550

...

...

...

209 ÷ 242

198 ÷ 242

3. In case of a multi fault, serious fault, in an extreme emergency operation mode or electricity system restoration mode, permissible voltage fluctuation on the transmission grid is greater than ± 10 % to ± 20 % compared with nominal voltage.

4. During the fault, voltage at the place where the fault occurs and surrounding areas may drop to 0 at phases with fault or increase over 110% of the nominal voltage at phases without fault until the fault is cleared.

Article 7. Phase balance

In normal operation mode, negative sequence voltage components are not allowed to exceed 3% of nominal voltage on transmission grid.

Article 8. Harmonics

1. Permissible maximum value of total harmonic distortion (based on percentage of nominal voltage) caused by high-level harmonic components to the voltage level 220 kV and 500 kv is not allowed to exceed 3%.

2. Permissible maximum value of total demand distortion (based on percentage of nominal voltage) to the voltage level 220 kV and 500 kv is not allowed to exceed 3%.

...

...

...

4. Customers using transmission grid shall ensure harmonics in the equipment connected to the transmission grid must not exceed the range as prescribed in Clause 2, this Article.

5. If total harmonic distortion shows signs of violation of the range as prescribed in Clause 1 or 2, this Article, the customer using transmission grid or the transmission network operator has the right to order other relevant units to inspect harmonic values or hire an independent testing unit to do the job. If the result of inspection shows that the total harmonic distortion violates the range as prescribed in Clause 1 or 2, this Article, all the expenses for inspection, verification, damage and implementation of remedial measures shall be incurred by any entity that is found in breach of the regulation.

Article 9. Flicker perceptibility

1. Permissible maximum flicker perceptibility in a transmission grid is stipulated in Table 5 below:

Table 5

Flicker perceptibility

Voltage level

P_lt95%

P_st95%

...

...

...

0.6

0.8

Where: P_lt95%, P_st95%: Threshold value of P_lt, P_st respectively.

2. The transmission network operator shall control flicker perceptibility on the transmission grid to ensure that the flicker perceptibility at connection point must not exceed the value prescribed in Table 5 in normal operation mode. Customers using transmission grid shall ensure flicker perceptibility on the equipment connected to the transmission grid must not exceed the value as prescribed in Table 5.

3. If flicker perceptibility shows signs of violation of the range as prescribed in Clause 1, this Article, the customer using transmission grid or the transmission network operator has the right to order other relevant units to inspect flicker perceptibility or hire an independent testing unit to do the job. If the result of inspection shows that the flicker perceptibility violates the range as prescribed in Clause 1, this Article, all the expenses for inspection, verification, damage and implementation of remedial measures shall be incurred by any entity that is found in breach of the regulation.

Article 10. Voltage fluctuation

1. Voltage fluctuations at connection points on the transmission grid by fluctuating loads shall be not allowed to exceed 2.5% of nominal voltage and must be within permissible voltage values according to each voltage level prescribed in Article 6 herein.

2. If a voltage divider is operated manually, the voltage fluctuations at the points connected to loads are not allowed to exceed voltage value indicated by the transformer’s voltage divider.

3. Permissible adjustable voltage level is 5% of nominal voltage to a maximum provided that such adjustment shall not cause damage to the equipment on electricity transmission system and equipment belonging to customers using transmission grid.

...

...

...

1. Neutral grounding of a transmission grid is the connection of the grid direct to the ground.

2. If the neutral grounding of some equipment in the transmission grid is in opposition to the provisions prescribed in Clause 1, this Article, a written consent of the electricity system and market operator is required.

Article 12. Short-circuit current and fault clearing time

1. Permissible maximum value of short-circuit current and fault clearing time by main protection on the electricity system are stipulated in Table 6 below:

Table 6

Permissible maximum value of short-circuit current and fault clearing time by main protection

Voltage level

Permissible maximum short-circuit current (kA)

...

...

...

Minimum time of withstandibility of equipment (s)

Effective up to December 31, 2017

Effective as of January 01, 2018

500 kV

50

80

03

01

220 kV

...

...

...

100

03

01

2. For 110 kV busbars of 500 kV or 220 kV transformers in the transmission grid, permissible maximum short-circuit current is 40 kA/1s.

3. Total value of unsaturated sub transient reactance of a generating set (X_d^’’-%) and short-circuit reactance of a terminal transformer (U_k-%) according to the per-unit system pu is not allowed to be less than 40%.

If the aforesaid requirements cannot be met, the investor shall be responsible for installing further reactance so that total value of X_d^’’, U_k and electrical reactance according to the per-unit system is not less than 40%.

4. If value of short-circuit current at connection point of any electrical works to an electricity transmission system is greater than permissible maximum short-circuit as stipulated in Table 6, the investor shall take measures to restrict the short-circuit current at connection points to a level lower or equal to permissible maximum short-circuit current as stipulated in Table 6.

5. Main protection of an electrical equipment is a key element of protection which is installed and set to make initial impacts, ensuring quickness, sensitivity, selectivity and reliability of impacts of the protection system in case of a fault within the scope of protection.

6. If maximum short-circuit current exceeds the values as stipulated in Table 6, the transmission network operator or customers using transmission grid shall be responsible for reporting to the Electricity Regulatory Authority for instructions.

...

...

...

Article 13. Earth fault factor

Earth fault factor of a transmission grid at all voltage levels is not allowed to exceed 1.4.

Article 14. Reliability of transmission grid

1. Reliability of a transmission grid is determined by percentage of electrical production not supplied annually due to outage or reduction of power supply outside and inside the plan, and faults on the transmission grid causing loss of power to electricity customers.

2. Electrical production not supplied is calculated as the product of the load power suspended or reduced and the corresponding time of suspension, reduction in case the loss of power lasts over one minute, except for following cases:

a) Outage or reduction of power supply due to lack of power from national electricity system

b) Outage or reduction of power supply due to force majeure events.

3. Percentage of electrical production not supplied annually by a transmission grid is determined in following formula:

...

...

...

- k_kccd: Percentage of electrical production not supplied in a year by a transmission grid_;

- T_i: Time of outage or reduction of power supply lasting over one minute at time I is determined as the period from the time of outage or reduction to the time power supply is restored (hour);

- P_i: Average load power suspended, reduced at time i (kW);

- n: Number of times of outage or reduction of power supply in a year;

- A_tt: Total electrical production transmitted through a transmission grid in a year (kWh).

Article 15. Loss of power on transmission grid

1. Annual loss of power on a transmission grid is determined in following formula:

∆A =

A^tt_received - A^tt_delivered

...

...

...

Where:

- ΔA: Annual loss of power on a transmission grid;

- A^tt_received: Total electrical production transmitted to the transmission grid in a year is the production received by all the customers using transmission grid at connection points plus total electrical production imported through the transmission grid;

- A^tt_delivered:Total electrical production delivered from the transmission grid in a year is the production the electricity distribution units and electricity customers receive from connection points plus total electrical production exported through the transmission grid;

Chapter III

LOAD FORECASTING FOR NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM

Article 16. General provisions on load forecasting for national electricity system

1. Load forecasting for the national electricity system is forecasts on demand for loads to be supplied by the national electricity system except loads from independent power supplies and not connected to the national grid. Load forecasting for the national electricity system is grounds for making annual electricity transmission system development plans, plans and methods for operation of electricity system, electricity market.

2. Load forecasting for the national electricity system includes annual, monthly, weekly and daily forecasts on loads and electricity market transaction cycle.

...

...

...

a) The electricity system and market operator shall make forecasts on loads for the national electricity system, electricity systems in the Northern, Central and Southern Vietnam and connection points.

b) Electricity distribution units, electricity retailers and electricity customers shall provide load forecasts to the electricity system and market operator including forecasts on demand for loads of the entire unit and individual 110 kV transformers

c) Electricity wholesalers shall provide forecasts on exportation and importation of electricity to the electricity system and market operator including forecasts on general demand and demands of connection points serving exportation and importation of electricity.

4. Regarding forecasts on demand of connection points and resolution of load forecasting cycle and depending on each stage of development and market demand, the Electricity Regulatory Authority shall provide instructions on implementation of this regulation.

Article 17. Annual load forecasting

1. Annual load forecasting made for next year (year N+1) and the year thereafter (year N+2).

2. Figures serving annual load forecasting include:

a) Monthly load forecasts concerning electrical energy, maximum capacity, typical daily diagrams in a 30-minute cycle for 104 weeks provided by electricity distribution units, electricity retailers and electricity customers;

b) Monthly export, import forecasts concerning electrical energy, maximum capacity, typical daily diagrams in a 30-minute cycle for 104 weeks provided by electricity wholesalers.

...

...

...

a) Economic growth (GDP) for the next two years officially published by competent agencies;

b) Annual load forecasts and load factor under approved electricity development master plan;

c) Statistical figures on capacity, electrical energy consumed, exported and imported at least for at the last five years by electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers;

d) Solutions and targets of the plan for energy saving and demand management;

dd) Other necessary information.

4. Results of annual load forecasting for national electricity system include: Maximum capacity, electrical energy, typical daily diagrams in a 30-minute cycle for 104 weeks of national, regional electricity systems and connection points.

5. Implementation

a) Before August 01 annually, electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers shall provide results of annual load forecasting to the electricity system and market operator as prescribed in Clause 2, this Article.

If the figures provided by electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers are inaccurate or inadequate according to the prescribed time limit, the electricity system and market operator shall rely on last year’s figures to make forecasts on loads for the national electricity system.

...

...

...

Article 18. Monthly load forecasting

1. Monthly load forecasting made for next month.

2. Figures serving monthly load forecasting include:

a) Weekly load forecasts concerning electrical energy, maximum capacity, typical daily diagrams in a 30-minute cycle every week provided by electricity distribution units, electrical retailers and electricity customers;

b) Weekly export, import forecasts concerning electrical energy, maximum capacity, typical daily diagrams in a 30-minute cycle every week provided by electricity wholesalers.

3. Elements taken into account for monthly load forecasting:

a) Results of monthly load forecasting in the published annual load forecasting;

b) Statistical figures on capacity, consumed, exported and imported electrical energy, maximum loads in daytime and nighttime for the month year-on-year and the last three months provided by electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers;

c) Events that may cause major changes to demand for loads and other necessary information.

...

...

...

5. Implementation

a) Before 20^th every month, electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers shall provide monthly load forecasts to the electricity system and market operator as prescribed in Clause 2, this Article.

If the figures provided by electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers are inaccurate or inadequate according to the prescribed time limit, the electricity system and market operator shall rely on last month’s figures or results of annual load forecasting to make forecasts on loads for national electricity system.

b) Before the last seven days every month, based on the figures provided by relevant units, the electricity system and market operator shall be responsible for completing and publishing results of month loading forecasting on its website as prescribed in Clause 4, this Article.

Article 19. Weekly load forecasting

1. Weekly load forecasting made for the next two weeks.

2. The figures serving weekly load forecasting include figures on capacity, electrical energy forecasts in a 30-minute cycle every day of the next two weeks provided by electricity distribution units, electricity retailers and electricity customers and 110 kV transformers.

3. Elements taken into account for weekly load forecasting:

a) Results of weekly load forecasting in the published monthly load forecasting;

...

...

...

c) Daily weather forecasts for the next two weeks, public holidays, Tet holidays and events that may cause major changes to demand for loads.

4. Results of weekly load forecasting for national electricity system include: Capacity, electrical energy in a 30-minute cycle every day of the next two weeks of national, regional electricity systems and connection points.

5. Implementation

a) Before 10:00 every Tuesday, electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers shall provide weekly load forecasts to the electricity system and market operator as prescribed in Clause 2, this Article.

If the figures provided by electricity distribution units, electricity retailers, electricity wholesalers and electricity customers are inaccurate or inadequate according to the prescribed time limit, the electricity system and market operator shall rely on last week’s figures or results of monthly load forecasting to make forecasts on loads for national electricity system.

b) Before 15:00 every Thursday, based on the figures provided by relevant units, the electricity system and market operator shall be responsible for completing and publishing results of weekly load forecasting on its website as prescribed in Clause 4, this Article.

Article 20. Daily load forecasting

1. Daily load forecasting made for the next two days.

2. Elements taken into account for daily load forecasting:

...

...

...

b) Figures on capacity, electrical energy of the electricity system of the last seven days or the holidays, Tet holidays of last year if the figures fall within public holidays, Tet holidays;

c) Weather forecasts of the next two days and other necessary information.

3. Results of daily load forecasting for national electricity system include: Capacity, electrical energy in a 30-minute cycle of national, regional electricity systems and connection points.

4. Before 10:00 every day, the electricity system and market operator shall be responsible for completing and publishing results of daily load forecasting as prescribed in Clause 3, this Article.

Article 21. Load forecasting in a electricity market transaction cycle

1. Load forecasting made for next transaction cycle and eight cycles thereafter.

2. Elements taken into account for load forecasting in a transaction cycle:

a) Results of load forecasting from the published daily load forecasting and the electricity market transaction cycle previously published;

b) Figures on capacity, electrical energy of the same period of last week;

...

...

...

dd) Other necessary information.

3. Results of load forecasting in a electricity market transaction cycle include:

a) Capacity and production of the national electricity system and regional electricity systems in a 30-minute cycle of the next transaction cycle and eight cycles thereafter;

b) Capacity and production at each point connecting the transmission grid and distribution grid in a 30-minute cycle of the next transaction cycle and eight cycles thereafter.

4. At least 15 minutes before the next transaction cycle, the electricity system and market operator shall be responsible for completing and publishing results of load forecasting of a transaction cycle as prescribed in Clause 3, this Article.

Chapter IV

TRANSMISSION GRID DEVELOPMENT PLAN

Article 22. General principle

1. Annually, the transmission network operator shall be responsible for making a transmission grid development plan for next year (year N+1) with account taken of the year thereafter (year N+2).

...

...

...

a) Published annual load forecasting plans;

b) Approved national electricity development plans, provincial electricity development planning and signed connection agreements;

c) Requirements for operation of the electricity system prescribed in Chapter II and technical requirements of connection points prescribed in Chapter V herein;

d) Demand for loads and requirements for electricity system and market operation; ensuring the national electricity transmission system operates in a safe, reliable and stable manner.

3. The electricity system and market operator shall be responsible for cooperating with the transmission network operator during the process of transmission grid development plan formulation to ensure investment, connection and operation of the power generation and electrical grid works meet the requirements prescribed in Clause 2, this Article.

Article 23. Content of transmission grid development plan

The transmission grid development plan includes following subject matters:

1. Assessment of performance of the transmission grid to the end of June 30 of the current year.

2. Load forecasts in each point of delivery between the transmission grid and distribution grid for the next year with account taken of the year thereafter.

...

...

...

4. List of power generation projects connecting to the transmission grid for next year with account taken of the year thereafter accompanied by planned connection points, connection agreements for these power generation projects.

5. List of information system works, SCADA system, RTU/Gateway, measurement system, data collection system serving electricity market and electricity system operation and dispatching.

6. Results of calculation of reset modes of the electricity transmission system for each month next year, dry and rainy seasons of the year thereafter including results of calculation of methods and assessment of ability of the transmission grid to meet N-1 criterion.

7. Results of calculation of short-circuit current at 500 kV, 220 kV, 110 kV busbars on the transmission grid in which the positions where maximum value of short-circuit current exceed 90% of permissible maximum value as prescribed in Article 12 herein must be determined.

8. Results of calculation and analysis of stability of the electricity transmission system.

9. Results of calculation of reactive power compensation on the transmission grid.

10. Determination of obligations and constraints on the transmission grid that may have effect on safe and stable operation of the electricity transmission system including effects on requirements for stability of the electricity system as prescribed in Article 5 herein.

11. Proposals for norms of reliability and loss of power of the transmission grid for the next year according to Article 14 and Article 15 herein.

12. Analysis of ability to meet operational requirements of the electricity system prescribed in Chapter II and technical requirements of connection points prescribed in Chapter V herein, and proposals for solutions to meet the prescribed requirements.

...

...

...

14. Lists and schedules of construction of transmission grid items by month of next year and by quarter of the year thereafter. Fund plan for each project.

15. Proposals (if any).

Article 24. Responsibility for supplying information serving formulation of transmission grid development plan

1. Generating units shall be responsible for supplying following information:

a) Lists of new power plants planned to be connected to the transmission grid in the next year with account taken of two years thereafter, progress of investment and connection, and expected date of operation of such power plants.

b) Main parameters of power plants shall be connected to the electricity transmission system and information about connection points are stipulated in Annex 1B enclosed herewith;

c) Changes related to connection to existing power plants in the next year with account taken of two years thereafter.

2. Electricity distribution units, electricity retailers and electricity customers shall be responsible for providing following information:

a) Lists of connection points in the next year with account taken of the year thereafter; lists of transmission grid projects to be invested and constructed;

...

...

...

c) Maximum load capacity at new connection points and information about connection are specified in Annex 1C enclosed herewith;

d) Expected proposals for changes to existing connection points in the next year with account taken of the year thereafter.

3. The electricity system and market operator shall be responsible for providing following information:

a) Results of annual load forecasting as prescribed in Article 17 herein;

b) Expected demand for ancillary services in next year with account taken of the year thereafter;

c) Plan for mobilization of power supplies in the next year with account taken of the year thereafter.

4. Electricity wholesalers shall be responsible for supplying following information:

a) Exported, imported capacity and electrical energy;

b) Progress of putting new power generation projects into operation in the next year with account take of two years thereafter.

...

...

...

1. Before August 01 annually, the transmission network operator shall be responsible for delivering requests for supply of information and time limit of supply of information to the electricity market and system operator, electricity wholesalers and customers using transmission grid (including customers who need to establish new connections).

2. Before September 01 annually, the electricity system and market operator, electricity wholesalers and customers using transmission grid shall be responsible for providing sufficient information as prescribed in Article 24 herein to the transmission network operator.

3. Before October 15 annually, the transmission network operator shall be responsible for completing draft plans for transmission grid development in the next year with account taken of the year thereafter, and submitting requests to the electricity system and market operator for suggestions on assessment of impacts of expected transmission grid projects on safety, stability and reliability of the electricity transmission system.

4. Before November 01 annually, the transmission network operator shall be responsible for completing the plan for transmission grid development in the next year with account taken of the year thereafter and reporting to Vietnam Electricity.

5. Before November 15 annually, the transmission network operator shall be responsible for submitting the plan for transmission grid development in the next year with account taken of the year thereafter approved by Vietnam Electricity  to Electricity Regulatory Authority.

6. Before December 15 annually, the Electricity Regulatory Authority shall conduct assessment, grant approval and publish on its website the plan for transmission grid development in the next year with account taken of the year thereafter.

7. Within 15 working days since the plan for transmission grid development is approved by Electricity Regulatory Authority, the transmission network operator shall be responsible for publishing the plan on its website.

Chapter V

CONNECTION TO TRANSMISSION GRID

...

...

...

Article 26. Connection point

1. Connection points are the points connecting equipment, electrical grids and power plants of customers using transmission grid with the electricity transmission system.

2. Depending on structure of the electrical grids and connection lines, connection points shall be determined as follows:

a) Regarding overhead lines, connection points are the end points of the suspension string for outgoing feeders connected to the disconnect switches of the substation or distribution area of the power plant.

b) Regarding underground lines, connection points are the cosse of disconnector insulators on the outgoing side of the substation or distribution area of the power plant.

3. Any connection point which is in opposition to provisions prescribed in Clause 2, this Article shall be agreed by the two parties.

4. Connection points must be detailed in relevant drawings, diagrams and explanations in the connection agreement or power purchase agreement (PPA).

Article 27. Borders of assets and operation management

1. Borders of assets between the transmission network operator and customers using transmission grid are connection points.

...

...

...

3. Each party shall be responsible for investing, constructing and managing assets of its own in accordance with standards and laws unless otherwise agreed.

Article 28. General requirements

1. The transmission network operator shall be responsible for developing transmission grids according to approved electricity development planning and investment plan, ensuring transmission grid facilities meet requirements of the electricity system as prescribed in Chapter II herein and technical requirements of connection points prescribed in this Chapter.

2. Connecting electrical equipment, electrical grids and power plants of customers using transmission grid with the transmission grid must be consistent with the electricity development planning approved by competent state agencies, ensuring transmission grid facilities meet requirements of the electricity system as prescribed in Chapter II herein and technical requirements of connection points prescribed in this Chapter.

3. The transmission network operator shall be responsible for making notification to the electricity customer of any connection proposed by such customer which is in opposition to the approved electricity development planning. Any customer who needs to get connected shall be responsible for submitting an application for grant of approval for adjustments and supplements to the planning according to the regulation on contents and procedures for formulation, assessment, approval and adjustment of electricity development planning issued by the Ministry of Industry and Trade before taking next steps.

4. The transmission network operator and customer that request connection must execute a connection agreement according to the form prescribed herein including following information:

a) Position of connection point;

b) Technical information related to connection point;

c) Progress of connection;

...

...

...

dd) Terms and conditions of the connection agreement.

5. The transmission network operator is entitled to reject proposals for connection in following cases:

a) Customer’s electrical equipment, grids fail to meet operational and technical requirements prescribed herein and other relevant technical regulations;

b) Proposals for connection are inconsistent with the approved electricity development planning.

6. The transmission network operator is entitled to disconnect the customer from its transmission grid if such customer violates technical and operational requirements as prescribed herein or violates the regulation on safety and operation of its assets. The procedures for settlement of dispute prescribed in Chapter IX herein shall apply if the two parties fail to reach an agreement on the disconnection.

7. If any change or upgrading of equipment or change of connection diagram by the customer using transmission grid within its scope of management affects safe operation of the electricity transmission system or electrical equipment belonging to the transmission network operator at connection point, such customer must make a written notification to the transmission network operator and the dispatch level before implementation.

8. Any change related to connection point during the investment and operation must be updated in the dossier of connection point and signed connection agreement.

9. The customer using transmission grid shall be responsible for storing figures concerning working modes, operation and maintenance and incidents on the components within its management for a period of five years. As requested by the transmission network operator, the customer shall provide adequate information related to the incident on the components within its management. For any connection serving purchase and sale of electricity between power plants overseas or outside the territory of Vietnam and the national electricity system, the technical and operational requirements of the equipment connecting to the transmission grid shall be in order of priority as follows:

a) Be conformable with regulations, international agreements and commitments of which Vietnam is a signatory;

...

...

...

Section 2. GENERAL TECHNICAL REQUIREMENTS FOR EQUIPMENT CONNECTING TO TRANSMISSION GRID

Article 29. Requirements for connecting equipment

1. The diagram of main connection point shall represent all the electrical equipment from middle-voltage to super high-voltage levels and connectivity between the electrical grid of the customer using transmission grid and the transmission grid. The electrical equipment must be described in symbols, standard signs and numbered by the dispatch level according to the operating procedure of the national electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. Circuit breakers directly related to connection points accompanied by protection, measurement and control systems must be capable of de-energizing maximum short-circuit current at connection point, meeting the electrical grid and power generation development diagram under the approved electricity development planning at least for the next 10 years.

3. Equipment connecting directly to the transmission grid shall be fully capable of withstanding possible maximum short-circuit current at connection points according to the calculations by the transmission network operator, meeting the electrical grid and power generation development diagram under the approved electricity development planning at least for the next 10 years.

Article 30. Requirements for protective relay system

1. The transmission network operator and the customer using transmission grid shall be responsible for designing, installing, setting and testing the protective relay system within their own management to meet requirements for quickness, sensitivity, selectivity and reliability in case of fault clearance to ensure safe and reliable operation of the electricity system.

2. Coordination in installing protective relay equipment at connection points must be agreed between the dispatch level, the transmission network operator and the customer using transmission grid. The transmission network operator or the customer using transmission grid shall not be allowed to change its own protective relay equipment and installation parameters without consent of the dispatch level.

3. The dispatch level shall be responsible for issuing relay setting notes within scope of transmission grid belonging to the transmission network operator and granting approval for the relay settings of the protective relay equipment belonging to the customer using transmission grid.

...

...

...

5. If the protection equipment belonging to the customer is required to connect to the transmission network operator’s protection equipment, such equipment must meet requirements of the transmission network operator for connection and be approved by the dispatch level.

6. If the electrical grid belonging to the customer using transmission grid has a problem, the protective relay equipment in the electrical grid may send commands to disconnect circuit breakers on the transmission grid with consent of the transmission network operator and the dispatch level with regard to these circuit breakers.

7. Reliability of impacts of the protective relay system shall not be less than 99%.

8. In addition to requirements prescribed from Clause 1 to Clause 7, this Article, the protective relay system belonging to the customer using transmission grid and the transmission network operator must meet following requirements:

a) Power plants must be equipped with synchronization system;

b) Power plants must be equipped with a GPS.

c) Power plants with total installed capacity from 300 MW and on must be equipped with a phasor measurement unit (PMU) and a GPS. Power plants with total installed capacity less than 300 MW, equipment of PMU must follow calculations and requirements of the electricity system and market operator;

d) The transmission network operator and customer using transmission grid other than generating units shall be responsible for installing a GPS, PMU according to requirements of the dispatch level, ensuring compatible, reliable and stable connection to the GPS and PMU located at the electricity system and market operator. The dispatch level shall be responsible for integrating the GPS and PMU of the transmission network operator and customer using transmission grid to the system located at the dispatch level;

dd) During operation, in case of upgrading or changing the GPS and PMU, the transmission network operator and customer using transmission grid shall be responsible for making notifications and entering negotiations with the dispatch level before implementation;

...

...

...

g) Electricity customers shall be responsible for investing and installing low-frequency relays within scope of automatic load shedding management according to calculations and requirements of the dispatch level.

9. Scope, positioning and technical requirements of protective relay equipment for generating sets, transformers, busbars and lines connecting to the transmission grid shall be conformable with the regulation on technical requirements of protective relay and automation system in the power plant and transformer issued by Electricity Regulatory Authority.

Article 31. Requirements for information system

1. The customer using transmission grid shall be responsible for investing, installing and managing the information system and ensuring it is connected to the information system belonging to the transmission network operator and the dispatch level. Means of communications serving dispatching and operation include direct communication channel, telephone and facsimile.

2. The information system belonging to the customer using electrical grid must be compatible with that of the transmission network operator and the dispatch level.

The customer may negotiate an agreement for use of information system of the transmission network operator or other suppliers to connect to the information system of the dispatch level to ensure continuous and reliable communication serving electricity system and market operation.

3. The transmission network operator shall be responsible for investing and managing the information system of its own to serve electricity system and market operation; cooperating with the dispatch level in establishing a information transmission line to the dispatch level.

4. The dispatch level shall be responsible for providing requirements for information data, data transmission and necessary information interface serving electricity system and market operation to the transmission network operator and customer using transmission grid.

5. The dispatch level and the transmission network operator shall be responsible for cooperating with the customer using transmission grid in testing, inspecting and connecting the customer’s information system to the existing information system managed by the units.

...

...

...

1. Transformers from 220 kV and on, power plants with installed capacity greater than 30 MW and power plants connected to the transmission grid which is not yet connected to the Control Center must be equipped with a Gateway or RTU with two ports connecting directly, simultaneously and independently to the SCADA system of the dispatch level.

2. Power plants with installed capacity greater than 30 MW and power plants connecting to the transmission grid which is connected to the Control Center must be equipped with a Gateway or RTU with one port connecting directly to the SCADA system of the dispatch level and two ports connecting directly to the Control Center. Transformers from 220 kV and on which is connected to the Control Center must be equipped with a Gateway or RTU with two ports connecting directly to the Control Center.

3. If a power plant, transformer has multiple dispatching levels with control authority, such dispatching levels shall be responsible for sharing information to serve electricity system operation coordination.

4. The transmission network operator and customer using transmission grid shall be responsible for investing, installing and operating the RTU/Gateway within management or hiring the data transmission lines from service providers to ensure continuous and reliable connection to the SCADA system of the dispatch level and the Control Center.

5. Technical characteristics of RTU/Gateway belonging to the transmission network operator and customer using transmission grid must be compatible with the SCADA system of the dispatch level and the Control Center (if any).

6. The dispatch level shall be responsible for integrating data according to the list of data agreed with the transmission network operator and customer using transmission grid to its SCADA system. The transmission network operator and customer using transmission grid shall be responsible for cooperating with the dispatch level in configuring and setting database on its system to ensure compatibility with the SCADA system of the dispatch level and control system of the Control Center (if any).

7. If the SCADA system of the dispatch level has had some technological changes approved by competent agencies after the connection agreement is signed resulting in changes or upgrading of the control system, RTU/Gateway of the transmission network operator and customer using transmission grid, the dispatch level, the transmission network operator and customer shall be responsible for making necessary adjustments to ensure that the equipment belonging to the transmission network operator and customer using transmission grid is compatible with changes of the SCADA system. The transmission network operator and customer using transmission grid shall be responsible for investing and upgrading the control system and RTU/Gateway to ensure compatibility with the SCADA system of the dispatch level.

8. During operation, in case of upgrading or expansion of the control system, RTU/Gateway, the transmission network operator and customer using transmission grid shall be responsible for entering negotiations with the dispatch level before the upgrading or expansion is carried out.

9. Requirements on lists of data, technical requirements of RTU/Gateway are detailed in the regulation on technical requirements and SCADA system operation management issued by the Electricity Regulatory Authority.

...

...

...

Neutral grounding in transformers must ensure value of earth fault factor does not exceed the value prescribed in Article 13 herein.

Article 34. Power factor

1. In normal operation mode, electricity distribution units and electricity customers must maintain a power factor (cosφ) at key measuring positions from 0.9 and over in case of receiving reactive power and from 0.98 and on in case of transmitting reactive power.

2. The customer using transmission grid must provide parameters of reactive power compensation equipment in its electrical grid (if any) to the transmission network operator and the dispatch level, including:

a) Rated reactive power and adjustment range;

b) Principle of reactive power adjustment.

Article 35. Load fluctuation

The speed of changing power consumption by electricity customers in a minute is not allowed to exceed 10% of power consumption in normal operation mode unless the electricity customer adjusts demand as requested or under an agreement with the electricity system and market operator.

Article 36. Automatic frequency load shedding system

...

...

...

2. The system must be designed to meet following requirements:

a) Reliability not less than 99%;

b) Any unsuccessful load shedding must not affect operation of the entire electricity system.

c) Load shedding procedures and amount of shed power must be in compliance with level of distribution by the dispatch level and must not be changed in any case without consent of the dispatch level.

3. Low-frequency relays must be installed and put into operation at the request of the dispatch level.

4. Load recovery procedures after frequency is restored to normal operation mode must be in compliance with dispatch instruction of the dispatch level.

Article 37. Requirements of Control Center

1. General technical requirements

a) Monitoring, control and information systems installed in the Control Center must be equipped to ensure safe and reliable operation of power plants, substations;

...

...

...

c) The Control Center must have a backup power supply to ensure normal operation in case of loss of power from the national electricity system.

2. Requests for connection from Control Center

- There are two independent data transmission lines to be connected to the information system of the dispatch level. If multiple dispatching levels with control authority exist, an information sharing method must be agreed by all the dispatching levels;

- There are two data transmission lines to be connected to the control and information system of power plants, substations remotely controlled by the Control Center;

- Means of communications serving dispatching and operation include direct communication channel, telephone, facsimile and computer network.

b) Requirements for connection to SCADA system

- There are two ports connecting directly, simultaneously and independently to SCADA system of the dispatch level. If multiple dispatching levels with control authority exist, a common information sharing method must be agreed by all the dispatching levels;

- There are ports connecting to RTU/Gateway, control system of power plants, substations and switchgears on the electrical grid remotely controlled by the Control Center.

c) The Control Center must install a monitoring screen connected to the surveillance camera at power plants, substations and switchgears on the electrical grid.

...

...

...

Section 3. TECHNICAL REQUIREMENTS FOR CONNECTION TO HYDRO POWER PLANTS AND THERMO POWER PLANTS

Article 38. Requirements for generating sets’ power control

1. Power plants with installed capacity over 30 MW must be equipped with facilities, control systems , AGC system to ensure stable and reliable connection to a generating set’s power control system of the electricity system and market operator serving remote control of the generating set’s power according to dispatch instruction of the electricity system and market operator. Particular technical requirements for connection of the generating set's AGC system to SCADA/EMS of the electricity system and market operator are prescribed in the regulation on technical and operation requirements of SCADA system issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. The generating set of a power plant must be capable of generating rated active power in a power factor from 0.85 (corresponding to reactive power generation mode) to 0.9 (corresponding to reactive power receiving mode) in accordance with characteristics of the generating set’s reactive power.

3. The generating set must be capable of adjusting primary and secondary frequency as prescribed in the national load dispatch process issued by the Ministry of Industry and Trade and controlling voltage in the electricity system through continuous adjustment of active power and reactive power of the generating set.

4. In normal operation mode, voltage changes at connection point to transmission grid within permissible scope prescribed in Article 6 herein must not affect amount of active power generated and reactive power generation capability of the generating set.

5. The generating set of a power plant must be capable of generating rated active power continuously within frequency band 49 Hz – 51 Hz. In a frequency band from 46 Hz to under 49 Hz and over 51 Hz, level of power reduction must not exceed value according to frequency reduction ratio of the electricity system. Minimum time to maintain operation of power plants with installed capacity over 30 MW or power plants connected to the transmission grid in proportion to frequency bands of the electricity system is specified in Table 7 below:

Table 7

Minimum time to maintain power generation in proportion to frequency band of the electricity system

...

...

...

Minimum time

Hydro power plants

Thermo power plants

From 46 Hz to 47.5 Hz

20 seconds

Not required

From 47.5 Hz to 48.0 Hz

10 minutes

10 minutes

...

...

...

30 minutes

30 minutes

From 49 Hz to 51 Hz

Continuous generation

Continuous generation

From 51 Hz to 51.5 Hz

30 minutes

30 minutes

From 51.5 Hz to 52 Hz

...

...

...

01 minute

6. Generating sets of a power plant must be capable of withstanding level of voltage symmetry loss in the electricity system as prescribed in Article7 herein.

7. Generating sets of a power plant must be capable of working continuously in following modes:

a) Unbalanced three-phase loads from 10% and under;

b) Indicator of response of the exciter in a synchronous generating set greater than 0.5%;

c) Negative sequence current is 5% less than rated current.

Article 39. Excitation system of a generating set

1. The excitation system of a generating must ensure that the generating set can operate in a power factor range prescribed in Clause 2, Article 38 herein. The excitation system must ensure the generating set operates at a rated apparent power (MVA) within the range ± 5 % of rated voltage at the generating set’s terminal posts.

2. The generating set must be equipped with AVR which operates continuously and is capable of maintaining deviation of terminal voltage within ± 0,5 % of rated voltage in the entire permissible working band of the generating set.

...

...

...

4. AVR must be installed with following limits:

a) Minimum excitation current;

b) Maximum excitation current.

5. When terminal voltage of a generating set is in a range from 80 to 120% of rated voltage and the system frequency is in a range from 47.5 to 52Hz in a maximum of 0.1 second, the excitation system of the generating set must be capable of increasing the current and excitation voltage to following values:

a) For a generating set of a hydro power plant: 1.8 rated value;

a) For a generating set of a thermo power plant: 2.0 rated value;

6. Change of excitation voltage is not allowed to be less than 2.0 rated excitation voltage/second when a generating set carries the rated load.

7. A generating set with a capacity over 30 MW must be equipped with a PSS capable of dampening 0.1 Hz – 5 Hz frequency fluctuation contributing to improvement of the electrical system. Generating units must install and set parameters of the PSS according to calculations by the electricity system and market operator to ensure dampening ratio of the PSS is not smaller than 5%. For generating sets equipped with PSS, the generating units shall be responsible for putting the PSS into operation at the request of the dispatch level.

Article 40. Governor

...

...

...

2. Generating sets of a power plant must be equipped with a governor capable of responding to changes of system frequency in normal operation conditions. The governor must be capable of performing commands from SCADA/EMS system of the electricity system and market operator unless it is not required.

3. The governor must be capable of setting value of static coefficient less than or equal to 5%. Set value of static coefficient shall be determined by the electricity system and market operator.

4. Apart from add-on generating sets of combined cycle power plants, minimum value of a dead-band in the governor must range within ± 0,05 Hz. Value of dead-band of the governor of each generating set shall be calculated and determined by the electricity system and market operator during connection and operation.

5. The governor control system must be installed with following limits and anti-over speed control as follows:

a) For steam turbines: From 104% to 112% of rated speed;

b) For gas and thermo power turbines: From 104% to 130% of rated speed;

c) If the generating set in the grid area is temporarily disconnected from the national electricity transmission system but keeps supplying power to customers, the governor system of the generating set must maintain frequency stability for such grid area.

Article 41. Black start

1. In some important positions in electricity transmission system, some power plants must be capable of black starting. Requirements for installation of black start capability must be stated in the connection agreement.

...

...

...

Section 4. TECHNICAL REQUIREMENTS OF WIND AND SOLAR POWER PLANTS

Article 42. Technical requirements of wind and solar power plants

1. Wind and solar power plants must be capable of maintaining generation of active power within frequency band from 49 to 51 Hz in following modes:

a) Free generation mode

b) Generating capacity control mode

Wind and solar power plants must be capable of adjusting generation of active power as commanded by the dispatch level in accordance with change of primary sources no more than 30 seconds with tolerance within ± 01 % of rated power, specifically as follows:

- Generation of power in accordance with dispatch instruction in case primary sources are equal or greater than forecast value;

- Generation of possible maximum power in case primary sources are lower than forecast value.

2. In normal operation mode, wind and solar power plants must be capable of generating active power and ensure no negative effect is caused by change of voltage at connection point within permissible band prescribed in Article 6 herein.

...

...

...

Table 8

Minimum time to maintain power generation in proportion to frequency band of electricity system

Frequency band

Minimum time

From 47.5 Hz to 48.0 Hz

10 minutes

Over 48 Hz to under 49 Hz

30 minutes

From 49 Hz to 51 Hz

...

...

...

From 51 Hz to 51.5 Hz

30 minutes

Over 51.5 Hz to 52 Hz

01 minute

4. When the electricity system’s frequency is greater than 51 Hz, wind and solar power plants must reduce active power at a speed no less than 01% of rated power. Level of power reduction in proportion to frequency is determined as follows:

Where:

- ΔP: Level of active power reduction (MW);

- P_m: Active power in proportion to the point of time prior to power reduction (MW);

...

...

...

5. Wind and solar power plants must be capable of adjusting reactive power and voltage as follows:

a) If a power plant generates an active power greater or equal to 20% of rated active power and voltage in normal operation band, such power plant must be capable of adjusting reactive power continuously in a power factor from 0.85 (corresponding to reactive power generation mode) to 0.95 (corresponding to reactive power receiving mode) at connection point in proportion to rate power;

b) If a power plant generates an active power less than 20% of rated power, such power plant may reduce ability to receive or generate reactive power in accordance with characteristics of the generating set;

c) If voltage at connection point is within ± 10 % of rated voltage, the power plant must be capable of adjusting voltage at connection point with deviation no more than ± 0,5 % of rated voltage in permissible working band of the generating set;

d) If voltage at connection point varies beyond ± 10 % of rated voltage, the power plant must be capable of adjusting reactive power to the minimum of 2% compared with rated reactive power in proportion to each per cent of voltage varying at connection point.

6. Wind and solar power plants at every time of connection to the grid must be capable of maintaining generation of power in proportion to voltage range as follows:

a) Voltage less than 0.3 pu, minimum time is 0.15 seconds;

b) Voltage from 0.3 pu to under 0.9 pu, minimum time is calculated in following formula:

...

...

...

Where:

- T_min (second): Minimum time to maintain power generation:

- U (pu): Actual voltage at connection point (pu).

c) Voltage from 0.9 pu to under 1.1 pu, wind and solar power plants must maintain continuous generation;

d) Voltage from 1.1 pu to under 1.15 pu, wind and solar power plants must maintain generation for three seconds;

dd) Voltage from 1.15 pu to under 1.15 pu, wind and solar power plants must maintain generation for 0.5 seconds;

7. Wind and solar power plants must ensure not to cause negative phase sequence component in excess of 01% of rated voltage. Wind and solar power plants must be capable of withstanding negative phase sequence components up to 03% of rated voltage for voltage from 220 kV and on.

8. Total harmonic distortion caused by wind, solar power plants at connection point is not allowed to exceed 03%.

9. Flicker perceptibility caused by wind and solar power plants at connection point is not allowed to exceed the value prescribed in Article 9 herein.

...

...

...

Article 43. Procedures

1. When establishing or changing connection, customers must submit an application for connection to the transmission network operator.

2. Application includes:

a) A written request for connection accompanied by information according to the form in Annexes 1A, 1A 1B, 1C enclosed herewith;

b) Technical documents concerning equipment expected for connection or possible changes at existing connection points;

c) Expected time for project completion, economic – technical figures of new connection or connection change projects.

3. After receiving the application, the transmission network operator shall:

a) Review requirements concerning the equipment expected for connection;

b) Preside over assessment of effects of connection of equipment, electrical grid, power plants of customers on transmission grid including following subject matters:

...

...

...

- Calculate and assess short-circuit current at connection points to the transmission grid;

- Determine obligations and constraints from new connections that may have effects on safe and stable operation of electricity transmission system;

- Assess ability to meet requirements for operation of the electricity system prescribed in Chapter II herein and technical requirements of connection points prescribed in this Chapter;

c) Prepare a draft connection agreement according to the form in Annex 2 enclosed herewith and submit it to customers who need to get connected and the dispatch level;

d) After 15 working days at the latest since receipt of the application for connection from customers, the transmission network operator shall submit a written request to the dispatching with control authority and relevant units for official suggestions as follows:

- Assessment of impacts of connection on the electricity transmission system;

- Technical requirements of equipment at connection points, requirements of operation and dispatching of generating sets, requirements of frequency load shedding system of electricity customers to ensure compliance with technical and operation requirements prescribed in Chapter II and Chapter V herein;

- Draft connection agreement in accordance with provisions prescribed in annexes enclosed herewith.

4. The dispatch level shall be responsible for cooperating with the transmission network operator in assessing effects of connection on the electricity transmission system as prescribed in Point b, Clause 3, this Article.

...

...

...

6. Within 20 working days since receipt of request from the transmission network operator, the dispatch level and relevant units shall be responsible for delivering suggestions in writing on issues prescribed in Point d, Clause 3 and Clause 4, this Article to the transmission network operator.

7. Upon receipt of suggestions from the dispatch level and other relevant units, the transmission network operator shall be responsible for completing the draft connection agreement.

8. The connection agreement shall be made into four copies. Each party keeps two copies. The transmission network operator shall submit a copy to the dispatch level, relevant units for cooperation during construction, energizing and official operation.

9. Time for review of the application, negotiation on relevant issues and execution of the connection agreement is prescribed in Article 44 herein.

10. A customer who needs to get connected to the electrical grid or equipment of the customer using transmission grid shall be responsible for making direct negotiation with this customer. Before reaching an agreement for connection plan with the customer who needs to get connected, the customer using transmission grid shall be responsible for cooperating with the transmission network operator and the dispatch level in ensuring that the equipment of the customer meets technical requirements of the equipment at connection points prescribed herein. The customer using transmission grid shall be responsible for updating connection-related issues to the connection agreement signed with the transmission network operator.

11. In case of connection to 110 kV or medium-voltage busbars belonging to transformers 500 kV or 220 kV within management by the transmission network operator, the procedures for execution of the connection agreement are prescribed in Clauses 1 to 9, this Article.

Article 44. Time limit for execution of connection agreement

Time limit for negotiation and signing of the connection agreement is prescribed in Table 9 below:

Table 9

...

...

...

Implementation steps

Implementation time

Responsibility

Submit an application for connection

Customers who need to get connected

Examine the application, prepare a draft connection agreement and deliver it to other units for collection of suggestions.

No more than 35 working days since receipt of the application

The transmission network operator shall preside over and cooperate with the dispatch level and relevant units.

...

...

...

No more than 20 working days since receipt of suggestions from relevant units

The transmission network operator and customers who need to get connected

Section 6. IMPLEMENTATION OF CONNECTION AGREEMENT

Article 45. Rights to get access to equipment at connection points

The transmission network operator and customers who need to get connected shall have the rights to get access to the equipment at connection points during survey process to make plans for connection, construction, installation, testing, replacement, removal, operation and maintenance of connection equipment.

Article 46. Dossier for inspection of energizing conditions

1. Dossier serving general inspection of energizing conditions (technical documents confirmed by customers who need to get connected and certified copy of legal documents) includes:

a) Written records of inspection of individual parts and whole of connection equipment, transmission lines and transformers (according to technical standards of Vietnam or international standards applicable in Vietnam and technical requirements of connection equipment prescribed in this Chapter);

b) Approved technical documents, amendments and supplements (if any) to initial design including following documents:

...

...

...

- Schematic diagrams of protective relay, automation and control system that represents circuit breakers, current transformers, voltage transformers, lightning arrestor, disconnect switches …;

- Secondary diagrams of protective relay, automation and control system;

- Diagrams detailing connection to the transmission grid and parameters of transmission lines;

- Other relevant diagrams (if any).

c) Documents concerning technical parameters and operation management including:

- Technical parameters of equipment including parameters of transmission lines;

- Documents concerning primary energy system, excitation systems, governors, simulation modeling, PSS, Laplace transform diagram together with other installation values (for construction of new power plants);

- Instruction manuals for setting of protective relays, automation, specialized software;

- Instruction manuals for equipment operation and other technical documents.

...

...

...

2. Unless otherwise as agreed, customers who need to get connected shall be responsible for providing all the documents prescribed in Clause 1, this Article to the dispatch level and the transmission network operator serving energizing as follows:

a) At least three months prior to date of initial trial operation of the power plant;

a) At least three months prior to the date of initial trial operation of the power plant;

3. The dispatch level shall be responsible for making plans for energizing and putting the power plant into operation, ensuring safety and reliability of the equipment of the national electricity system. Customers who need to get connected shall be responsible for cooperating with the dispatch level in formulating methods of energizing the power plant.

4. Within 20 working days since receipt of the documents, the dispatch level shall be responsible for delivering following documents to the customer:

a) Equipment numbering diagram;

b) Requirements for methods of receiving dispatch instruction;

c) Settings of protective relays of the customer from connection points; protective relay settings note within transmission grid and other settings related to protective relays of the customer;

d) Agreed energizing method;

...

...

...

e) Requirements for establishment of communication system serving dispatching;

g) Requirements for connection and operation of SCADA, monitoring equipment, PMU and PSS;

h) Requirements for installation of information technology system and other necessary infrastructure serving electricity market operation;

i) Procedures related to electricity system and market operation;

k) Lists of relevant officials and dispatchers accompanied by phone and facsimile numbers.

5. Within 20 working days prior to the date connection points are energized, customers who need to get connected must reach an agreement with the dispatch level for trial operation schedules, methods of energizing and putting electrical equipment into operation.

6. Within 15 working days prior to the energizing day, customers who need to get connected must provide followings to the transmission network operator:

a) Trial operation schedules, methods of energizing and putting the electrical equipment into operation agreed with the dispatch level;

b) Agreement for assignment of responsibility of relevant parties for management and operation of connection equipment;

...

...

...

d) Lists of qualified operators as prescribed in the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade including full name, professional title, responsibility, phone number.

7. Within 15 working days prior to the date connection points are energized, customers who need to get connected must provide information as prescribed in Points b, c, d, Clause 6, this Article and information as prescribed in Point a, Clause 6, this Article to the dispatch level and electricity wholesalers respectively.

Article 47. Inspection of conditions for energizing connection points

1. Within five working days prior to the date connection points are expected to energized, customers who need to get connected shall be responsible for negotiating with the transmission network operator on the date for physical inspection of connection points.

2. The transmission network operator shall be responsible for presiding over and cooperating with relevant units in negotiating with the customer on procedures for inspection of dossier, written record of inspection and installation of equipment at connection points.

3. If connection points or electrical equipment of the customer fail to meet conditions for energizing as notified by the transmission network operator, the customer must carry out adjustment, supplement or replacement as requested and re-negotiate with the transmission network operator on the time for next inspection.

4. If the dispatch level provides warnings about negative impacts of energizing on safe, reliable and stable operation of the electricity transmission system or equipment of the customer, the customer must cooperate with the dispatch level and the transmission network operator in re-inspecting matters related to the warnings and reaching an agreement for settlement method and re-negotiating with the transmission network operator on the time for next inspection.

5. If the customer detects possible effects of energizing on safe and reliable operation of its equipment, the customer shall make proposals to relevant units for handling and re-negotiating with the transmission network operator on the time for next inspection.

6. The transmission network operator, customers who need to get connected and relevant units shall be responsible for signing the written record of inspection of conditions for energizing connection points (hereinafter referred to as “the written record of inspection”).

...

...

...

1. After the written record of inspection is signed, customers who need to get connected shall be responsible for delivering an application for energizing accompanied by following documents to the dispatch level:

a) Written confirmations of fulfillment of legal and technical procedures:

- Equipment within the scope of energizing that meet operational and technical requirements at connection points;

- Copy of the written record of inspection;

- Measurement system completed as prescribed, electrical meter indicators finalized;

- Signed power purchase agreement (PPA) or any agreement for power purchase;

- Dossier of work acceptance according to the law on construction:

- Primary equipment numbered according to the primary diagram issued by the dispatch level;

- Protective relay, automation, control, excitation and governor systems that have been installed and set in accordance with requirements prescribed herein and by the dispatch level;

...

...

...

- Means of communications serving dispatching as prescribed in the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade;

- Connection to SCADA, monitoring system, PMU and communication system of the dispatch level fully completed;

- Operation coordination procedure agreed between the generating unit and the dispatch level.

2. If the energizing of connection points of customers has impacts on operation mode or in case of separation of equipment on the transmission grid from operation, the transmission network operator shall be responsible for delivering an application for separation of equipment within management to the dispatch level.

3. Within five working days since receipt of the application, the dispatch level shall be responsible for making notification to the transmission network operator and customers who need to get connected of the time and method of energizing connection points.

4. The transmission network operator and customers shall be responsible for coordinating energizing connection points according to the method notified by the dispatch level.

Article 49. Trial operation, acceptance and official operation of equipment behind connection points

1. During trial operation, acceptance and official operation of the equipment behind connection points, customers who need to get connected must appoint dispatchers and competent officials for keeping watch round the clock and send the list of officials with phone numbers to the transmission network operator and the dispatch level if need be.

2. Procedures for trial operation and acceptance shall be conformable with the manufacturer’s instructions and applicable regulations (if any).

...

...

...

4. After the process of trial operation and acceptance is completed, customers who need to get connected must provide confirmations and following information to the dispatch level and the transmission network operator:

a) Technical specs of electrical equipment, transmission lines, transformers and generating sets;

b) Test results and installation parameters of excitation and governor systems;

c) Other technical requirements as agreed in the connection agreement.

If equipment of customers who need to get connected fails to meet requirements prescribed herein and signed connection agreement, the transmission network operator or the dispatch level has the right not to connect the power plant or electrical grid of the customer to the transmission grid and request the customer to take remedial measures.

5. Electrical grid, power plant and electrical equipment of the customer shall be put into official operation after the process of trial operation and acceptance is completed and requirements prescribed herein and the signed connection agreement are met.

Article 50. Inspection and monitoring of equipment after put into official operation

1. During operation, the transmission network operator or the dispatch level (hereinafter referred to as "the requester") has the right to request the customer using transmission grid to carry out inspection, trial operation and supplementing the equipment within its management for following purposes:

a) Inspect the ability of the equipment to meet provisions prescribed herein, technical regulations applicable in Vietnam and particular requirements of the signed connection agreement;

...

...

...

c) Assess impacts of electrical grid, power plants of the customer using transmission grid on safe and reliable operation of the national electricity system;

d) Reset technical parameters of generating sets and electrical grids of the customer using transmission grid to serve safe, stable and reliable operation of the national electricity system.

2. Expenses for inspection, trial operation and additional tests shall be agreed by two parties and stated in the connection agreement or the PPA. Or shall be stipulated as follows:

a) If inspection result shows that the equipment fails to meet provisions prescribed herein and applicable technical regulations, the customer using transmission grid shall incur all the expenses for inspection and additional tests;

b) If inspection result shows no violation, the requester shall incur all the expenses for inspection and additional tests. For requirements for inspection as prescribed in Point c and Point d, Clause 1, this Article, the dispatch level must report to the Electricity Regulatory Authority before carrying out inspection.

3. The requester must make notification of subject matters, time and list of officials involved to the customer using transmission grid at least 15 days prior to the inspection and additional testing of the electrical grid and electrical equipment. The customer using transmission grid shall create favorable conditions for the requester to perform the inspection.

4. During the inspection, the requester is allowed to install monitoring equipment to the electrical equipment and electrical grid of the customer using transmission grid without having any negative effect on safe and reliable operation of such equipment.

5. During operation, if equipment of the customer using transmission grid at connection points has technical problems which may lead to loss of safety and reliability for the operation of the electricity transmission system, the dispatch level must make notification of such problems and requests for the remedy of the problems to the customer and the transmission network operator. The customer using transmission grid must take remedial measures and carry out trial operation to put the equipment behind connection points into operation again as prescribed in Article 49 herein. If such technical problems remain un-remedied, the dispatch level or the transmission network operator has the right to separate the equipment from the connection point and make notification to the customer.

6. For a generating set, the dispatch level has the right to request the generating unit to carry out testing one or several operational characteristics (it registered) at any time but no more than three times a year except for following cases:

...

...

...

b) When the dispatch level and the generating unit do not reach a common agreement on operational characteristics of the generating set;

c) Trial operation or inspection at the request of the generating unit;

d) Tests of fuel change.

7. The generating unit has the right to inspect and test its generating sets to re-determine operational characteristics of each generating set after the repair, replacement, improvement or re-assembly is completed. The time for trial operation must be agreed by the dispatch level.

Article 51. Replacement of equipment at connection points

1. During operation, to ensure safety, stability and reliability of the electricity transmission system, the dispatch level or the transmission network operator has the right to request the customer using transmission grid to invest, upgrade, or replace equipment at connection points or make adjustment to the settings of the equipment and must make prior notification to the customer.

2. If the customer using transmission grid needs to replace or upgrade the equipment at connection points or install/add new electrical equipment which may have impact on normal operation mode of the transmission grid, the customer must make a written notice to and reach an agreement for such changes with the transmission network operator. Within 10 working days since receipt of the written notice from the customer using transmission grid, the transmission network operator shall issue a written response to the customer concerning such changes.

3. If the proposal made by the customer using transmission grid is rejected, the transmission network operator shall issue a written notice of such rejection to the customer.

4. All the equipment for replacement or supplementation must be inspected and accepted according to the provisions prescribed in Article 45 to Article 50 herein. Subject matters concerning upgrading, replacement or adjustment of the settings of the equipment must be added to the signed connection agreement.

...

...

...

Article 52. Dossier for inspection of connection point energizing conditions

1. Dossier serving general inspection of connection point energizing conditions (technical documents with customers’ confirmations and certified copy of legal documents) includes:

a) Main connection diagram, primary one-line diagram, layout of electrical equipment, schematic diagram of protective relay, automation and control systems representing circuit breakers, current transformers, voltage transformers, lightning arrestor;

b) Instruction manuals for setting of protective relays, automation, specialized software;

c) Documents and technical specs of installed equipment;

d) Secondary diagrams of protective relay, automation and control system;

dd) Diagrams detailing connection to electrical works of the transmission network operator and parameters of transmission lines;

e) Other relevant diagrams (if any);

g) Plans for energizing work items, schedules for trial operation, energizing and operation.

...

...

...

3. At least 20 working days since receipt of the documents, the dispatch level deliver following documents to the customer:

a) Trial operation schedules, methods of energizing and operating electrical equipment;

b) Equipment numbering diagram;

c) Requirements for methods of receiving dispatch instruction;

d) Relay setting notes for protective relays of the transmission network operator;

dd) Requirements for testing and calibration of equipment;

e) Requirements for establishment of communication system serving dispatching;

g) Requirements for connection and operation of SCADA system;

h) Processes related to electricity system and market operation;

...

...

...

4. Within 20 days prior to the date of energizing, the transmission network operator shall negotiate with the dispatch level on plans for energizing work items, schedule for trial operation, energizing and operation.

Article 53. Energizing

1. The transmission network operator shall submit the written registration for energizing together with following documents to the dispatch level:

a) Written confirmations of fulfillment of legal and technical procedures:

- Equipment within the scope of energizing that meets operational and technical requirements at connection points;

- Measurement system completed as prescribed, electrical meter indicators finalized;

- Dossier of work acceptance according to the law on construction.

- Primary equipment numbered according to the primary diagram issued by the dispatch level;

- Protective relay and automation system reset in accordance with the requirements of the dispatch level.

...

...

...

- Means of communications serving dispatching as prescribed in the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade;

- Connection to SCADA, monitoring system, PMU and communication system of the dispatch level fully completed.

2. If energizing the electrical grid of the transmission network operator has impact on the operation of the electrical grid, power plants of the customer using transmission network operator, the transmission network operator shall be responsible for registering plans for separation of the equipment with the dispatch level. The dispatch level shall report to the customer using transmission grid for energizing coordination.

3. Within five working days since receipt of the application for energizing, the dispatch level shall be responsible for making notification to the transmission network operator of the time for energizing.

4. The transmission network operator shall be responsible for energizing connection points according to the method notified by the dispatch level.

Article 54. Replacement of equipment on transmission grid

1. If the transmission network operator needs to change or upgrade the equipment on the transmission grid, or add new equipment likely to affect operation mode of the transmission grid, the transmission network operator must make a written notice to and reach an agreement with the dispatch level on such changes. If such changes result in changes to the equipment of the customer using transmission grid at connection points, the transmission network operator must make a written notice to the customer for coordination ensuring no impact on operation of the electrical equipment of the customer at connection points.

2. The dispatch level must make notification to the transmission network operator upon rejection of the proposal for changes made by the transmission network operator.

3. Equipment for replacement or supplementation must be conformable with Article 52 and Article 53 herein.

...

...

...

Article 55. General provisions on disconnection and reconnection

1. Cases of disconnection:

a) Voluntary disconnection;

b) Compulsory disconnection.

2. The customer using transmission grid must incur all the expenses for disconnection and reconnection.

Article 56. Voluntary disconnection

1. Permanent disconnection

a) Permanent disconnection of the customer using transmission grid from the electricity transmission system and responsibility of relevant parties must be stated in the PPA and connection agreement.

b) Responsibility of the customer using transmission grid for permanent disconnection from the electricity transmission system:

...

...

...

- Make a written notice to the transmission network operator and the dispatch level at least six months prior to the date of permanent disconnection in case the customer possesses a generating set connecting to the transmission grid.

2. Temporary disconnection

In case of temporary disconnection from the electricity transmission system, the customer using transmission grid must make a written notice to and reach an agreement with the transmission network operator and the dispatch level on the time of disconnection at least one month prior to the date of temporary disconnection.

Article 57. Compulsory disconnection

1. The transmission network operator or the dispatch level shall disconnect equipment of the customer using transmission grid from the electricity transmission system in following cases:

a) At the request of competent state agencies when the customer using transmission grid violates the regulation;

b) As stated in the PPA or connection agreement;

c) Cases prescribed in Clause 5, Article 50 herein.

2. The Electricity Regulatory Authority has the right to request compulsory disconnection in case the customer using transmission grid violates the provisions prescribed herein, in the operation license for electricity, the regulation on competitive electricity market operation, the regulation on electricity measurement in electricity system.

...

...

...

Article 58. Reconnection

The transmission network operator shall be responsible for performing reconnection in following cases:

1. As requested by competent state agencies or the Electricity Regulatory Authority or the dispatch level provided that the reasons for compulsory disconnection are excluded and consequences remedied.

2. As requested by the customer using transmission grid in case all the expenses for temporary disconnection have been paid by the customer.

Chapter VI

OPERATION OF ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM

Section 1. OPERATING PRINCIPLES

Article 59. Operation modes of electricity transmission system

1. In normal operation mode, the electricity transmission system shall meet following conditions:

...

...

...

b) No load shedding made;

c) Load carrying level of the lines and transformers in the transmission grid is below 90% of rated value;

d) Power plants and other electrical equipment operate within permissible parameter band;

dd) Electricity system frequency is within permissible band in normal operation mode as prescribed in Article 4 herein;

e) Voltage level on the transmission grid is within permissible band in normal operation mode as prescribed in Article 6 herein;

g) Reserve power of the national electricity system is readily available to maintain frequency and voltage of the national electricity system within the band in normal operation mode; the equipment automatically works within permissible scope to ensure no load shedding in case of incident.

2. The electricity transmission system shall operate in a warning mode under one of following conditions:

a) Frequency regulation reserve, spinning reserve and quick-start reserve levels are lower than required in normal operation mode;

b) Load carrying level of the lines and transformers in the transmission grid is from 90% and on but not in excess of rated value;

...

...

...

d) Natural disasters or unusual weather conditions that are likely to affect electricity supply security;

dd) Issues related to national defense and security likely to threaten electricity system security

3. The electricity transmission system shall operate in an emergency mode under one of following conditions:

a) Electricity system frequency is beyond permissible band in normal operation mode but within permissible band in case of a single fault as prescribed in Article 4 herein;

b) Voltage level on the transmission grid exceeds permissible range in case of a single fault as prescribed in Article 6 herein;

c) Load carrying level of any electrical equipment in the transmission grid is beyond rated value but under 110% of rated value when an incident caused by an overload to the equipment may lead to an extreme emergency mode.

4. The electricity transmission system shall operate in an extreme emergency mode under one of following conditions:

a) Electricity system frequency exceeds permissible band in case of a single fault as prescribed in Article 4 herein;

b) Load carrying level of any equipment in the transmission grid or equipment connecting to the transmission grid is from 110% of rated value and on when an incident caused by an overload to the equipment may result in disintegration of individual components of the electricity system.

...

...

...

5. The electricity transmission system operates in a restoration mode when the generating sets, transmission grid and loads are energized and synchronized to the state of normal operation.

Article 60. Operating principles of electricity transmission system

1. The electricity system and market operator shall be responsible for operating the electricity transmission system in a safe, reliable, stable and economic manner ensuring compliance with principles, regulations on operation and dispatching of the national electricity system prescribed in the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade..

2. Principles of formulating electricity transmission system operation plan

a) Ensure safety, stability and reliability of the operation

a) Ensure compliance with requirements for anti-flooding, irrigation and maintenance of ecological currents according to the approved procedures for hydroelectric reservoir operation;

c) Ensure obligations for sources of primary fuel for thermo power plants;

d) Ensure permissible technical conditions of generating sets and transmission grids;

...

...

...

e) Ensure principles of minimizing expenses for purchasing electricity for the entire electricity system.

3. The electricity system and market operator shall be responsible for formulating the plan for electricity transmission system operation in the next year (year N+1) with account taken of the year thereafter (year N+2), next month, next week, day-ahead mobilization schedules and transaction cycle mobilization schedules including following information:

a) Equipment and transmission grid maintenance and repair plan;

b) Assessment of electricity system security;

c) Load forecasts, plans for supply of fuel to thermo power plants, progress of operation of new electrical works, hydrographical forecasts of hydro power plants, calculations of electricity system reserves, power supplies and ancillary service mobilization plans, and load shedding (if any) to ensure electricity system security;

d) Warnings about the decline in electricity system security (if any).

4. The plan for electricity transmission system operation in the next year (year N+1) with account taken of the year thereafter (year N+2):

a) The plan for electricity transmission system operation in the next year (year N+1) formulated by the electricity system and market operator must be in compliance with the method of national electricity system operation in the next year (year N+1) as prescribed in the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade;

b) Plan for operation of electricity transmission system in year N+2 must include assessment of electricity system security, orientation of operational scenarios and medium-term measures to ensure the national electricity system operates in a safe, reliable and stable manner.

...

...

...

6. During the operation of the electricity transmission system, the electricity system and market operator must comply with following principles to maintain safety, stability and reliability of the electricity transmission system:

a) In normal operation mode, the electricity system and market operator shall be responsible for operating and dispatching the electricity system and assuring operational standards and parameters within permissible scope in normal operation mode as prescribed in Chapter II herein and meeting the requirements prescribed in Clause 1, Article 59 herein;

b) In a warning mode, the electricity system and market operator must publish on its website the status and warnings about the electricity system and put forward necessary measures to restore the electricity system to normal operation mode;

c) In an emergency mode, the electricity system and market operator must take necessary measures to restore the electricity system to normal operation mode as soon as possible.

d) In an extreme emergency mode or in case of multi-fault or a threat to human lives or safety of equipment, load shedding can be made but must be in compliance with the procedure for handling of incident to the national electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 61. Inspection and monitoring of protective relay system

The dispatch level shall request relevant units to ensure the protective relay, automation and control system in the electricity system meets the requirements prescribed herein, electrical equipment norms issued by the Ministry of Industry and Trade and technical requirements of the protective relay and automation system in power plants and transformers issued by the Electricity Regulatory Authority.

Article 62. Stable operation of electricity system

1. The electricity system and market operator shall be responsible for calculating and determine limits of stable operation of the electricity system. The transmission network operator and customer using transmission grid must provide information at the request of the electricity system and market operator to serve the research and assessment of stability of the electricity system.

...

...

...

3. Generating units shall be responsible for operating power plants to maintain working voltage level and ensuring adequate supply of reactive power to the electricity system during operation; not separating generating sets from the operation in case of a fault unless such fault runs the risk of threatening human lives or safety of the equipment or the frequency exceeds permissible limits prescribed in Article 38 herein or permitted by the electricity system and market operator.

4. Electricity distribution units and electricity customers shall be responsible for maintaining operation of the voltage regulation equipment within the electrical grid of their own in order to ensure stability of voltage to the electricity system.

5. Other relevant units shall be responsible for maintaining operation of electrical grids, power plants of their own within limits of stability set for individual stages, coordinating maintenance of protective diagram to remove quickness, sensitivity and selectivity faults.

Article 63. Trial operation and monitoring

1. Generating units shall be responsible for carrying out trial operation of generating sets of their own at the request of the electricity system and market operator. Upon request for trial operation, the electricity system and market operator must make notification of the time for pausing the monitoring of generating sets for the purpose of trial operation.

2. Trial operation of automation of generating sets according to changes of electricity system frequency shall be carried out when the electricity system is in normal operation mode. In this case, the electricity system and market operator shall make a written notification of the trial operation at least three working days in advance to generating units for coordination.

3. Trial operation shall be carried out within limits of operation according to characteristics of the generating set and within the period of time specified.

4. The electricity system and market operator has the right to test a generating set at any time but no more than three times a year unless otherwise as prescribed in Clause 6, Article 50 herein.

5. The generating unit has the right to request trial operation in following cases:

...

...

...

b) Inspect the generating set after it is installed, overhauled, improved or re-assembled.

6. Upon request for trial operation of the generating set, the generating unit shall submit an application to the electricity system and market operator stating following information:

a) Records of the generating set;

b) Characteristics of the generating set;

c) Value of operational characteristics expected to change during operation.

7. Within three working days since receipt of the request from the generating unit, the electricity system and market operator shall arrange the plan for trial operation. If the trial operation cannot be carried out, the electricity system and market operator may request the generating unit to operate the generating set according to current operational characteristics.

Article 64. Handling of incident

1. During the handling of incident, the electricity system and market operator is allowed to operate the electricity system in the frequency and voltage other than the standards prescribed in normal operation mode but shall promptly take measures to restore the electricity system to normal operation mode to ensure stability of the system.

2. The electricity system and market operator, the generating unit and the customer using transmission grid shall carry out the handling of the incident in accordance with the provisions prescribed in the incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

...

...

a) Change generating capacity of the generating set, stop or start the generating set to restore frequency to the frequency band at normal operation mode;

b) Carry out load shedding on each line through an automatic under-frequency load shedding relay or under dispatch instruction;

c) Automatic under-frequency load shedding. The automatic frequency load shedding system must be arranged and installed appropriately to prevent the electricity system from falling into pieces in case of incident. The electricity system and market operator shall be responsible for determining installation positions and settings of the low-frequency relay and carry out load shedding in case of incident.

d) Construct methods of separating the system into regions or creating a ring circuit to be able to balance power in each region in case of an incident, to maintain operation of individual components of the electricity system and prevent the incident from spreading throughout the electricity system.

dd) When the frequency increases to the permissible value, the electricity system and market operator shall restore the loads shedded;

e) The electricity system and market operator has the right to interfere in to restrict constant separation of generating sets, loading lines from operation;

g) In case part or whole of the electricity system falls to pieces, the electricity system and market operator shall be allowed to appoint a power plant with black start capability to restore the electricity system. If necessary, the electricity system and market operator may request the power plant to operate the generating set without relying on operational characteristics provided that the safety of human beings and equipment is assured. The generating unit shall be responsible for complying with black start instruction and making notification to the electricity system and market operator. The electricity system and market operator shall be responsible for restoring all the loads appropriately to ensure stable operation of the generating set and synchronizing other generating sets.

Article 65. Notice of decline in electricity system security

1. Upon detection of any sign of decline in electricity system security, the electricity system and market operator shall make a written notification to the transmission network operator, the customer using transmission grid and relevant parties of following information:

...

...

...

b) Causes;

c) Possible load shedding;

d) Affected units and areas.

2. The electricity system and market operator shall make notification to the affected units before carrying out load shedding under the dispatch instruction. The notification shall include following information:

a) Areas subject to suspension or reduction of power supply;

b) Reasons for suspension or reduction of power supply;

c) Time of starting suspension or reduction of power supply;

d) Expected time for restoration of power supply.

3. When notification of load shedding under dispatch instruction cannot be made, the electricity system and market operator must make notification to the transmission network operator, the customer using transmission grid and relevant units right after it has completed load shedding under dispatch instruction:

...

...

...

b) Reasons for suspension or reduction of power supply;

c) Start time for suspension or reduction of power supply;

d) Expected time for restoration of power supply.

4. Manner of notification: Based on the assessment of electricity system security according to annual, monthly and weekly electricity system operation plans and daily mobilization schedules, the electricity system and market operator shall be responsible for making notification of the decline in electricity system security and measures to prevent suspension or reduction of power supply (if any) as follows:

a) Make written notification of decline in electricity system security to relevant units and publish the notification on the website of the electricity system and market operator according to annual, monthly electricity system operation plans;

b) Give dispatch instruction within competence and publish the notification of decline in electricity system security on the website of the electricity system and market operator according to weekly, daily electricity system operation plans and methods.

Article 66. Load shedding for electricity system security

1. The dispatch level shall calculate and allocate capacity and electrical energy in the electricity distribution units and electricity customers in accordance with Article 60 and Article 64 herein and the Regulation on formulation and implementation of power supply plan when the national electricity system is short of power issued by the Ministry of Industry and Trade to ensure the electricity system operates in a safe, reliable and stable manner.

2. The electricity distribution units and electricity customers shall be responsible for suspending or reducing power supply at the request of the dispatch level.

...

...

...

Section 2. RESPONSIBILITY OF UNITS IN OPERATION OF ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM

Article 67. Responsibility of electricity system and market operator

1. Formulate operational plans and methods serving dispatching and operation of the national electricity system on an annual, monthly, weekly and daily basis and hour-ahead schedules as prescribed herein and in the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The electricity transmission system must be dispatched and controlled in accordance with the dispatch procedure, the incident handling procedure and the operating procedure of the national electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade and the provisions prescribed herein to ensure safe, reliable, stable and economical operation.

3. Inspect and go through the diagram of protection of electrical equipment of the customer using transmission grid in case such diagram has impact on transmission grid protection system.

4. Establish and maintain stable, reliable and constant operation of communication system, data transmission system, SCADA/EMS and remote control system serving operation and dispatching.

5. Dispatch and operate generating sets, transmission grids as prescribed in this Chapter and the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade.

6. Preside over negotiation on plans for maintenance and repair of generating sets and electrical grids with the transmission network operator and the customer using transmission grid.

7. Inspect and supervise installation and setting of parameters of protective, automation, control, governor, excitation systems, connect AGC of the transmission network operator and the customer using transmission grid meeting requirements prescribed herein and requirements of the dispatch level to ensure safe and reliable operation of the transmission electricity system. Report non-compliance cases to the Electricity Regulatory Authority for handling measures.

...

...

...

9. Cooperate with the transmission network operator in the establishment of national transmission grid protection diagrams and maintaining operational characteristics of protective equipment aligned with the protection diagram.

10. Share and provide necessary information to the transmission network operator and customer using transmission grid serving operation of the electricity transmission system.

Article 68. Responsibility of transmission network operator

1. Manage and operate transmission grid within management ensuring satisfaction of operational and technical requirements as prescribed herein, comply with the national electricity system dispatch procedure, operating procedure, and incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade and other relevant law provisions.

2. Provide technical parameters of equipment to the dispatch level. Unless the maintenance or repair is planned or has an incident, the transmission network operator must ensure that all of its equipment is readily available for operation according to dispatch instruction of the dispatch level. The transmission network operator shall provide the dispatch level with information concerning changes of readiness of the equipment and reasons for changes.

3. Establish protection, automation and control systems in accordance with applicable industry standards, requirements prescribed herein and requirements of the dispatch level to ensure stable and reliable operation of the electricity transmission system.

4. Establish transmission grid protection diagrams and maintain operational characteristics of protective equipment.

5. Maintain operation of the transmission grid in a safe and reliable manner, restore the transmission grid after the incident.

6. Comply with technical regulations and standards on operation of the transmission grid; regulations on electricity safety, electrical grid and work protection corridors according to laws.

...

...

...

8. Provide necessary information to the dispatch level and customer using transmission grid serving operation of the electricity transmission system.

Article 69. Responsibility of generating units

1. Manage and operate power plants and electrical grids within management ensuring satisfaction of operational and technical requirements as prescribed herein, comply with the national electricity system dispatch procedure, operating procedure, and incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade and other relevant law provisions.

2. Provide the dispatch level with information concerning readiness of generating sets including generating capacity, time of starting and stopping generating sets. In case of changes in level of readiness of generating sets, the generating units shall be responsible for providing such changes and the reasons to the dispatch level.

3. Maintain reliable and stable operation of the governor and excitation systems, connection of AGC and other technical requirements related to the equipment at connection points as prescribed herein to ensure adequate supply of power at the request of the electricity system and market operator aligned with the PPA and connection agreement. Do not change settings of the governor, excitation system, connection of AGC and other relevant technical requirements without consent of the electricity system and market operator. Carry out necessary trial operation and tests at the request of the electricity system and market operator.

4. In case of overhauling a generating set, the generating unit shall be responsible for carrying out the tests to assess the operation of the excitation and governor system of generating sets and sending test results to the electricity system and market operator. Subject matters and requirements of tests are conformable with the testing and monitoring procedure issued by the Electricity Regulatory Authority.

5. Establish protection, automation and control systems in accordance with applicable industry standards, requirements prescribed herein and requirements of the dispatch level to ensure stable and reliable operation of the national electricity system.

6. Invest, install, maintain, manage and operate DCS, RTU/Gateway and communication systems within management and data transmission lines to ensure reliable and constant transmission of information and data to the SCADA system, communication and control systems of the dispatch level. Do not separate equipment from operation without consent of the dispatch level.

10. Provide necessary information to the dispatch level and customer using transmission grid serving operation of the electricity transmission system.

...

...

...

1. Manage and operate electrical grids within management ensuring satisfaction of operational and technical requirements as prescribed herein, comply with the national electricity system dispatch procedure, operating procedure, and incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade and other relevant law provisions.

2. Provide technical parameters of equipment to the dispatch level. Unless the maintenance or repair is planned or has an incident, the transmission network operator must ensure that all of its equipment is readily available for operation according to dispatch instruction of the dispatch level. The transmission network operator shall provide the dispatch level with information concerning changes of readiness of the equipment and reasons for changes.

3. Establish protection, automation and control systems in accordance with applicable industry standards, requirements prescribed herein and requirements of the dispatch level to ensure stable and reliable operation of the electricity transmission system.

4. Operate compensate equipment in the distribution grid to meet demands for reactive power.

5. Maintain operation of protection system, readiness of automatic load shedding system at the request of the dispatch level.

6. Formulate and provide load forecasting figures to the electricity system and market operator as prescribed in Chapter III herein.

7. Invest, install, maintain, manage and operate DCS, RTU/Gateway and communication systems within management and data transmission lines to ensure reliable and constant transmission of information and data to the SCADA system, communication and control systems of the dispatch level. Do not separate equipment from operation without consent of the dispatch level.

8. Provide necessary information to the dispatch level and transmission network operator serving operation of the electricity transmission system.

Article 71. Responsibility of electricity customers

...

...

...

2. Comply with load profile and assure power factor as stated in the signed PPA.

3. Install, manage and operate the protective relay, automation and control system within management to ensure stable and reliable operation of the national electricity system. Do not change settings of the protective relay, automation and control system and other relevant technical requirements within management without consent of the dispatch level. Carry out necessary tests as requested by the dispatch level.

4. Formulate and provide load forecasting figures to the electricity system and market operator as prescribed in Chapter III herein.

5. Invest, install, maintain, manage and operate DCS, RTU/Gateway and communication systems within management and data transmission lines to ensure reliable and constant transmission of information and data to the SCADA system, communication and control systems of the dispatch level. Do not separate equipment from operation without consent of the dispatch level.

6. Provide necessary information to the dispatch level and transmission network operator serving operation of the electricity transmission system.

Section 3. ANCILLARY SERVICES

Article 72. Types of ancillary services

Types of ancillary services used to adjust frequency and voltage during operation of the electricity transmission system:

1. Frequency regulation

...

...

...

3. Quick-start

4. Voltage adjustment

5. Must-run operation reserves to ensure electricity system security

6. Black start

Article 73. Technical requirements of ancillary services

1. Frequency regulation Generating sets providing frequency regulation service must be capable of increasing or reducing capacity meeting changes of electricity system frequency or other automatic signals stipulated by the electricity system and market operator. Generating sets must be capable of changing at least 4% of rate power within 10 seconds and maintaining such changes for a minimum of 10 minutes.

2. Spinning reserve: Generating sets providing spinning reserves must be capable of increasing to a rate power according to frequency signal or other automatic signals stipulated by the system and market operator within 25 seconds and maintain such rate power for a minimum of 30 minutes.

3. Quick-start: Generating sets providing quick-start reserve must be capable of increasing to the rated power within 25 minutes and maintain such rated power for a minimum of eight hours

4. Voltage adjustment: Generating sets providing voltage adjustment must be capable of changing reactive power outside the band prescribed in Clause 2, Article 38 herein, meeting requirements of the electricity system and market operator.

...

...

...

6. Black start: Generating sets providing black start must be capable of self-starting in a cold state without power supply from the national electricity system and capable of supplying electricity to transmission grids, distribution grids after successfully started.

Article 74. Principles of determining demand for ancillary services

1. General principles of determining demand for ancillary services:

a) Maintain electrical energy and capacity reserves of the electricity system in accordance with operation and electricity system security standards;

b) Ensure minimum expenses in accordance with conditions and obligations of the national electricity system.

2. Principles of determining demand for ancillary services

a) Frequency regulating reserve is the amount of necessary available capacity in the national electricity system readily available for being mobilized, dispatched to control primary frequency for a specified period of time in order to maintain electricity system frequency within permissible band;

b) Spinning reserve is the amount of necessary available capacity in the national electricity system readily available for being mobilized, dispatched in order to restore electricity system frequency to permissible band after a single fault;

c) Quick-start: Quick-start reserve must be capable of compensating difference between appropriate reserve power determined in Article 93 herein and reserve power stipulated in Article 94 herein;

...

...

...

dd) Must-run operation reserves to ensure electricity system security: The electricity system and market operator shall be responsible for calculating and comparing operation modes with and without obligations on the simulation modeling of the electricity system and market with account taken of following cases:

- Ensure satisfaction of requirements for electrical energy and capacity of electrical grid connecting the countries in the region;

- Maintain standards on voltage and stability of the national or regional electricity systems.

e) Black start: Function of the black start is to ensure efficient mobilization of power and be readily available when the electricity system has a wide-area outage. The electricity system and market operator shall be responsible for calculating and analyzing incidents likely to separate the transmission grid into isolated regions for calculation and determination of requirements of black start services in the electricity transmission system.

3. Before November 01 annually, the electricity system and market operator shall be responsible for calculating demand for ancillary services of the national electricity system, reporting to Vietnam Electricity before submission to the Electricity Regulatory Authority for approval.

Article 75. Registration of ancillary services

1. Apart from the black start service, the generating units shall be responsible for registering supply of ancillary services of individual generating sets with the electricity system and market operator in accordance with technical requirements and demand for ancillary services prescribed in Article 73 and Article 74 herein.

2. For a power plant to be energized and put into operation, the generating unit shall be responsible for registering supply of ancillary services of individual generating sets within three months before the generating set operates commercially.

3. Generating units must make notification to the electricity system and market operator of any changes to the equipment which may affect supply of ancillary services.

...

...

...

Article 76. General provisions on maintenance and repair of electricity transmission system

1. The electricity system and market operator shall be responsible for formulating plans for maintenance and repair of the electricity transmission system including plans for maintenance and repair of transmission grids, power plants with installed capacity over 30 MW and power plants connecting to transmission grids.

2. Plans for maintenance and repair of electricity transmission system shall be formulated on the basis of registration of the plan for operation, maintenance and repair of electrical grids, power plants of the transmission network operator, the customer using transmission grid and calculated in the entire national electricity system in following principles:

a) Ensure safe, stable, reliable and economical operation of the entire national electricity system;

b) Balance source power and loads, have sufficient reserve power, electrical power and necessary ancillary services in operation modes of the national electricity system;

c) Optimize coordination in the maintenance and repair of equipment, electrical grids and power plants with hydrographical condition obligations, requirements for supply of lowland water, flood prevention and supply of primary fuel for power generation ;

d) Short-term maintenance and repair plans must be formulated based on long-term maintenance and repair plans;

dd) Ensure possible highest reserve electrical energy and capacity of the national electricity system in peak hours. Prioritize maintenance and repair during the period of low loads of the national electricity system;

e) Minimize suspension and reduction of power supply from the national electricity system; minimize maintenance and repair during the period of time when political, cultural and social events take place.

...

...

...

4. The transmission network operator and the customer using transmission grid must comply with the plan for maintenance and repair of the electricity transmission system formulated and announced by the electricity system and market operator.

5. The plan for maintenance and repair of electricity transmission system includes:

a) Annual maintenance and repair plan: The plan shall be formulated for the next year (year N+1) with account taken of the year thereafter (year N+2) serving the formulation of annual electricity system operation plan and medium-term assessment of electricity system security;

b) Monthly maintenance and repair plan: The plan shall be formulated and updated on a monthly basis with account taken of the month thereafter on the basis of the approved annual maintenance and repair plan;

c) Weekly maintenance and repair schedule: The schedule shall be formulated for the next week with account taken of the week thereafter on the basis of the approved monthly maintenance and repair plan;

d) Daily maintenance and repair schedule: Determine the maintenance and repair tasks to be performed next day.

6. The time of registration for the plan for maintenance and repair of the electricity transmission system must be compliant with the regulation on time of registration of electricity transmission system operation plan.

7. The plan for maintenance and repair of electricity transmission system includes:

a) Name of equipment that needs maintenance and report;

...

...

...

c) Expected time for starting and completing maintenance and repair tasks;

d) Other relevant equipment.

Article 77. Establishment of plan for maintenance and repair of electricity transmission system

1. The plan for maintenance and repair of electricity transmission system must be in coordination with schedule of maintenance and repair of equipment, electrical grids, power plants to minimize negative impact on national electricity system security.

2. Annually, the transmission network operator and the customer using transmission grid must register the plan for maintenance and repair of electrical grids, power plants with the electricity system and market operator.

3. Based on the registration information provided, the electricity system and market operator shall be responsible for formulating the plan for maintenance and repair of generating sets, transmission grids and relevant connection equipment in accordance with the provisions prescribed in Article 76 herein.

4. The electricity system and market operator must cooperate with relevant units in formulating the plan for maintenance and repair plan of equipment ensuring electricity supply security of the national electricity system.

5. After the plan for maintenance and repair of electricity transmission system is completed, the electricity system and market operator shall make publish on its website following information on a regular basis:

a) Annual maintenance and repair plan: Annually published;

...

...

...

c) Weekly maintenance and repair schedule: Published on a weekly basis;

d) Daily maintenance and repair schedule: Published on a daily basis;

Article 78. Order of priority on separation of equipment for maintenance and repair

1. During the formulation of the plan for maintenance and repair of equipment as prescribed in Article 77 herein, the electricity system and market operator may reject requests for separation of equipment for maintenance and repair when finding that the separation of equipment will affect electricity system security.

2. Before rejecting requests for separation of equipment for maintenance and repair, the electricity system and market operator shall establish the plan for maintenance and repair of electricity transmission system in order of priority as follows:

a) Separation of equipment for maintenance and repair of power source is more prioritized than the transmission grid;

b) Separation of equipment for maintenance and repair of power sources shall be prioritized according to the principle of minimizing expenses for purchase of power for the entire system;

c) If two or more requests for separation of equipment for maintenance and repair of power sources affect generating costs, any request that comes first shall be given higher priority.

3. Based on order of priority as prescribed in Clause 2 of this Article, the electricity system and market operator has the right to reject requests for separation of equipment for maintenance and repair until electricity system security is ensured.

...

...

...

1. Registration for separation of equipment in operation for maintenance and repair by the transmission network operator and the customer using transmission grid is classified as follows:

a) Registration of maintenance and repair according to the plan is the registration of separation of equipment for maintenance and repair on the basis of the plan for maintenance and repair of electricity transmission system formulated and published by the electricity system and market operator.

b) Registration of maintenance and repair outside the plan is the registration of separation of equipment for maintenance and repair outside the plan for maintenance and repair of electricity transmission system formulated and published by the electricity system and market operator.

c) Registration of unscheduled maintenance and repair is the registration for separation of equipment in operation in the state of possible hazards.

2. Separation of equipment for repair includes:

a) Name of equipment;

b) Main tasks;

c) Expected time for task performance;

d) Expected time for inspection and trial operation;

...

...

...

e) Other equipment that needs isolation;

g) Other necessary information.

3. If a decline in electricity system security results in a change to the schedule for separation of equipment for repair, the transmission network operator or the customer using transmission grid must re-register with the electricity system and market operator at least 48 hours before the equipment is separated from operation, including for repair inside and outside the plan.

4. In case of a threat to human life or safety of equipment, the transmission network operator or the customer using transmission grid may separate such equipment to prevent danger to people and equipment. The transmission network operator or the customer using transmission grid must make an immediate notification of separation of equipment to the electricity system and market operator.

5. Upon receipt of notice of the decline in electricity system security prescribed in Article 65 herein, the transmission network operator or the customer using transmission grid may bring the equipment under maintenance and repair back to normal operation in the earliest time possible versus the approved plan, ensuring no later than 48 hours since receipt of the request from the electricity system and market operator. In this case, the transmission network operator or the customer using transmission grid must make a written notice to the electricity system and market operator at least four hours before the equipment is expected to be brought back to operation.

Article 80. Separation of equipment in operation for urgent repair

If the equipment in operation is likely to threaten human life or safety, the operator from the transmission network operator or the customer using transmission grid has the right to separate the equipment immediately from the electricity transmission system and take full responsibility for the separation.

Article 81. Reports on urgent separation of equipment for repair

In case of urgent separation of equipment, relevant units shall be responsible for making reports as follows:

...

...

...

2. In case the urgent separation of equipment causes suspension or reduction of power supply on a large scale, within 24 hours, the electricity system and market operator shall report reasons for separation of equipment, the causes and scope of impact to the Electricity Regulatory Authority.

Section 5. ELECTRICITY SYSTEM SCHEDULING AND DISPATCHING

Article 82. Day-ahead mobilization schedules

1. The purpose of day-ahead mobilization scheduling is to update and adjust the schedule of mobilizing generating sets and ancillary services in the day-ahead transaction cycles.

2. Day-ahead mobilization schedules are formulated in accordance with the competitive electricity market operation procedure and the national electricity system dispatch procedure issued by the Ministry of Industry and Trade with account taken of obligations for electricity system security.

3. The electricity system and market operator shall be responsible for calculating and formulating day-ahead mobilization schedules, and publishing results on its website in accordance with electricity market operation time table.

Article 83. Obligations for system security

1. To formulate mobilization and dispatching schedules in accordance with principles of safe operation prescribed in Article 60 and Article 62 herein, the electricity system and market operator must determine obligations for electricity system security in the model of calculation and formulation of mobilization schedules.

2. The electricity system and market operator shall be responsible for studying and determining the lists of obligations for electricity system security serving the formulation of mobilization and dispatching schedules including:

...

...

...

b) Generating sets’ generating capability obligations;

c) Requirements for ancillary services;

d) Necessary obligations to ensure electricity supply security as prescribed in Article 60 and Article 62 herein.

3. The electricity system and market operator must make public announcement of the grounds for determination of the obligations for electricity system security at least one week in advance and updates must be constantly made.

4. If necessary, the electricity system and market operator may change obligations for electricity system security during real-time dispatching to ensure safe operation of the electricity system.

5. During the process of real-time dispatching, the electricity system and market operator shall announce day-ahead mobilization schedules, obligations for electricity system security affecting day-ahead mobilization schedules, mobilization schedules in transaction cycles and methods of real time dispatching along with explanations of any changes.

Article 84. Real-time dispatching

1. The purpose of real-time dispatching

a) Ensure real-time dispatching of generating sets and ancillary services is carried out in an apparent way for the parties involved in the electricity market;

...

...

...

2. Principles of real-time dispatching

a) The electricity system and market operator shall be responsible for operating and dispatching electricity system in real time, issuing dispatch instruction and complying with relevant procedures and regulations. The schedules of real-time mobilization of generating sets must meet obligations for electricity system security and minimize expenses for the entire system;

b) The real-time dispatching of electricity system must be based on day-ahead mobilization schedules and schedules for real-time mobilization of generating sets. In case of emergency, to ensure electricity system security, the electricity system and market operator has the right to operate the electricity system not in accordance with the schedules of real-time mobilization of generating sets. Such changes must be recorded in the operation diary and reported to relevant parties;

c) The units involved in the electricity market must comply with dispatch instruction of the electricity system and market operator;

d) Dispatch instructions must be recorded in the dispatch diary, tape recorder and database of the electricity system operation management software;

dd) After the real-time operation, the electricity system and market operator must publish information concerning dispatch instruction, operation of electricity system on its website.

Article 85. Methods of real-time operation of electricity system

1. Operation method in a normal and warning mode

The system and market operator shall be responsible for ensuring supply - demand balance in real time by issuing dispatch instruction and operation actions based on day-ahead transaction cycle mobilization schedules;

...

...

...

a) If the measures prescribed in Point b, Clause 1, this Article have been taken but the electricity system fails to return to normal operation, the electricity system and market operator shall be responsible for mobilizing generating sets to provide quick-start reserve services based on day-ahead transaction cycle mobilization schedules and ensure minimization of expenses for the entire system;

b) The electricity system and market operator shall be responsible for publishing mobilization schedules of ancillary services on its website according to the regulation on competitive electricity market operation.

Section 6. COORDINATION IN OPERATION, EXCHANGE OF INFORMATION AND OPERATIONAL REPORTING MODES

Article 86. General responsibility for operation coordination

1. The transmission network operator and the customer using transmission grid must reach an agreement on responsibility and scope of operation of the equipment on the transmission grid between the two parties;

2. The transmission network operator and the customer using transmission grid must coordinate and share information, establish and maintain communication and implement necessary safety measures during trial operation within management.

3. The transmission network operator and the customer using transmission grid shall construct operation coordination procedure to ensure safety of people and equipment in the operation, maintenance and repair.

4. When carrying out the tasks on the electrical grid, the transmission network operator and customer using transmission grid must comply with regulations on safety operation coordination and other regulations.

5. The transmission network operator and the customer using transmission grid shall be responsible for coordinating installation of signs, warning equipment and safety instructions.

...

...

...

7. Relevant units shall be responsible for coordinating safe operation to ensure compliance with regulations on safe operation of transmission grid, electrical equipment connecting to the transmission grid.

Article 87. Exchange of information

1. The electricity system and market operator shall be responsible for handling incidents which affect safe and reliable operation of the national electricity transmission system.

2. The transmission network operator and the customer using transmission grid shall be responsible for making notification to the electricity system and market operator, the dispatch level and relevant units of any events or incidents within management which may affect safe and reliable operation of the national electricity system.

3. Upon receipt of notification as prescribed in Clause 2, this Article, the electricity system and market operator, the dispatch level shall cooperate with the transmission network operator and the customer using transmission grid in investigating and verifying the causes and putting forward handling measures. The transmission network operator and the customer using transmission grid shall provide relevant information, answer questions and requests made by the electricity system and market operator and the dispatch level. The customer using transmission grid shall provide incident-related information to the transmission network operator for analysis and handling of the incident within management of the customer.

4. Requirements for content of notifications, reports or other information as prescribed in Clause 2 and Clause 3, this Article include:

a) Name and position of the person who gives the notification, makes the report or answers the questions, time of notification, reporting or answering the questions;

b) Information concerning operation, incidents or risks;

c) Verbal or oral reports on the incident or answers to the questions. Reports on incidents or answers to questions must include:

...

...

...

- If an incident can be remedied immediately, the report is made orally;

- If the incident happens in a factory, the report must be made by such factory. If an incident happens in the electricity system connecting to the national transmission grid, the customer using transmission grid shall make a report on such incident or answer the questions; if an incident happens on the national transmission grid, the transmission network operator shall make the report or answer the questions.

Article 88. Confidentiality

All the information concerning the operation process or incident handling shall be provided to a third party in following cases:

1. Cases stipulated by laws.

2. As agreed between the customers using transmission grid or agreed by the dispatch level.

3. Third party is the customer who is connected to the national transmission grid and provided with information by the dispatch level.

Article 89. Reporting of incidents in national electricity system

1. The dispatch level, the transmission network operator and the customer using transmission grid shall be responsible for performing the reporting of incidents according to the incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

...

...

a) For a lasting incident on the electricity transmission system from 220 kV and over that causes damage to the equipment or an incident occurring to the national electricity system that causes extensive outage in a province, a central-affiliated city or an incident that results in load shedding with capacity from 200 MW and over, report the incident to the Electricity Regulatory Authority via texting or email after the element of incident in the national electricity system is isolated.

b) Within 36 hours since the incident happens, the dispatch level shall send the report to the Electricity Regulatory Authority according to the form in Annex 3 enclosed with the incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade;

c) Before 20^th every month, the electricity system and market operator shall make a review report of incidents according to the form in Annex 4 enclosed with the incident handling procedure issued by the Ministry of Industry and Trade (for incidents subject to analysis and scrutiny) and incidents of last month to the Electricity Regulatory Authority by post or via email in following cases:

- Lasting incidents on 500 kV electrical grid;

- Lasting incidents on 220 kV, 110 kV electrical grids and power plants cause extensive outage in a province, central-affiliated city or a district of Hanoi Capital and Ho Chi Minh City or a load shedding with capacity from 200 MW and on or have direct impact on the operation of the power plant involved in the competitive electricity market.

Article 90. Reporting of performance of transmission grid

1. The transmission network operator shall be responsible for making regular reports on following matters:

a) Operation of transmission grid;

b) Assessment of implementation of operation standards prescribed in Chapter II herein;

...

...

...

d) Performance quality assessment indices prescribed in Article 98 herein and explanations of reasons for not meeting the indices;

dd) Connection of SCADA of transformers to the dispatch level.

2. Regular reports

a) Before January 15 annually, the transmission network operator shall be responsible for reporting operation of transmission grids from last year including matters prescribed in Clause 1, this Article to the Electricity Regulatory Authority and the electricity system and market operator.

b) Before 15^th every month , the transmission network operator shall be responsible for reporting operation of transmission grids from last month including matters prescribed in Clause 1, this Article to the Electricity Regulatory Authority and the electricity system and market operator.

3. The transmission network operator shall be responsible for making irregular reports on operation of transmission grids at the request of the Electricity Regulatory Authority, the Service of Industry and Trade, Vietnam Electricity and the electricity system and market operator.

Article 91. Reporting of operation plan and result of operation of national electricity system

1. The electricity system and market operator shall be responsible for making regular reports to the Electricity Regulatory Authority on the national electricity system operation plans next year, next month and next week including plans for maintenance and repair of equipment and assessment of electricity system security as prescribed herein.

2. The electricity system and market operator shall be responsible for making regular reports on operation of the national electricity system on an annual, monthly basis including following matters:

...

...

...

b) Assessment of implementation of operation standards prescribed in Chapter II herein;

c) Assessment of demand for loads and consumption of power, tolerance of load forecasting;

d) Assessment of result of operation of transmission grids, incidents and causes, proposal for measures to ensure safe and reliable operation of the electrical system;

dd) Performance quality assessment indices prescribed in Article 97 herein and explanation of reasons for not meeting the indices;

e) Statistical figures about supply of fuel, hydrographical conditions of hydroelectric reservoirs, mobilization of power plants; incidents to power supplies and electrical grids;

g) Connection of SCADA of power plants and transformers within control authority.

3. Regular reports

a) Before January 31 annually, the electricity system and market operator shall be responsible for reporting operation of the national electricity system from last year including matters prescribed in Clause 2, this Article to the Electricity Regulatory Authority.

b) Before 25^th every month, the electricity system and market operator shall be responsible for reporting operation of the national electricity system from last month including matters prescribed in Clause 2, this Article to the Electricity Regulatory Authority.

...

...

...

Chapter VII

ASSESSMENT OF ELECTRICITY SYSTEM SECURITY

Article 92. General provisions on assessment of electricity system security

1. The electricity system and market operator shall be responsible for carrying out the assessment of electricity system security serving the formulation of national electricity system operation plan next year, next month, next week, formulation of day, hour-ahead mobilization schedules and real-time dispatching.

2. The transmission network operator and the customer using transmission grid shall be responsible for providing full information concerning the assessment of electricity system security to the electricity system and market operator. The information includes: Load forecasts, operation plan, plan for maintenance and repair of electrical grids, power plants, transmission capacity on transmission grids, available and announced capacity of generating sets, energy obligations and other necessary relevant information.

3. Assessment of electricity system security includes calculation, analysis and announcement of total expected available capacity, load forecasts of the electricity system, assessment of reliability and readiness of the electricity system to meet demand for load forecasts, warnings on electricity system security and other requirements for electricity system security. Assessment of electricity system security includes medium- and short-term assessment stipulated as follows:

a) Medium-term assessment includes:

- Annual assessment: To be carried out to assess ability to ensure national electricity system security for the next year (year N+1) and the year thereafter (year N+2). Unit of calculation is month;

- Assessment of electricity system security for the next 12 months: To be carried out from July to end of June in the next year (year N+1) to assess ability to ensure national electricity system security for the next 12 months. Unit of calculation is month;

...

...

...

- Weekly assessment: To be carried out to assess ability to ensure national electricity system security for the remaining weeks of current month and weeks of next month. Unit of calculation is week;

b) Short-term assessment: To be carried out to assess ability to ensure national electricity system security for the next two weeks. Unit of calculation is hour;

4. Result of assessment of electricity system security is grounds for relevant units to take initiative in the formulation of the plan for power generation, maintenance and repair of equipment, participation in adjusting supply and demand balance of the electricity system.

5. To serve the assessment of electricity system security, the transmission network operator and the customer using transmission grid must register the plan for maintenance and repair of electrical grids, electrical equipment and power supplies with the electricity system and market operator.

6. If the plan for maintenance and repair of electrical grids and power supplies is found to have threaten electricity system security, the electricity system and market operator has the right to refuse such plan and specify the reasons for refusal.

7. The refusal shall be based on the determination of impacts of the plan on electricity system security.

Article 93. Reserve capacity and electrical energy of electricity system

1. The electricity system and market operator shall be responsible for calculating and determining reserve capacity and electrical energy of the national electricity system during the calculation of ancillary services and assessment of electricity system security.

2. During the formulation of the method for calculation of reserve capacity and electrical power, the electricity system and market operator must ensure following principles:

...

...

...

- Reserve capacity is the difference between total forecast available generating capacity of a generating set in the electricity system and forecast maximum capacity of loads of electricity system at the same time;

- Optimal reserve capacity is reached when the marginal cost of shortage of electrical energy caused by the incident to power supplies, changes to primary fuel and sudden increase of loads is equal to the marginal cost of mobilizing quick-start reserve to make up for such shortage;

- Appropriate reserve capacity is the optimal reserve capacity with account taken of changes of loads and generating set obligations in the electricity system.

b) Determination of appropriate reserve electrical energy

- Reserve electrical energy is the difference between total forecast available electrical energy of a generating set in the electricity system and forecast electrical energy of loads of the electricity system at the same time;

- Optimal reserve electrical energy is reached when the marginal cost of shortage of electrical energy caused by the incident to power supplies, changes to primary fuel and sudden increase of loads is equal to the marginal cost of mobilizing quick-start reserve to make up for such shortage;

- Appropriate reserve electrical energy is the optimal reserve electrical energy with account taken of changes of loads and generating set obligations in the electricity system;

3. Input elements used for the calculation of reserve capacity and electrical energy in following cases:

a) Calculation of reserve capacity serving the formulation of plan for mobilization of quick-start reserve including:

...

...

...

- Failure rate of each generating set shall be determined based on statistical figures or calculations made by the electricity system and market operator for such generating sets;

- Load forecasts calculated by the electricity system and market operator are prescribed in Chapter III herein;

- The cost of shortage of electrical energy shall be determined through probability and statistics in case the demand for loads is greater than total available capacity of power supplies and value of lost load calculated by the electricity system and market operator.

b) Calculation of reserve capacity serving plans for temporary suspension and reduction of power supply and load shedding including:

- Announced available generating capacity of generating sets of a power plant;

- Failure rate of each generating set shall be determined based on statistical figures or calculations made by the electricity system and market operator for such generating sets;

- Load forecasts calculated by the electricity system and market operator are prescribed in Chapter III herein;

- The cost of shortage of electrical energy shall be determined through probability and statistics in case the demand for loads is greater than total available capacity of power supplies and value of lost load calculated by the electricity system and market operator.

c) Calculation of reserve electrical energy serving the formulation of the plan for mobilization of must-run operation reserve to ensure electricity system security, including:

...

...

...

- Failure rate of each generating set shall be determined based on statistical figures or calculations made by the electricity system and market operator for such generating sets;

- Forecast changes to electrical production of thermo power plants shall be based on past figures or actual hydrographical figures;

- Load forecasts calculated by the electricity system and market operator are prescribed in Chapter III herein;

- The cost of shortage of electrical energy shall be determined through probability and statistics in case the demand for loads is greater than total available capacity and value of lost load calculated by the electricity system and market operator.

d) Calculation of reserve electrical energy serving plans for temporary suspension and reduction of power supply and load shedding including:

- Announced electrical energy of generating sets of a power plant over stages;

- Failure rate of each generating set shall be determined based on statistical figures or calculations made by the electricity system and market operator for such generating sets;

- Forecast changes to electrical production of thermo power plants shall be based on past figures or actual hydrographical figures;

- Load forecasts calculated by the electricity system and market operator are prescribed in Chapter III herein;

...

...

...

4. Annually, the electricity system and market operator shall be responsible for calculating reserve capacity and electrical energy ensuring appropriate reserve capacity and electrical energy and provisions laid down herein, reporting to the Electricity Regulatory Authority for approval.

5. During the assessment and grant of approval for reserve capacity and electrical energy, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for collecting suggestions from relevant parties on following issues:

a) Impacts of cost of ancillary services;

b) Impacts on requirements for operation of the electricity system;

c) Impacts on quality of power supply;

d) Assessment of the correlation between cost of power supply and quality of power supply.

Article 94. Assessment of medium-term assessment of electricity system security

1. Annually, the electricity system and market operator shall carry out calculation and announcement of result of assessment of electricity system security.

2. In June annually, the electricity system and market operator shall carry out calculation and announcement of assessment of electricity system security for the next 12 months.

...

...

...

4. Every week, the electricity system and market operator shall carry out calculation and announcement of weekly assessment of electricity system security.

5. Input information for medium-term assessment of system security:

a) Load forecasts of national and regional electricity systems including maximum capacity and consumed electrical production;

b) Weekly load profile of national and regional electricity systems;

c) Plans for maintenance and repair of power supplies and electrical grids;

d) Approved weekly electrical energy of hydroelectric reservoirs;

dd) Incidents to generating sets and transmission grids;

e) Requirements for ancillary services of the national electricity system;

g) Electrical grid obligations.

...

...

...

a) Expected plan for maintenance and repair;

b) Weekly available capacity of generating sets;

c) Weekly energy obligations (if any) of generating sets. This information shall be provided according to the form published on the electricity system and market operator’s website.

7. The transmission network operator shall be responsible for providing the electricity system and market operator with the expected plan for maintenance and repair of transmission grids and input information serving the medium-term assessment of electricity system security. If the plan for maintenance and repair of transmission grid has effect on power generating capacity of generating sets, the electricity system and market operator has the right to make adjustment to the power generating capacity of such generating sets and making notification of changes and obligations of transmission grids to generating units.

8. Electricity distribution units shall be responsible for providing load forecasts at 110 kV transformers on the distribution grids to the electricity system and market operator.

9. The information concerning medium-term assessment of electricity system security published by the electricity system and market operator includes:

a) Total available capacity and electrical energy with account taken of energy obligations of generating sets, plans for maintenance and repair of transmission grids and generating sets;

b) Requirements for ancillary services of the national electricity system;

c) Reserve capacity and electrical energy of the national electricity system

...

...

...

dd) Warnings about decline in electricity supply security (if any).

10. Upon finding that reserve capacity and electrical energy is lower than the approved reserve level as prescribed in Article 93 herein, the electricity system and market operator has the right to reject plans for maintenance and repair by electricity transmission units and generating units.

11. In case of rejection, within seven days since receipt of the rejection, the affected units may submit a modification plan to the electricity system and market operator for consideration.

12. The electricity system and market operator shall be responsible for making calculations and regular updates on medium-term assessment of electricity system security. When reserve capacity, electrical energy and electricity system security level is met, the electricity system and market operator shall grant approval for the modification plan.

Article 95. Assessment of short-term assessment of electricity system security

1. Prescribed time for short-term assessment of electricity system security is the next 14 days since 24:00 on the day of announcement of short-term assessment to 24:00 on the next 14^th day. The unit of calculation if hour.

2. Every day, the electricity system and market operator shall be responsible for making public announcement of short-term assessment of electricity system security.

3. Input information for short-term assessment of system security:

a) Load forecasts of national and regional electricity systems including maximum capacity and consumed electrical production;

...

...

...

c) Failure rate of generating sets and transmission grids;

d) Requirements for ancillary services of the national electricity system;

dd) Electrical grid obligations.

4. The generating units shall be responsible for providing the electricity system and market operator with the input information serving short-term assessment of electricity system security including:

a) Plans for maintenance and repair of equipment;

b) Available capacity of generating sets in each transaction cycle;

c) Announced capacity of generating sets in each transaction cycle;

d) Time for starting and stopping slow-start generating sets;

dd) Lowest stable generating capacity of generating sets.

...

...

...

6. Electricity distribution units shall be responsible for providing load forecasts at 110 kV transformers on the distribution grids to the electricity system and market operator.

7. The information concerning medium-term assessment of electricity system security published by the electricity system and market operator includes:

a) Total available capacity and electrical energy with account taken of plans for maintenance and repair of transmission grids;

b) Load forecasts in national electricity system

c) Requirements for ancillary services;

d) Reserve capacity and electrical energy of electricity system;

dd) Expected obligations of transmission grids;

e) Warnings about decline in electricity supply security (if any).

8. Upon finding that reserve capacity and electrical energy level or local electricity system security is not ensured, the electricity system and market operator has the right to reject plans for maintenance and repair by electricity transmission units and generating units.

...

...

...

10. The electricity system and market operator shall be responsible for maintaining updates on short-term assessment of electricity system security. When reserve capacity, electrical energy and local electricity system security level is met, the electricity system and market operator shall grant approval for the modification plan.

Chapter VIII

ASSESSMENT OF QUALITY OF OPERATION OF ELECTRICITY TRANSMISSION SYSTEM

Article 96. General requirements

1. On a monthly and annual basis, the electricity system and market operator and the transmission network operator shall be responsible for reporting operation of the national electricity system, transmission grids and implementation of operation quality standards to the Electricity Regulatory Authority.

2. Performance indicators prescribed in this Chapter is one of the performance indicators for the Electricity Regulatory Authority to assess quality of dispatching and operation of the electricity transmission system by the electricity system and market operator and transmission network operator. If the performance indicator of the year N+1 is lower than that of the year N, the electricity system and market operator and the electricity transmission unit shall be responsible for making explanations and taking measures to improve the performance indicators for the next year.

Article 97. Performance indicators of electricity system and market operator

On a monthly and annual basis, the electricity system and market operator shall be responsible for reporting and publish following performance indicators on the website of the Electricity Regulatory Authority:

1. Number of times the national electricity system frequency exceeds permissible frequency band and the time for restoration to normal operation modes in case of incidents as prescribed in Article 4 herein.

...

...

...

3. Total monthly expense for ancillary services.

4. Mobilized capacity and actual mobilization time of each ancillary service.

5. Number of times and period of time when types of ancillary services fail to meet requirements for reserve capacity and electrical energy as prescribed in Article 93 herein.

6. Tolerance of annual, monthly, weekly and daily load forecasts compared with actual loads.

Article 98. Performance indicators of transmission network operator

1. On a monthly basis, the electricity system and market operator shall be responsible for reporting and publish following performance indicators on the website on the Electricity Regulatory Authority:

a) Statistical report on overloads of equipment on transmission grid (overload level and time);

b) Statistical report on outage of transmission grid including:

- Number of times of suspension and reduction of power supply with and without plans;

...

...

...

c) Statistical report on busbars on transmission grids of voltage failing to meet the standards as prescribed in Article 6 herein, including:

- Statistical report on over-voltage, low voltage compared with the provisions laid down in Article 6 herein;

- Time of starting and ending each violation of the voltage standard;

- Highest and lowest voltage when the voltage standard is violated;

- Irregular events when the voltage standard is violated.

d) Issues concerning reliability of transmission grids as prescribed in Article 14 herein;

dd) Monthly loss of electrical energy on transmission grid by voltage level;

e) List of incidents leading to violation of transmission grid operation standards as prescribed in Chapter II herein. Make reports and explanation of causes of violation and proposals for changes to meet operation technical standards.

2. On an annual basis, the electricity system and market operator shall be responsible for reporting and publishing following performance indicators on the website of the Electricity Regulatory Authority:

...

...

...

b) Total number of overloaded equipment on transmission grid in the year;

c) Total number of suspension and reduction of power supply with and without plans on transmission lines and transformers;

d) Total number of times and total period of time of violation of the voltage standard as prescribed in Article 6 herein;

dd) Issues concerning reliability of transmission grids as prescribed in Article 14 herein;

e) Loss of electrical energy on transmission grid by voltage level;

g) Total number of irregular incidents leading to violation of transmission grid operation standards.

Chapter IX

SETTLEMENT OF DISPUTES AND HANDLING OF VIOLATION

Article 99. Settlement of disputes

...

...

...

2. If the dispute cannot be settled after the time limit as prescribed in Clause of this Article, the relevant units  may bring the case to the Electricity Regulatory Authority for handling according to laws.

3. The decision on dispute settlement by the Electricity Regulatory Authority is final except for disputes related to agreement or contract signed between the parties.

Article 100. Handling of violation

1. Every organization and individual has the right to report violating acts to the Electricity Regulatory Authority as prescribed herein.

2. A report on a violation must include following information:

a) Reporting date;

b) Name and address of organization and/or individual that makes the report;

c) Name and address of organization and/or individual that commits acts showing signs of violation;

d) Description of behaviors showing signs of violation;

...

...

...

e) Other relevant information (if any).

The specimen report prescribed in the procedure for verification and punishment of administrative violations in the area of electricity within competence of head of the Electricity Regulatory Authority.

3. The Electricity Regulatory Authority has the right to request relevant parties to provide information concerning violating acts during the verification and punishment of violation.

Chapter X

IMPLEMENTATION

Article 101. Implementation

1. The Electricity Regulatory Authority shall be responsible for disseminating, instructing and inspecting the implementation of this Circular.

2. In case of necessity, the Electricity Regulatory Authority shall formulate and issue detailed instructions on technical requirements, connection requirements and methods of forecasting generating capacity and electrical energy of solar power plants, wind power plants connecting to transmission grids in accordance with the provisions prescribed herein and technical characteristics of power plants.

3. The Vietnam Electricity shall be responsible for directing subsidiaries to implement this Circular. Within six months since this Circular is issued, the Vietnam Electricity shall construct and submit technical regulations as instructions on the implementation of this Circular to Electricity Regulatory Authority for promulgation, including:

...

...

...

b) Procedure for formulation of plans for maintenance and repair of electrical grids and power plants in the national electricity system;

c) Procedure for medium and short-term assessment of electricity system security;

d) Procedure for formulation of national electricity system operation plan;

dd) Procedure for determination and operation of ancillary services;

e) Technical requirements for protective relay and automation system in power plants and transformers;

g) Regulations on technical and operational requirements of SCADA;

h) Procedure for trial operation and monitoring;

i) Procedure for load shedding in the national electricity system.

4. The transmission network operator and customer using transmission grids shall be responsible for formulating plans for investment, upgrading and renovation of electrical grids, electrical equipment within management to ensure satisfaction of technical and operational requirements as prescribed herein.

...

...

...

1. This Circular takes effect since January 16, 2017. The Minister of Industry and Trade’s Circular No. 12/2010/TT-BCT dated April 15, 2010 stipulating electricity transmission system shall become invalid since the effective date of this Circular.

2. For any contract for procurement and installation of equipment that was signed before June 01, 2010 with terms and conditions other than the provisions prescribed in the Circular No. 12/2010/TT-BCT dated April 15, 2010 or before the effective date of this Circular with terms and conditions other than the provisions prescribed herein, the transmission network operator and the customer using transmission grids shall be allowed to continue the implementation of the signed contract.

3. Difficulties that arise during the implementation of this Circular should be reported to the Electricity Regulatory Authority or the Ministry of Industry and Trade for consideration and handling./

THE MINISTER




Tran Tuan Anh