Từ khoá: Số Hiệu, Tiêu đề hoặc Nội dung ngắn gọn của Văn Bản...

Đăng nhập

Đang tải văn bản...

Thông tư 40/2014/TT-BCT quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia

Số hiệu: 40/2014/TT-BCT Loại văn bản: Thông tư
Nơi ban hành: Bộ Công thương Người ký: Cao Quốc Hưng
Ngày ban hành: 05/11/2014 Ngày hiệu lực: Đã biết
Ngày công báo: Đã biết Số công báo: Đã biết
Tình trạng: Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG
--------

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

Số: 40/2014/TT-BCT

Hà Nội, ngày 05 tháng 11 năm 2014

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH QUY TRÌNH ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

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 lựcLuật 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 quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

1. Thông tư này quy định về:

a) Phân cấp điều độ trong hệ thống điện quốc gia;

b) Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân tham gia vào công tác điều độ và vận hành hệ thống điện quốc gia;

c) Lập và phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện;

d) Điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia thời gian thực;

đ) Nhiệm vụ các bộ phận tham gia công tác điều độ hệ thống điện quốc gia; vận hành nhà máy điện, trạm điện, lưới điện và trung tâm điều khiển;

e) Đào tạo các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia.

2. Trong trường hợp mua bán điện qua biên giới, công tác điều độ vận hành đường dây liên kết được thực hiện theo thỏa thuận điều độ đã được ký kết.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.

3. Đơn vị phát điện.

4. Đơn vị truyền tải điện.

5. Đơn vị phân phối điện.

6. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.

7. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.

8. Nhân viên vận hành của các đơn vị.

9. Các tổ chức, cá nhân có liên quan khác.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, các 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 tổ máy phát điện thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy phát để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giới hạn cho phép.

4. Báo cáo ngày là báo cáo thông số, tình hình vận hành của ngày hôm trước.

5. Báo cáo sự cố là báo cáo về tình trạng thiết bị điện, hệ thống điện sau khi sự cố xảy ra bao gồm các nội dung chính: diễn biến sự cố, ảnh hưởng, phân tích nguyên nhân, đề xuất biện pháp phòng ngừa.

6. 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.

7. Chế độ vận hành bình thường là chế độ vận hành có các thông số vận hành nằm trong phạm vi cho phép theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

8. Chứng nhận vận hành là giấy chứng nhận do Tập đoàn Điện lực Việt Nam, cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc điều độ cấp trên cấp cho các chức danh tại các cấp điều độ, trạm điện, nhà máy điện và trung tâm điều khiển tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia sau khi được đào tạo và kiểm tra.

9. 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.

10. DIM (viết tắt theo tiếng Anh: Dispatch Instruction Management) là hệ thống quản lý thông tin lệnh điều độ giữa cấp điều độ có quyền điều khiển với nhà máy điện.

11. DMS (viết tắt theo tiếng Anh: Distribution Management System) là hệ thống phần mềm tự động hỗ trợ việc quản lý, giám sát và điều khiển tối ưu lưới điện phân phối.

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

13. Điều độ viên là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, bao gồm:

a) Điều độ viên quốc gia;

b) Điều độ viên miền;

c) Điều độ viên phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết là Điều độ viên phân phối tỉnh);

d) Điều độ viên phân phối quận, huyện.

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

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

16. Đơn vị 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, bao gồm các cấp điều độ:

a) Cấp điều độ quốc gia;

b) Cấp điều độ miền.

17. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.

18. 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 Tổng công ty Điện lực (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).

19. 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 và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị phân phối điện và bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện.

20. 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.

21. Đơn vị quản lý vận hành là tổ chức, cá nhân quản lý và vận hành đường dây hoặc thiết bị điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia, bao gồm:

a) Đơn vị phát điện;

b) Đơn vị truyền tải điện;

c) Đơn vị phân phối điện;

d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;

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

e) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.

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

23. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện từ hệ thống điện để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.

24. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng là khách hàng sử dụng lưới điện phân phối sở hữu trạm biến áp, lưới điện đấu nối vào lưới điện phân phối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV.

25. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải là khách hàng sử dụng điện sở hữu trạm biến áp, lưới điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.

26. 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.

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

28. Hệ thống điện miền là hệ thống điện có cấp điện áp đến 220 kV và ranh giới phân chia theo miền Bắc, miền Trung, miền Nam.

29. 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.

30. Hệ thống điện phân phối là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện.

31. 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.

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

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

34. Lưới điện phân phối là phần lưới điện được quy định cụ thể tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

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

36. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện được quy định cụ thể tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

37. Nhà máy điện lớn là nhà máy điện có tổng công suất đặt lớn hơn 30 MW.

38. Nhà máy điện nhỏ là nhà máy điện có tổng công suất đặt từ 30 MW trở xuống.

39. Nhân viên vận hành là người tham gia trực tiếp điều khiển quá trình sản xuất điện, truyền tải điện và phân phối điện, làm việc theo chế độ ca, kíp, bao gồm:

a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;

b) Trưởng ca, Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện;

c) Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nhóm trạm điện;

d) Nhân viên trực thao tác lưới điện phân phối.

40. Sơ đồ kết dây cơ bản là sơ đồ hệ thống điện trong đó thể hiện rõ trạng thái thường đóng, thường mở của các thiết bị đóng/cắt, chiều dài và loại dây dẫn của các đường dây, thông số chính của các trạm điện và nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện.

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

42. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm điều khiển của hệ thống SCADA.

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

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

45. Trưởng ca nhà máy điện là nhân viên vận hành cấp cao nhất tại nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện đó trong thời gian ca trực của họ.

46. Trưởng kíp trạm điện là nhân viên vận hành cấp cao nhất tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện đó trong thời gian ca trực của họ.

Điều 4. Quy định chung về điều độ hệ thống điện

1. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm chung trong việc chỉ huy vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia đảm bảo an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.

2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện cho năm tới, tháng tới, tuần tới, phương thức vận hành hệ thống điện ngày tới và lịch huy động giờ tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành. Khi lập phương thức vận hành hệ thống điện ngày tới và lịch huy động giờ tới, ngoài việc phải căn cứ trên lịch huy động ngày tới, giờ tới của thị trường điện, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia còn phải tính đến biến động bất thường của thời tiết, diễn biến của phụ tải điện, ràng buộc đảm bảo an ninh hệ thống điện và các ưu tiên khác theo quy định của pháp luật. Phương thức vận hành hệ thống điện cho ngày tới, giờ tới phải đưa ra lịch huy động tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ (nếu có) và thông tin về các tổ máy phát điện phải điều chỉnh so với lịch huy động ngày tới, giờ tới của thị trường điện theo yêu cầu đảm bảo an ninh hệ thống, phương án điều hòa tiết giảm phụ tải điện (nếu có).

3. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm điều độ vận hành hệ thống điện thời gian thực. Các Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển để vận hành nhà máy điện và lưới điện an toàn và tin cậy trong phạm vi quản lý.

4. Trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện thời gian thực, các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ các nguyên tắc, quy định tại Thông tư này và các quy định khác có liên quan.

5. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an ninh hệ thống điện, các cấp điều độ có quyền vận hành hệ thống điện khác với phương thức vận hành hệ thống điện ngày tới và lịch huy động giờ tới đã công bố. Các thay đổi này phải được ghi lại trong báo cáo vận hành ngày và công bố theo quy định.

Chương II

PHÂN CẤP ĐIỀU ĐỘ VÀ QUYỀN CỦA CÁC CẤP ĐIỀU ĐỘ

Mục 1. PHÂN CẤP ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA, PHÂN CẤP QUYỀN ĐIỀU KHIỂN, KIỂM TRA VÀ NẮM THÔNG TIN

Điều 5. Phân cấp điều độ hệ thống điện quốc gia

Điều độ hệ thống điện quốc gia được phân thành 03 cấp chính sau:

1. Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều độ cao nhất trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia. Cấp điều độ quốc gia do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhiệm.

2. Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện miền, chịu sự chỉ huy trực tiếp của Cấp điều độ quốc gia. Cấp điều độ miền do các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam và Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung đảm nhiệm.

3. Cấp điều độ phân phối

a) Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng. Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty Điện lực tỉnh đảm nhiệm;

b) Cấp điều độ phân phối quận, huyện là cấp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối quận, huyện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ phân phối tỉnh. Tùy theo quy mô lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, các Tổng công ty Điện lực lập đề án thành lập cấp điều độ phân phối quận, huyện trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt.

Điều 6. Nguyên tắc phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra

1. Phân cấp quyền điều khiển theo các nguyên tắc cơ bản sau:

a) Một thiết bị điện chỉ cho phép một cấp điều độ có quyền điều khiển;

b) Theo cấp điện áp của thiết bị điện và chức năng truyền tải hoặc phân phối của lưới điện;

c) Theo công suất đặt của nhà máy điện;

d) Theo ranh giới quản lý thiết bị điện của Đơn vị quản lý vận hành.

2. Phân cấp quyền kiểm tra theo nguyên tắc cơ bản sau:

Một thiết bị điện chỉ cho phép điều độ cấp trên thực hiện quyền kiểm tra trong trường hợp việc thực hiện quyền điều khiển của điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lý vận hành làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc quyền điều khiển của điều độ cấp trên.

3. Đối với một số thiết bị điện thuộc quyền điều khiển của một cấp điều độ mà việc thay đổi chế độ vận hành của thiết bị đó không ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, cho phép cấp điều độ có quyền điều khiển ủy quyền cho điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lý vận hành thực hiện quyền điều khiển thiết bị đó. Việc ủy quyền phải thực hiện bằng văn bản có sự xác nhận của hai bên.

4. Hàng năm, tuỳ theo tình hình thực tế, căn cứ vào quy định về phân cấp quyền điều khiển và kiểm tra tại Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam chỉ đạo các cấp điều độ phối hợp để lập danh sách các thiết bị thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra và gửi tới các Đơn vị quản lý vận hành có liên quan.

5. Chi tiết phân cấp quyền điều khiển, kiểm tra phải được ban hành kèm theo quyết định phê duyệt về sơ đồ đánh số thiết bị điện nhất thứ tại trạm điện hoặc nhà máy điện theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Mục 2. QUYỀN ĐIỀU KHIỂN, QUYỀN KIỂM TRA, QUYỀN NẮM THÔNG TIN

Điều 7. Quyền điều khiển

1. Quyền điều khiển là quyền thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc quyền điều khiển.

2. Mọi sự thay đổi chế độ vận hành hệ thống điện hoặc thiết bị điện chỉ được tiến hành theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển, trừ trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều 10 Thông tư này.

Điều 8. Quyền kiểm tra của điều độ cấp trên

1. Quyền kiểm tra của điều độ cấp trên là quyền cho phép điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lý vận hành thực hiện quyền điều khiển.

2. Mọi lệnh điều độ làm thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc trường hợp điều độ cấp trên có quyền kiểm tra phải được sự cho phép của điều độ cấp trên, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 10 Thông tư này.

3. Sau khi thực hiện xong lệnh điều độ, điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lư vận hành phải báo cáo lại kết quả cho cấp điều độ có quyền kiểm tra.

Điều 9. Quyền nắm thông tin

Quyền nắm thông tin là quyền được nhận thông báo hoặc cung cấp trước thông tin về chế độ vận hành của thiết bị điện không thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra nhưng làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc quyền điều khiển, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 10 Thông tư này.

Điều 10. Quyền điều khiển, kiểm tra và nắm thông tin trong các trường hợp sự cố hoặc đe dọa sự cố

1. Trường hợp xử lý sự cố hoặc đe dọa sự cố, cấp điều độ có quyền điều khiển được phép ra lệnh điều độ trước. Sau khi thực hiện lệnh điều độ, cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền kiểm tra và thông báo cho đơn vị có quyền nắm thông tin.

2. Trường hợp khẩn cấp không thể trì hoãn được (cháy hoặc có nguy cơ đe doạ đến tính mạng con người và an toàn thiết bị) ở nhà máy điện hoặc trạm điện, cho phép Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện tiến hành thao tác thiết bị theo các quy trình liên quan và phải chịu trách nhiệm về thao tác xử lý sự cố của mình. Sau khi xử lý xong, Trưởng ca hoặc Trưởng kíp phải báo cáo ngay cho nhân viên vận hành cấp trên có quyền điều khiển các thiết bị bị sự cố.

Mục 3. QUYỀN CỦA CẤP ĐIỀU ĐỘ QUỐC GIA

Điều 11. Quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia

1. Tần số hệ thống điện quốc gia.

2. Điện áp trên lưới điện 500 kV.

3. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn, trừ nhà máy điện lớn quy định tại Khoản 5, Khoản 6 Điều 14 Thông tư này.

4. Lưới điện 500 kV (bao gồm cả thiết bị bù, thiết bị đóng cắt phía 220 kV, 35 kV hoặc 22 kV của máy biến áp 500 kV).

5. Phụ tải hệ thống điện quốc gia.

Điều 12. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ quốc gia

1. Điện áp các nút chính cấp điện áp 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền mà việc điều chỉnh điện áp dẫn đến phải điều chỉnh huy động nguồn.

2. Tổ máy phát của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền mà việc huy động tổ máy làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia.

3. Lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện miền mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến phải điều chỉnh huy động nguồn điện của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.

4. Các thiết bị phụ trợ của nhà máy điện lớn làm giảm công suất phát của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.

5. Nguồn cấp điện tự dùng của trạm điện 500 kV hoặc nguồn cấp điện tự dùng của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.

Điều 13. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ quốc gia

Cấp điều độ quốc gia có quyền yêu cầu điều độ cấp dưới và các Đơn vị quản lý vận hành cung cấp các thông tin phục vụ công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, cụ thể như sau:

1. Thông số về chế độ vận hành của hệ thống điện miền và thông số kỹ thuật của thiết bị điện không thuộc quyền kiểm tra.

2. Số liệu dự báo phụ tải và phụ tải thực tế của các trạm biến áp 110 kV.

3. Các thông tin khác phục vụ công tác điều độ hệ thống điện quốc gia.

Mục 4. QUYỀN CỦA CẤP ĐIỀU ĐỘ MIỀN

Điều 14. Quyền điều khiển của Cấp điều độ miền

1. Tần số hệ thống điện miền hoặc một phần của hệ thống điện miền trong trường hợp vận hành độc lập với phần còn lại của hệ thống điện quốc gia.

2. Điện áp trên lưới điện 66 kV, 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền. Công suất phản kháng của các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền, trừ các nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.

3. Lưới điện cấp điện áp 66 kV, 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền (bao gồm các thiết bị có cấp điện áp 110 kV, 220 kV và các lộ tổng đầu ra/vào các phía còn lại của máy biến áp 110 kV, 220 kV).

4. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền.

5. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền trong trường hợp vận hành độc lập với phần còn lại của hệ thống điện quốc gia hoặc được uỷ quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.

6. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn đấu nối vào lưới điện có cấp điện áp dưới 110 kV thuộc hệ thống điện miền.

7. Phụ tải hệ thống điện miền.

Điều 15. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ miền

1. Lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.

2. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh mà việc huy động tổ máy làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.

3. Nguồn cấp điện tự dùng của trạm điện hoặc nguồn cấp điện tự dùng của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.

Điều 16. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ miền

1. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia mà việc huy động tổ máy làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.

2. Lưới điện 500 kV mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.

Mục 5. QUYỀN CỦA CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI TỈNH

Điều 17. Quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh

1. Tần số hệ thống điện phân phối hoặc một phần của hệ thống điện phân phối trong trường hợp vận hành độc lập.

2. Điện áp trên lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, trừ trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều 20 Thông tư này.

3. Lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 20 Thông tư này.

4. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ đấu nối vào lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, trừ các nhà máy điện nhỏ quy định tại Khoản 3 Điều 20 Thông tư này.

5. Phụ tải hệ thống điện phân phối.

Điều 18. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ phân phối tỉnh

1. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ được phân cấp quyền điều khiển cho cấp điều độ quận, huyện quy định tại Khoản 3 Điều 20 Thông tư này.

2. Lưới điện trung áp thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ quận, huyện và lưới điện thuộc phạm vi quản lý của đơn vị phân phối và bán lẻ điện mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

3. Nguồn cấp điện tự dùng của trạm điện hoặc nguồn cấp điện tự dùng của nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh.

4. Nguồn diesel của khách hàng có đấu nối với lưới điện phân phối, trừ trường hợp phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.

Điều 19. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ phân phối tỉnh

1. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn đấu nối lưới điện phân phối làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

2. Trạm điện, lưới điện, nhà máy điện là tài sản của khách hàng đấu nối vào lưới điện phân phối không thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh.

3. Thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện miền dẫn đến làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh.

Mục 6. QUYỀN CỦA CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI QUẬN, HUYỆN

Điều 20. Quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện

1. Lưới điện có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống được Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.

2. Điện áp trên lưới có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống thuộc địa bàn quận, huyện được phân cấp.

3. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ đấu nối vào lưới phân phối trong trường hợp được Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.

4. Nguồn diesel của khách hàng có đấu nối với lưới điện phân phối được Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.

5. Phụ tải lưới điện quận, huyện.

Điều 21. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ phân phối quận, huyện

1. Các đường dây phân phối của khách hàng không thuộc quyền điều khiển.

2. Các trạm điện là tài sản của khách hàng không thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện.

Điều 22. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ phân phối quận, huyện

Thay đổi chế độ vận hành của các thiết bị điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh có ảnh hưởng đến cung cấp điện cho khách hàng hoặc phải thay đổi kết dây cơ bản của lưới điện quận, huyện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện.

Mục 7. QUYỀN CỦA ĐƠN VỊ QUẢN LÝ VẬN HÀNH NHÀ MÁY ĐIỆN, TRẠM ĐIỆN, TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN

Điều 23. Quyền điều khiển của nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển

1. Đơn vị quản lý vận hành nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện có quyền điều khiển các thiết bị sau:

a) Tổ máy phát của nhà máy điện trong trường hợp vận hành tách lưới giữ tự dùng;

b) Hệ thống điện tự dùng của nhà máy điện;

c) Lưới điện thuộc sở hữu của nhà máy điện cung cấp điện cho khách hàng mua điện trực tiếp từ nhà máy điện;

d) Các thiết bị phụ trợ, thiết bị điện của nhà máy điện không nối hệ thống điện quốc gia.

2. Đơn vị quản lý vận hành trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện có quyền điều khiển các thiết bị sau:

a) Hệ thống điện tự dùng của trạm điện;

b) Các thiết bị phụ trợ, thiết bị điện của trạm điện không nối hệ thống điện quốc gia;

c) Lưới điện phân phối trong nội bộ trạm điện của khách hàng.

Điều 24. Quyền nắm thông tin của nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển

Đơn vị quản lý vận hành nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện, trạm điện có quyền nắm các thông tin sau:

1. Thông tin về cấp nguồn điện tự dùng cho nhà máy điện hoặc trạm điện từ lưới điện quốc gia.

2. Thông tin về sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị điện không thuộc phạm vi quản lý vận hành nhưng có chung điểm đấu nối.

Chương III

TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC CẤP ĐIỀU ĐỘ VÀ CÁC ĐƠN VỊ THAM GIA ĐIỀU ĐỘ, VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Điều 25. Mục tiêu cơ bản của điều độ hệ thống điện quốc gia

Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, các cấp điều độ phải đảm bảo các mục tiêu cơ bản sau:

1. Đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy.

2. Đảm bảo ổn định hệ thống điện.

3. Đảm bảo các tiêu chuẩn vận hành theo quy định.

4. Đảm bảo hệ thống điện vận hành kinh tế.

Mục 1. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC CẤP ĐIỀU ĐỘ

Điều 26. Trách nhiệm của Cấp điều độ quốc gia

1. Chỉ huy, điều khiển hệ thống điện quốc gia bao gồm:

a) Điều khiển tần số hệ thống điện quốc gia;

b) Điều khiển điện áp trên lưới điện 500 kV;

c) Điều khiển công suất các tổ máy phát của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển;

d) Thao tác, xử lý sự cố lưới điện 500 kV;

đ) Khởi động đen và khôi phục lưới điện 500 kV liên kết các hệ thống điện miền;

e) Điều khiển phụ tải hệ thống điện quốc gia;

g) Thông báo nguyên nhân sự cố nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển hoặc lưới điện 500 kV và dự kiến thời gian khôi phục cho Cấp điều độ miền bị ảnh hưởng. Thông báo giảm mức cung cấp điện do thiếu nguồn điện hoặc giới hạn truyền tải trên lưới điện 500 kV cho Cấp điều độ miền;

h) Điều tiết hồ chứa của các nguồn thủy điện tuân thủ các quy trình, quy định liên quan;

i) Thông báo cho Cấp điều độ miền khi thực hiện quyền điều khiển làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.

2. Lập phương thức vận hành cơ bản cho toàn bộ hệ thống điện quốc gia.

3. Thực hiện tính toán, kiểm tra theo yêu cầu vận hành hệ thống điện quốc gia bao gồm:

a) Tính toán các chế độ vận hành hệ thống điện quốc gia ứng với những phương thức cơ bản của từng thời kỳ hoặc theo các yêu cầu đặc biệt khác;

b) Tính toán, kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơle bảo vệ và tự động trên lưới điện truyền tải 500kV (bao gồm các thiết bị có cấp điện áp 500 kV và các lộ tổng đầu ra/vào các phía còn lại của máy biến áp 500 kV); tính toán, kiểm tra và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơle bảo vệ cho khối máy phát điện - máy biến áp của các nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển, các đường dây và trạm biến áp 500 kV của khách hàng đấu nối vào lưới điện truyền tải 500 kV. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ cho các hệ thống tự động chống sự cố diện rộng trong hệ thống điện quốc gia;

c) Cung cấp cho Cấp điều độ miền: thông số tính toán ngắn mạch (công suất ngắn mạch, dòng điện ngắn mạch) tại các nút điện áp 220 kV của máy biến áp 500 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu; giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện truyền tải thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền;

d) Kiểm tra các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện 220 kV, trạm biến áp 220 kV, trạm biến áp 110 kV và các đường dây đấu nối của các nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền;

đ) Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối các công trình điện mới vào hệ thống điện thuộc quyền điều khiển;

e) Tính toán, kiểm tra ổn định và đề ra các biện pháp nhằm nâng cao ổn định của hệ thống điện quốc gia;

g) Tính toán sa thải phụ tải theo tần số, điện áp của toàn bộ hệ thống điện quốc gia.

4. Chủ trì phân tích, xác định nguyên nhân các sự cố trên hệ thống điện 500 kV, các sự cố nghiêm trọng trong hệ thống điện quốc gia và đề xuất các biện pháp phòng ngừa. Tham gia phân tích và xác định nguyên nhân các sự cố lớn trong hệ thống điện miền, tại nhà máy điện thuộc quyền điều khiển và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

5. Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS, hệ thống máy tính chuyên dụng, hệ thống viễn thông, thông tin được trang bị cho Cấp điều độ quốc gia.

6. Tổng kết tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia, báo cáo theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 27. Trách nhiệm của Cấp điều độ miền

1. Chấp hành sự chỉ huy của Cấp điều độ quốc gia trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện miền.

2. Chỉ huy điều khiển hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển bao gồm:

a) Điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;

b) Điều khiển tần số hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) trong trường hợp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) tách khỏi hệ thống điện quốc gia;

c) Điều khiển công suất các tổ máy phát của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển trong hệ thống điện miền;

d) Thao tác, xử lý sự cố hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;

đ) Khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền;

e) Phối hợp với Cấp điều độ miền liên quan khi thao tác, xử lý sự cố đường dây truyền tải liên kết các miền thuộc hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;

g) Thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh khi thực hiện quyền điều khiển của Cấp điều độ miền làm ảnh hưởng chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối;

h) Điều khiển phụ tải hệ thống điện miền;

i) Thông báo nguyên nhân sự cố hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển và dự kiến thời gian khôi phục cho Cấp điều độ phân phối tỉnh bị ảnh hưởng. Thông báo giảm mức cung cấp điện do thiếu nguồn điện hoặc quá giới hạn truyền tải trên hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.

3. Đăng ký dự kiến phương thức vận hành hệ thống điện miền với Cấp điều độ quốc gia. Lập phương thức vận hành hệ thống điện miền dựa trên phương thức vận hành đã được Cấp điều độ quốc gia phê duyệt.

4. Thực hiện tính toán, kiểm tra theo yêu cầu vận hành hệ thống điện miền bao gồm:

a) Tính toán các chế độ vận hành hệ thống điện miền ứng với những phương thức cơ bản của từng thời kỳ và theo các yêu cầu đặc biệt khác;

b) Tính toán, kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ trên lưới điện 220 kV, 110 kV (bao gồm các thiết bị có cấp điện áp 110 kV/220 kV và các lộ tổng đầu ra/vào các phía còn lại của máy biến áp 110 kV, 220 kV) thuộc quyền điều khiển; tính toán, kiểm tra và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện miền đối với các thiết bị rơle bảo vệ của khối máy phát - máy biến áp của các nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, các đường dây và trạm biến áp 220 kV, 110 kV của khách hàng đấu nối vào lưới điện thuộc quyền điều khiển;

c) Cung cấp cho Cấp điều độ phân phối tỉnh các số liệu sau: thông số tính toán ngắn mạch tại các nút điện áp 110 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu; giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện phân phối;

d) Kiểm tra các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động của các thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc quyền kiểm tra;

đ) Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối các công trình điện mới vào hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.

5. Phối hợp với Đơn vị quản lý vận hành thuộc hệ thống điện miền xác định nơi đặt, ban hành phiếu chỉnh định, kiểm tra việc chỉnh định và sự hoạt động của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số, điện áp phù hợp yêu cầu của Cấp điều độ quốc gia.

6. Chủ trì phân tích, xác định nguyên nhân các sự cố trong hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

7. Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS, hệ thống máy tính chuyên dụng, hệ thống viễn thông, thông tin được trang bị cho Cấp điều độ miền.

8. Tổng kết, lập báo cáo tình hình vận hành hàng ngày, hàng tuần, hàng tháng, hàng quý, hàng năm của hệ thống điện miền; báo cáo theo quy định.

Điều 28. Trách nhiệm của Cấp điều độ phân phối tỉnh

1. Chấp hành sự chỉ huy của Cấp điều độ miền trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

2. Chỉ huy điều khiển hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển bao gồm:

a) Điều khiển điện áp trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;

b) Điều khiển tần số hệ thống điện phân phối (hoặc một phần hệ thống điện phân phối) trong trường hợp hệ thống điện phân phối (hoặc một phần hệ thống điện phân phối) tách khỏi hệ thống điện miền;

c) Điều khiển công suất phát của các nhà máy điện thuộc quyền điều khiển trong hệ thống điện phân phối;

d) Thao tác, xử lý sự cố các thiết bị thuộc quyền điều khiển;

đ) Khôi phục hệ thống điện phân phối;

e) Điều khiển phụ tải hệ thống điện phân phối;

g) Phối hợp với Cấp điều độ phân phối tỉnh liên quan khi thao tác đường dây phân phối liên kết các tỉnh;

h) Thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện khi thực hiện quyền điều khiển làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của lưới điện quận, huyện;

i) Thông báo nguyên nhân sự cố và dự kiến thời gian cấp điện trở lại cho các đơn vị hoặc bộ phận được giao nhiệm vụ thông báo trực tiếp cho các khách hàng bị ngừng, giảm mức cung cấp điện theo quy định.

3. Đăng ký dự kiến phương thức vận hành hệ thống điện phân phối với Cấp điều độ miền. Lập phương thức vận hành hệ thống điện phân phối dựa trên phương thức đã được Cấp điều độ miền phê duyệt.

4. Thực hiện tính toán theo yêu cầu vận hành hệ thống điện phân phối bao gồm:

a) Tính toán các chế độ vận hành ứng với những phương thức cơ bản của từng thời kỳ hoặc theo các yêu cầu đặc biệt khác;

b) Tính toán, ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động hóa trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển; tính toán, kiểm tra và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện phân phối đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng;

c) Tham gia tính toán tổn thất điện năng và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

d) Cung cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện các số liệu giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

đ) Kiểm tra các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động của các thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc quyền kiểm tra.

5. Theo dõi, kiểm tra việc chỉnh định và sự hoạt động của các hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số trong lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo mức yêu cầu của Cấp điều độ miền.

6. Chủ trì phân tích, xác định nguyên nhân các sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

7. Quản lý vận hành hệ thống SCADA/DMS, hệ thống tự động hóa, hệ thống viễn thông, thông tin và hệ thống máy tính chuyên dụng được trang bị cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.

8. Tổng kết, báo cáo và cung cấp số liệu theo yêu cầu của Cấp điều độ miền; thực hiện chế độ báo cáo theo quy định.

Điều 29. Trách nhiệm của Cấp điều độ phân phối quận, huyện

Trường hợp hình thành cấp điều độ phân phối quận, huyện, trách nhiệm của cấp điều độ phân phối quận, huyện sẽ được xác định cụ thể trong đề án thành lập được phê duyệt theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 5 Thông tư này.

Mục 2. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC ĐƠN VỊ THAM GIA VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Điều 30. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện

1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Đảm bảo hoạt động tin cậy của hệ thống điều tốc và kích từ. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, điều khiển tự động đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành và yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện.

3. Đảm bảo nhà máy điện vận hành an toàn, ổn định; đảm bảo dự phòng ở mức độ sẵn sàng vận hành cao nhất.

4. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục.

5. Thông báo về khả năng sẵn sàng phát điện, mức dự phòng công suất, tình hình thực hiện phương thức vận hành của nhà máy điện cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.

6. Lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống tự dùng và các sơ đồ công nghệ trong dây chuyền vận hành đảm bảo nhà máy điện vận hành an toàn nhất.

7. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị thuộc quyền quản lý theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.

8. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định.

9. Tổ chức thực hiện công tác khắc phục sự cố trong nhà máy điện đảm bảo nhanh chóng đưa thiết bị vào vận hành trở lại trong thời gian ngắn nhất. Chủ động phân tích, xác định và thực hiện các biện pháp phòng ngừa sự cố.

10. Cung cấp tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành thiết bị của nhà máy điện cho các cấp điều độ có quyền điều khiển khi có yêu cầu.

11. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố, diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần; tổ chức diễn tập khởi động đen (đối với nhà máy điện được giao nhiệm vụ khởi động đen), mất điện toàn nhà máy điện ít nhất 01 lần.

Điều 31. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện

1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình vận hành lưới điện truyền tải.

2. Đảm bảo hoạt động ổn định, tin cậy của hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong phạm vi quản lý. Cài đặt trị số chỉnh định cho hệ thống rơ le bảo vệ và tự động trong phạm vi quản lý theo phiếu chỉnh định của cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành, điều độ an toàn hệ thống điện quốc gia.

4. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.

5. Cung cấp tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành đường dây, thiết bị trong trạm thuộc quyền quản lý cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán chế độ vận hành, phối hợp cài đặt rơ le bảo vệ và tự động trên toàn hệ thống điện quốc gia khi có yêu cầu.

6. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa đường dây, trạm điện theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.

7. Tổ chức công tác quản lý đảm bảo vận hành lưới điện truyền tải an toàn và tin cậy.

8. Tổ chức thực hiện công tác khắc phục sự cố đường dây hoặc thiết bị điện tại trạm điện đảm bảo nhanh chóng đưa thiết bị vào vận hành trở lại trong thời gian ngắn nhất. Chủ động phân tích, xác định nguyên nhân và thực hiện các biện pháp phòng ngừa sự cố.

9. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố và diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần.

Điều 32. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện

1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình vận hành lưới điện phân phối.

2. Đảm bảo hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và tự động sa thải phụ tải hoạt động ổn định, tin cậy trong phạm vi quản lý. Cài đặt trị số chỉnh định cho hệ thống rơ le bảo vệ và tự động sa thải phụ tải thuộc quyền quản lý theo phiếu chỉnh định của cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành, điều độ an toàn hệ thống điện quốc gia.

4. Thực hiện công tác quản lý nhu cầu phụ tải điện, vận hành lưới điện phân phối đảm bảo an toàn và tin cậy trong phạm vi quản lý.

5. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa đường dây, trạm điện theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.

6. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.

7. Cung cấp số liệu nhu cầu phụ tải điện, các tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành đường dây, thiết bị trong trạm điện thuộc phạm vi quản lý cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán chế độ vận hành, phối hợp cài đặt rơ le bảo vệ và tự động trên toàn hệ thống điện quốc gia khi có yêu cầu.

8. Cung cấp cho Cấp điều độ miền có quyền điều khiển dự kiến thời gian xuất hiện và hoạt động của các phụ tải điện lớn trong phạm vi quản lý.

9. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố và diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần.

Điều 33. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện và bán lẻ điện

1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển khi vận hành lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý.

2. Đảm bảo hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và tự động sa thải phụ tải hoạt động ổn định, tin cậy trong phạm vi quản lý. Cài đặt trị số chỉnh định cho hệ thống rơ le bảo vệ và tự động sa thải phụ tải thuộc quyền quản lý theo phiếu chỉnh định của cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục.

4. Thực hiện công tác quản lý nhu cầu phụ tải điện, vận hành lưới điện phân phối đảm bảo an toàn và tin cậy trong phạm vi quản lý.

5. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa đường dây, trạm điện theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.

6. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.

7. Cung cấp số liệu nhu cầu phụ tải điện, các tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành đường dây, thiết bị trong trạm thuộc phạm vi quản lý cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán chế độ vận hành, phối hợp cài đặt rơ le bảo vệ và tự động trên toàn hệ thống điện quốc gia khi có yêu cầu.

8. Cung cấp cho cấp điều độ có quyền điều khiển dự kiến thời gian xuất hiện và hoạt động của các phụ tải điện lớn trong phạm vi quản lý.

9. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố và diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần.

Điều 34. Trách nhiệm của đơn vị cung cấp dịch vụ viễn thông

1. Đảm bảo kết nối thông tin thông suốt phục vụ điều độ hệ thống điện quốc gia.

2. Đảm bảo hoạt động ổn định, liên tục và tin cậy của các kênh thông tin phục vụ công tác điều độ hệ thống điện.

3. Phối hợp với các bộ phận thông tin của các đơn vị tham gia công tác điều độ để đảm bảo thông tin liên tục phục vụ điều độ hệ thống điện quốc gia.

4. Lập lịch theo dõi, đăng ký sửa chữa các kênh thông tin viễn thông thuộc quyền quản lý theo đúng quy định hiện hành. Thực hiện công tác sửa chữa theo kế hoạch đảm bảo chất lượng, đúng tiến độ và không gây gián đoạn thông tin phục vụ điều độ và vận hành hệ thống điện quốc gia.

Điều 35. Trách nhiệm của đơn vị cung cấp khí cho phát điện

1. Ưu tiên cung cấp khí cho phát điện.

2. Phối hợp với Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia xây dựng quy trình dự báo, ấn định và giao nhận khí cho các nhà máy điện sử dụng khí, đảm bảo tuân thủ các nguyên tắc sử dụng khí theo quy định của cơ quan có thẩm quyền.

3. Phối hợp với Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia lập kế hoạch cung cấp khí cho phát điện năm, tháng, tuần, ngày.

4. Thông báo kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống cung cấp khí cho phát điện để phục vụ lập kế hoạch và vận hành hệ thống điện quốc gia năm, tháng, tuần, ngày.

5. Đảm bảo hệ thống cung cấp khí vận hành an toàn, tin cậy phù hợp với điều kiện kỹ thuật của hệ thống cung cấp khí và điều độ vận hành hệ thống điện quốc gia thời gian thực.

6. Thông báo ngay cho Cấp điều độ quốc gia, Cục Điều tiết điện lực và các Đơn vị phát điện liên quan về sự cố ngừng, giảm mức cung cấp khí cho phát điện và báo cáo về khắc phục sự cố.

Chương IV

PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN

Mục 1. ĐĂNG KÝ, PHÊ DUYỆT PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN

Điều 36. Nội dung chính của phương thức vận hành hệ thống điện

Để tính toán, chuẩn bị cho công tác điều độ vận hành hệ thống điện thời gian thực, yêu cầu lập phương thức vận hành hệ thống điện với các nội dung chính sau:

1. Kế hoạch đưa công trình mới vào vận hành.

2. Sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện.

3. Dự báo phụ tải hệ thống điện.

4. Đánh giá an ninh hệ thống điện; thông báo khả năng thiếu hụt công suất, sản lượng điện năng.

5. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện.

6. Phiếu thao tác.

7. Kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm trong quá trình vận hành thiết bị.

8. Kế hoạch huy động nguồn điện cho ít nhất hai kịch bản thủy văn.

9. Kế hoạch huy động tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ (nếu có).

10. Kế hoạch cung cấp khí cho phát điện.

11. Kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải, phân phối thuộc quyền điều khiển.

Điều 37. Phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện

1. Phương thức vận hành hệ thống điện bao gồm:

a) Phương thức năm tới, tháng tới, tuần tới, ngày tới, giờ tới;

b) Phương thức đặc biệt bao gồm các phương thức vận hành hệ thống điện cho ngày Lễ, ngày Tết, ngày diễn ra các sự kiện chính trị, văn hóa và xã hội quan trọng.

2. Nội dung của phương thức vận hành hệ thống điện tháng tới, tuần tới, ngày tới, giờ tới không yêu cầu đầy đủ các nội dung như quy định tại Điều 36 Thông tư này nếu không có thay đổi so với phương thức năm được phê duyệt.

3. Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia

a) Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm

- Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm là cơ sở cho công tác điều hành, giám sát đảm bảo cung cấp điện, bao gồm các nội dung chính sau: dự báo nhu cầu phụ tải điện; kế hoạch huy động nguồn điện; kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải; các ràng buộc nguồn, lưới điện và cung cấp nhiên liệu;

- Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm hoàn thành và trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới;

- Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm thông qua phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới và báo cáo Cục Điều tiết điện lực;

- Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Cục Điều tiết Điện lực có trách nhiệm trình Bộ Công Thương phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới;

b) Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần và các phương thức đặc biệt do Cấp điều độ quốc gia lập trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt;

c) Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia ngày tới do Cấp điều độ quốc gia lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tuần đã được phê duyệt.

4. Phương thức vận hành hệ thống điện miền

a) Phương thức vận hành hệ thống điện miền năm do Cấp điều độ miền lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm đã được phê duyệt;

b) Phương thức vận hành hệ thống điện miền tháng, tuần và các phương thức đặc biệt do Cấp điều độ miền lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần và các phương thức đặc biệt đã được phê duyệt;

c) Phương thức vận hành hệ thống điện miền ngày do Cấp điều độ miền lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện miền tuần đã được phê duyệt.

5. Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối (bao gồm hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh và Cấp điều độ phân phối quận, huyện)

a) Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối năm do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện miền năm đã được duyệt, trình Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phê duyệt;

b) Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối tháng, tuần và các phương thức đặc biệt do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện miền tháng, tuần và các phương thức đặc biệt đã được duyệt, trình Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phê duyệt;

c) Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối ngày do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện phân phối tuần đã được duyệt.

Điều 38. Nội dung đăng ký phương thức

Căn cứ vào phạm vi quản lý, quyền điều khiển và quyền kiểm tra, Cấp điều độ miền, Cấp điều độ phân phối tỉnh và Cấp điều độ phân phối quận, huyện có trách nhiệm lập và đăng ký phương thức vận hành bao gồm các nội dung sau:

1. Dự báo phụ tải hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.

2. Dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện thuộc quyền kiểm tra của điều độ cấp trên.

3. Dự kiến kế hoạch vào vận hành của các công trình điện mới thuộc quyền kiểm tra của điều độ cấp trên.

4. Dự kiến chương trình thí nghiệm vận hành thiết bị thuộc quyền kiểm tra của điều độ cấp trên.

5. Dự kiến kế hoạch huy động nguồn điện thuộc quyền điều khiển.

Điều 39. Trình tự đăng ký phương thức vận hành

1. Đăng ký phương thức vận hành năm

a) Trước ngày 15 tháng 7 hàng năm, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành năm tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;

b) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành năm tới cho Cấp điều độ miền;

c) Trước ngày 15 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành năm tới cho Cấp điều độ quốc gia.

2. Đăng ký phương thức vận hành tháng

a) Trước 10 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;

b) Trước 09 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho Cấp điều độ miền;

c) Trước 08 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho Cấp điều độ quốc gia.

3. Đăng ký phương thức vận hành tuần

a) Trước 10h00 ngày thứ Hai hàng tuần, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành 02 tuần tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;

b) Trước 10h00 ngày thứ Ba hàng tuần, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành 02 tuần tới cho Cấp điều độ miền;

c) Trước 10h00 ngày thứ Tư hàng tuần, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành 02 tuần tới cho Cấp điều độ quốc gia.

4. Đăng ký phương thức vận hành ngày

a) Trước 09h00 hàng ngày, nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành ngày tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;

b) Trước 10h00 hàng ngày, nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành ngày tới cho Cấp điều độ miền;

c) Trước 11h00 hàng ngày, nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành ngày tới cho Cấp điều độ quốc gia.

Điều 40. Trình tự thông báo phương thức vận hành

1. Thông báo phương thức vận hành năm

a) Trước ngày 20 tháng 11 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới đã được duyệt;

b) Trước ngày 25 tháng 11 hàng năm, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền năm tới đã được duyệt;

c) Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối năm tới đã được duyệt.

2. Thông báo phương thức vận hành tháng

a) Trước 07 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia của tháng tới đã được duyệt;

b) Trước 06 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền của tháng tới đã được duyệt;

c) Trước 05 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối của tháng tới đã được duyệt.

3. Thông báo phương thức vận hành tuần

a) Trước 15h00 ngày thứ Năm hàng tuần, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia của 02 tuần tới đã được duyệt;

b) Trước 15h30 ngày thứ Năm hàng tuần, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền của 02 tuần tới đã được duyệt;

c) Trước 16h00 ngày thứ Năm hàng tuần, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối của 02 tuần tới đã được duyệt.

4. Thông báo phương thức vận hành ngày

a) Trước 15h00 hàng ngày, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần đã công bố;

b) Trước 15h30 hàng ngày, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần;

c) Trước 16h00 hàng ngày, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần.

Mục 2. LẬP PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN

Điều 41. Sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện

1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ phân phối quận, huyện có trách nhiệm lập và gửi dự kiến sơ đồ kết dây cơ bản lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển năm tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.

2. Trước ngày 15 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm lập và gửi dự kiến sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển năm tới cho Cấp điều độ miền.

3. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, các Cấp điều độ miền có trách nhiệm lập và gửi dự kiến sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện miền năm tới cho Cấp điều độ quốc gia.

4. Trước ngày 20 tháng 11 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử chính thức của mình sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện quốc gia đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt để áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm tới.

5. Sau khi nhận được sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện quốc gia đã được phê duyệt, trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, Cấp điều độ miền có trách nhiệm hoàn thiện và công bố sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện miền do Giám đốc Cấp điều độ miền phê duyệt để áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm tới.

6. Sau khi nhận được sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện miền đã được phê duyệt, trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm hoàn thiện và công bố sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện phân phối cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện sau khi được lãnh đạo Đơn vị phân phối điện phê duyệt để áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm tới.

7. Trong quá trình vận hành, khi xét thấy sơ đồ kết dây cơ bản không còn phù hợp, các cấp điều độ lập sơ đồ kết dây mới của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển gửi cho điều độ cấp trên trực tiếp để xem xét và có ý kiến. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm phê duyệt sơ đồ kết dây mới của hệ thống điện quốc gia trong phương thức vận hành tháng và tuần; Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phê duyệt sơ đồ kết dây mới của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh trong phương thức vận hành tháng và tuần.

Điều 42. Dự báo nhu cầu phụ tải điện

1. Thực hiện dự báo nhu cầu phụ tải điện theo các quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm chỉ đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh trực thuộc dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới, tháng tới, tuần tới và ngày tới tại các điểm đấu nối giữa lưới điện phân phối với lưới điện truyền tải miền theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối và gửi về Cấp điều độ miền có quyền điều khiển.

Điều 43. Đánh giá an ninh hệ thống điện

1. Hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ nào thì do cấp điều độ đó tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện.

2. Các cấp điều độ có trách nhiệm thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện thuộc quyền điều khiển tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành, Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Trong quá trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, điều độ cấp trên có trách nhiệm phối hợp cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết cho điều độ cấp dưới; điều độ cấp dưới có trách nhiệm gửi kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện thuộc quyền điều khiển và các kiến nghị liên quan cho điều độ cấp trên.

4. Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Cấp điều độ quốc gia đầy đủ các thông tin liên quan để thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện theo quy định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 44. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện

1. Các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thực hiện lập, đăng ký và phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nhà máy điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành; Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Đơn vị quản lý vận hành thiết bị có trách nhiệm đăng ký tách thiết bị ra khỏi vận hành hoặc đưa vào dự phòng với cấp điều độ có quyền điều khiển. Các bên thi công hoặc các đơn vị khác khi cần tách thiết bị của Đơn vị quản lý vận hành thì phải đăng ký với Đơn vị quản lý vận hành đó. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm nhận, giải quyết đăng ký và giao, nhận thiết bị với Đơn vị quản lý vận hành.

3. Thời gian sửa chữa được tính từ khi cấp điều độ có quyền điều khiển bàn giao thiết bị cho Đơn vị quản lý vận hành đến khi được bàn giao trở lại.

4. Trước khi thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa hoặc đưa vào dự phòng theo kế hoạch đã được phê duyệt, Đơn vị quản lý vận hành phải thông báo và được sự đồng ý của Điều độ viên trực ban tại cấp điều độ có quyền điều khiển.

5. Trường hợp không giải quyết được đăng ký cắt điện để thực hiện bảo dưỡng sửa chữa của Đơn vị quản lý vận hành đăng ký lịch, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo và nêu rõ lý do.

Điều 45. Kế hoạch đưa công trình mới vào vận hành

1. Trước ngày 01 tháng 7 hàng năm, Đơn vị quản lý vận hành phải cung cấp cho cấp điều độ có quyền điều khiển dự kiến kế hoạch đưa công trình mới vào vận hành của năm hiện tại và trong hai năm tiếp theo. Trường hợp không có sự thay đổi nào trong tiến độ đưa công trình mới vào vận hành đã được cung cấp từ trước, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo lại cho cấp điều độ có quyền điều khiển.

2. Trình tự, thủ tục và điều kiện đóng điện công trình mới tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

3. Đánh số thiết bị

a) Các thiết bị trước khi được đưa vào vận hành đều phải được đặt tên, đánh số theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

b) Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan có trách nhiệm thực hiện các quy định liên quan đến đánh số thiết bị theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

4. Thiết lập hệ thống SCADA và thông tin liên lạc: Các công trình chuẩn bị đưa vào vận hành phải đáp ứng tất cả các điều kiện về kết nối hệ thống thông tin và hệ thống SCADA với cấp điều độ có quyền điều khiển tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS và SCADA/DMS do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

5. Thiết lập và tính toán chỉnh định hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa

a) Các cấp điều độ, các Đơn vị quản lý vận hành phải có trách nhiệm thực hiện thiết lập, kiểm tra và tính toán chỉnh định hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa theo quy định tại Thông tư này, Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành;

b) Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm hoàn tất và xác nhận việc cài đặt các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi đóng điện công trình mới;

c) Trong quá trình vận hành, mọi sự thay đổi về các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động phải được sự đồng ý của cấp điều độ có quyền điều khiển;

d) Các cấp điều độ có trách nhiệm phối hợp trong quá trình tính toán, chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động hóa để đảm bảo tính chọn lọc, nhanh nhạy của rơ le bảo vệ và tự động trong hệ thống điện quốc gia.

6. Cập nhật thông số trước khi đóng điện công trình mới

a) Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm phối hợp với đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện để cập nhật phương thức vận hành hệ thống điện tháng thuộc quyền điều khiển có xét đến kế hoạch đóng điện của các công trình điện mới;

b) Đơn vị phát điện, khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng có trách nhiệm cập nhật và cung cấp cho cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung đã điều chỉnh so với nội dung trong hồ sơ thỏa thuận đấu nối theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

7. Phương thức đóng điện nghiệm thu, chương trình thí nghiệm nghiệm thu

a) Chủ đầu tư có trách nhiệm đăng ký phương thức đóng điện nghiệm thu, chương trình thí nghiệm nghiệm thu công trình mới với cấp điều độ có quyền điều khiển tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành;

b) Cấp điều độ có quyền điều khiển lập phương thức đóng điện nghiệm thu công trình mới căn cứ đăng ký của Đơn vị quản lý vận hành. Trong trường hợp phương thức đóng điện nghiệm thu thay đổi so với đăng ký, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành;

c) Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền yêu cầu cho Đơn vị quản vận hành thực hiện những thí nghiệm khác ngoài chương trình đăng ký phù hợp Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành;

d) Kế hoạch đóng điện hoặc thí nghiệm nghiệm thu khi đã được phê duyệt chỉ được thực hiện khi có lệnh của Điều độ viên trực ban. Điều độ viên trực ban có quyền không cho phép tiến hành đóng điện hoặc thí nghiệm nghiệm thu nếu không đúng với đăng ký đã được duyệt trước đó hoặc ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện. Mọi thay đổi phương thức đóng điện hoặc thí nghiệm nghiệm thu đều phải đăng ký lại và được cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt trước khi thực hiện.

Điều 46. Phiếu thao tác

1. Thao tác có kế hoạch hoặc đột xuất đều phải được lập và phê duyệt phiếu thao tác trước khi tiến hành thao tác để đảm bảo an toàn cho người thao tác và an toàn vận hành hệ thống điện.

2. Các cấp điều độ, các Đơn vị quản lý vận hành phải lập và phê duyệt phiếu thao tác tuân thủ theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 47. Kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm trong quá trình vận hành thiết bị

1. Trong quá trình vận hành, các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thực hiện kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm thiết bị điện thuộc phạm vi quản lý để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm trong quá trình vận hành thiết bị được cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt chỉ được thực hiện khi có lệnh của Điều độ viên trực ban. Điều độ viên trực ban có quyền không cho phép tiến hành thí nghiệm nếu không đúng với đăng ký đã được cấp điều độ có quyền điều khiển duyệt hoặc việc thực hiện thí nghiệm đó ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện. Mọi thay đổi về kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm đều phải được cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt trước khi thực hiện.

Điều 48. Kế hoạch huy động nguồn điện

1. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm lập kế hoạch huy động nguồn bao gồm kế hoạch huy động dịch vụ phụ trợ và nhu cầu cung cấp khí cho phát điện tuân thủ Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Cấp điều độ miền, Cấp điều độ phân phối tỉnh lập kế hoạch huy động nguồn điện thuộc quyền điều khiển căn cứ theo Quy định về trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ do Bộ Công Thương ban hành có xét đến các ràng buộc lưới điện thuộc quyền điều khiển, đánh giá an ninh hệ thống điện từ Cấp điều độ quốc gia.

Chương V

ĐIỀU ĐỘ, VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA THỜI GIAN THỰC

Mục 1. QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 49. Nội dung lệnh điều độ

1. Thông báo phương thức vận hành.

2. Cho phép ngừng dự phòng, ngừng bảo dưỡng sửa chữa, tiến hành kiểm tra, thử nghiệm và cho phép đưa vào vận hành các thiết bị thuộc quyền điều khiển.

3. Điều chỉnh công suất tác dụng và công suất phản kháng của nguồn điện để đáp ứng tình hình thực tế.

4. Thay đổi trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động hóa, nấc phân áp của máy biến áp thuộc quyền điều khiển.

5. Thao tác thay đổi sơ đồ nối dây, xử lý sự cố và các hiện tượng bất thường trong hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.

6. Phân bổ, hạn chế công suất phụ tải; sa thải hoặc khôi phục phụ tải.

7. Chuẩn y các kiến nghị của nhân viên vận hành cấp dưới về vận hành thiết bị điện trong hệ thống điện quốc gia.

Điều 50. Hình thức lệnh điều độ

Tuỳ theo yêu cầu công việc, phương tiện được trang bị, các cấp điều độ sẽ thực hiện lệnh điều độ bằng một trong các hình thức sau:

1. Lời nói.

2. Tín hiệu để điều khiển trực tiếp thiết bị điện thuộc quyền điều khiển.

3. Chữ viết.

Điều 51. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ

1. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng lời nói

a) Lệnh điều độ bằng lời nói phải do nhân viên vận hành cấp trên truyền đạt trực tiếp tới nhân viên vận hành cấp dưới thông qua hệ thống thông tin liên lạc;

b) Lệnh điều độ bằng lời nói phải ngắn gọn, rõ ràng, chính xác, được ghi âm tại các cấp điều độ và lưu trữ trong thời gian ít nhất 01 năm;

c) Nhân viên vận hành phải nêu rõ tên và chức danh trong mọi liên hệ bằng lời nói. Nội dung liên hệ phải được ghi chép đầy đủ vào sổ nhật ký vận hành theo trình tự thời gian;

d) Khi thực hiện lệnh điều độ bằng lời nói, kênh thông tin liên lạc được sử dụng theo thứ tự ưu tiên sau:

- Kênh trực thông hoặc kênh thông tin vô tuyến điện phải được kết nối giữa cấp điều độ có quyền điều khiển và nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển;

- Kênh điện thoại cố định: Số điện thoại cố định phải được các đơn vị đăng ký theo quy định, thông báo cho nhau và chỉ được dùng cho mục đích điều độ, vận hành hệ thống điện. Để đảm bảo an toàn, nhân viên vận hành phải gọi điện thoại lại để kiểm tra nếu không rõ nơi gọi đến;

- Kênh điện thoại di động (không dây): Chỉ được sử dụng trong các trường hợp các kênh điện thoại cố định, kênh trực thông hoặc kênh thông tin vô tuyến điện không hoạt động. Số điện thoại di động phải được các đơn vị đăng ký theo quy định, thông báo cho nhau và chỉ được dùng cho mục đích điều độ, vận hành hệ thống điện.

2. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng tín hiệu điều khiển

a) Hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS truyền tín hiệu điều khiển phải đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, quản lý vận hành theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành;

b) Thời gian lưu trữ lệnh điều độ bằng tín hiệu điều khiển ít nhất là 01 năm.

3. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng chữ viết

Lệnh điều độ bằng chữ viết có thể được thực hiện thông qua hệ thống quản lý thông tin điều độ DIM hoặc hệ thống máy fax. Yêu cầu cụ thể như sau:

a) Thông qua hệ thống quản lý thông tin điều độ DIM

- Hệ thống truyền lệnh điều độ điện tử phải đảm bảo tiêu chuẩn an toàn truyền tin (mã hóa, dự phòng), bảo mật (phần mềm, dữ liệu) theo tiêu chuẩn Việt Nam hoặc quốc tế;

- Thời gian lưu trữ lệnh điều độ điện tử ít nhất là 05 năm;

- Các đơn vị phải tổ chức hướng dẫn sử dụng hệ thống truyền lệnh điều độ điện tử cho nhân viên vận hành;

b) Hệ thống máy fax

- Đảm bảo hệ thống máy fax làm việc ổn định, tin cậy;

- Đảm bảo tín hiệu máy fax thông suốt giữa đơn vị ra lệnh điều độ và đơn vị nhận lệnh điều độ.

4. Nhân viên vận hành cấp dưới phải thực hiện ngay và chính xác lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên. Trường hợp việc thực hiện lệnh điều độ có thể gây nguy hại đến con người, thiết bị, nhân viên vận hành cấp dưới có quyền chưa thực hiện nhưng phải báo cáo với nhân viên vận hành cấp trên.

5. Nếu không có lý do chính đáng về an toàn mà trì hoãn thực hiện lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên thì nhân viên vận hành cấp dưới và đơn vị gây ra sự trì hoãn đó phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về hậu quả xảy ra trước pháp luật.

6. Nhân viên vận hành cấp dưới có quyền kiến nghị với nhân viên vận hành cấp trên khi nhận thấy lệnh điều độ chưa hợp lý. Trong trường hợp kiến nghị không được nhân viên vận hành cấp trên chấp nhận thì vẫn phải thực hiện đúng lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên và không phải chịu trách nhiệm về hậu quả.

Điều 52. Cấp điều độ quốc gia

1. Là cấp chỉ huy điều độ cao nhất của hệ thống điện quốc gia, là nơi ra lệnh điều độ tới Cấp điều độ miền, nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, trạm điện 500 kV và các Đơn vị quản lý vận hành trong hệ thống điện quốc gia.

2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện quốc gia là Điều độ viên quốc gia. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên quốc gia bao gồm:

a) Điều độ viên miền;

b) Trưởng ca nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển (trực tại nhà máy điện hoặc tại trung tâm điều khiển nhà máy điện);

c) Trưởng kíp trạm điện có cấp điện áp 500 kV (trực tại trạm điện hoặc tại trung tâm điều khiển trạm điện).

Điều 53. Cấp điều độ miền

1. Cấp điều độ miền là nơi ra lệnh điều độ tới Cấp điều độ phân phối tỉnh, nhà máy điện và trạm điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển và các Đơn vị quản lý vận hành trong hệ thống điện miền.

2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện miền là Điều độ viên miền. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên miền bao gồm:

a) Điều độ viên phân phối tỉnh trong miền;

b) Trưởng ca nhà máy điện (trực tại nhà máy điện hoặc tại trung tâm điều khiển nhà máy điện) thuộc quyền điều khiển;

c) Trưởng kíp trạm điện (trực tại trạm điện hoặc tại trung tâm điều khiển trạm điện) thuộc quyền điều khiển.

Điều 54. Cấp điều độ phân phối tỉnh

1. Cấp điều độ phân phối tỉnh là nơi ra lệnh điều độ tới Cấp điều độ phân phối quận, huyện, trạm điện và nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển và các Đơn vị quản lý vận hành khác trong hệ thống điện phân phối tỉnh.

2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương là Điều độ viên phân phối tỉnh. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên phân phối tỉnh bao gồm:

a) Điều độ viên phân phối quận, huyện;

b) Trưởng ca nhà máy điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển;

c) Trưởng kíp trạm điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển;

d) Nhân viên trực thao tác lưới điện phân phối.

Điều 55. Cấp điều độ phân phối quận, huyện

1. Cấp điều độ phân phối quận, huyện là nơi ra lệnh điều độ tới trạm điện, nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển và các đơn vị có chức năng quản lý vận hành trực thuộc Công ty Điện lực quận, huyện hoặc Điện lực quận, huyện.

2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ lưới điện quận, huyện là Điều độ viên phân phối quận, huyện. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên phân phối quận, huyện bao gồm:

a) Trưởng kíp trạm điện, nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển;

b) Nhân viên trực thao tác tại đơn vị điện lực cấp quận, huyện; đơn vị phân phối và bán lẻ điện.

Điều 56. Quan hệ công tác trong điều độ và vận hành hệ thống điện

1. Nhân viên vận hành cấp trên có quyền đề nghị lãnh đạo trực tiếp của nhân viên vận hành cấp dưới thay thế nhân viên vận hành này khi có đầy đủ bằng chứng cho thấy họ không đủ năng lực vận hành hoặc vi phạm nghiêm trọng quy trình, quy chuẩn, điều lệnh vận hành.

2. Lãnh đạo của nhân viên vận hành cấp dưới không có quyền thay đổi lệnh điều độ khi chưa được sự đồng ý của nhân viên vận hành cấp trên. Trường hợp không đồng ý với lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên, có thể kiến nghị với lãnh đạo của cấp điều độ có quyền điều khiển. Trong lúc chờ đợi trả lời, nếu nhân viên vận hành cấp trên vẫn yêu cầu thực hiện không chậm trễ lệnh điều độ thì lãnh đạo của nhân viên vận hành cấp dưới không được ngăn cản nhân viên vận hành của mình thực hiện lệnh đó, trừ trường hợp lệnh điều độ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị.

3. Quan hệ giữa lãnh đạo trực tiếp của nhân viên vận hành với nhân viên vận hành

a) Lãnh đạo trực tiếp của nhân viên vận hành có quyền ra lệnh cho nhân viên vận hành dưới quyền mình nhưng lệnh đó không được trái với lệnh của nhân viên vận hành cấp trên và quy chuẩn, quy trình, quy định hiện hành;

b) Khi lệnh của lãnh đạo trực tiếp trái với lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên thì nhân viên vận hành cấp dưới có quyền không thi hành và thông báo lại với nhân viên vận hành cấp trên trừ trường hợp nguy hiểm đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị quy định tại Khoản 2 Điều 10 Thông tư này;

c) Khi có đầy đủ lý do cho thấy nhân viên vận hành của mình không đủ năng lực vận hành thì lãnh đạo trực tiếp có thể đình chỉ tạm thời công tác của nhân viên vận hành trong ca trực đó, tự mình đảm nhiệm trách nhiệm xử lý sự cố hoặc chỉ định người khác thay thế, thông báo cho nhân viên vận hành cấp trên biết. Nhân viên vận hành bị đình chỉ công tác chỉ được phép rời vị trí công tác khi đã bàn giao đầy đủ tình hình với người thay thế.

4. Nghiêm cấm tất cả những người không có nhiệm vụ vào phòng điều khiển, trừ lãnh đạo cấp trên có trách nhiệm hoặc lãnh đạo trực tiếp của đơn vị.

Điều 57. Báo cáo vận hành ngày và báo cáo sự cố

1. Báo cáo vận hành ngày:

a) Trước 05h30 hàng ngày, nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho cấp điều độ có quyền điều khiển. Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;

b) Trước 05h30 hàng ngày, Cấp điều độ phân phối quận, huyện có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cấp điều độ phân phối tỉnh. Cấp điều độ phân phối tỉnh quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;

c) Trước 06h30 hàng ngày, Cấp điều độ phân phối tỉnh phải gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cấp điều độ miền. Cấp điều độ miền quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;

d) Trước 07h30 hàng ngày, Cấp điều độ miền có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cấp điều độ quốc gia. Cấp điều độ quốc gia quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;

đ) Trước 08h30 hàng ngày, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cục Điều tiết điện lực và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

2. Khi xảy ra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, các cấp điều độ, các Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thực hiện báo cáo sự cố theo quy định tại Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Mục 2. CHẾ ĐỘ TRỰC CA VẬN HÀNH

Điều 58. Quy định về giao, nhận ca

1. Quy định về nhận ca

a) Nhân viên vận hành phải có mặt trước giờ giao nhận ca ít nhất 15 phút để tìm hiểu những sự việc xảy ra từ ca hiện tại và ca gần nhất của ca hiện tại để nắm được rõ tình trạng vận hành của trạm điện, nhà máy điện, hệ thống điện thuộc quyền điều khiển;

b) Trước khi nhận ca nhân viên vận hành phải hiểu và thực hiện các nội dung sau:

- Phương thức vận hành trong ngày;

- Sơ đồ kết dây thực tế, lưu ý những thay đổi so với kết dây cơ bản và tình trạng thiết bị;

- Nội dung ghi chép trong sổ nhật ký vận hành và sổ giao nhận ca;

- Các thao tác đưa thiết bị ra khỏi vận hành và đưa vào vận hành, đưa vào dự phòng theo kế hoạch sẽ được thực hiện trong ca;

- Nội dung điều lệnh mới trong sổ điều lệnh và sổ ghi các bức điện gửi từ cấp trên và các đơn vị;

- Nghe người giao ca truyền đạt trực tiếp những điều cụ thể về chế độ vận hành, những lệnh của lãnh đạo cấp trên mà ca vận hành phải thực hiện và những điều đặc biệt chú ý hoặc giải đáp những vấn đề chưa rõ;

- Kiểm tra hoạt động của hệ thống điều khiển, thiết bị phụ trợ và thông tin liên lạc;

- Kiểm tra trật tự vệ sinh nơi làm việc, thiết bị và dụng cụ dùng trong ca trực;

- Tình hình nhân sự trong ca trực và các nội dung cụ thể khác theo quy định riêng của từng đơn vị;

- Ký tên vào sổ giao nhận ca.

2. Quy định về giao ca

a) Trước khi giao ca, nhân viên vận hành đang trực ca có trách nhiệm:

- Hoàn thành các công việc trong ca gồm: ghi sổ giao nhận ca, tính toán thông số, các tài liệu vận hành khác theo quy định của từng đơn vị, vệ sinh công nghiệp;

- Thông báo một cách ngắn gọn, chính xác và đầy đủ cho nhân viên vận hành nhận ca những thay đổi của các thiết bị tại nhà máy điện, trạm điện, hệ thống điện thuộc quyền điều khiển và quyền kiểm tra; các lệnh, chỉ thị mới có liên quan đến điều độ, vận hành trong ca trực của mình;

- Thông báo cho nhân viên vận hành nhận ca những hiện tượng bất thường đã xảy ra trong ca trực của mình và những hiện tượng khách quan đang đe dọa đến chế độ vận hành bình thường của các thiết bị tại nhà máy điện, trạm điện, hệ thống điện thuộc quyền điều khiển và quyền kiểm tra;

- Giải thích thắc mắc về những vấn đề chưa rõ của nhân viên vận hành nhận ca;

- Yêu cầu nhân viên vận hành nhận ca ký tên vào sổ giao nhận ca;

- Ký tên vào sổ giao nhận ca.

b) Không cho phép giao ca trong các trường hợp sau:

- Đang có sự cố hoặc đang thực hiện những thao tác phức tạp trừ trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này;

- Chưa hoàn thành các công việc trong ca hoặc chưa thông báo đầy đủ tình hình vận hành trong ca cho nhân viên vận hành nhận ca;

- Nhân viên vận hành nhận ca không đủ tỉnh táo do đã uống rượu, bia, sử dụng các chất kích thích khác bị nghiêm cấm. Trường hợp này, nhân viên vận hành phải báo cáo lãnh đạo đơn vị để cử người khác thay thế;

- Không có người đến nhận ca khi hết giờ trực ca. Trường hợp này, nhân viên vận hành đang trực ca phải báo cáo lãnh đạo đơn vị biết để bố trí người khác thay thế.

3. Trường hợp đang có sự cố hoặc đang thực hiện những thao tác phức tạp, chỉ được phép giao nhận ca khi đảm bảo một trong các điều kiện sau:

a) Sau khi nhân viên vận hành nhận ca đã nắm rõ các bước xử lý sự cố hoặc thao tác tiếp theo và đồng ý ký nhận ca;

b) Sau khi đã báo cáo và được lãnh đạo đơn vị cho phép. Khi cho phép nhân viên vận hành giao ca và nhận ca thì lãnh đạo đơn vị phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình.

4. Thủ tục giao nhận ca chỉ thực hiện xong khi nhân viên vận hành nhận ca và nhân viên vận hành giao ca đã ký tên vào sổ giao nhận ca. Kể từ khi thủ tục giao nhận ca được thực hiện xong, nhân viên vận hành nhận ca có đầy đủ quyền hạn và trách nhiệm thực hiện những nhiệm vụ của mình trong ca trực.

Điều 59. Quy định đối với nhân viên vận hành trong thời gian trực ca

1. Trong thời gian trực ca, nhân viên vận hành phải:

a) Nêu rõ tên và chức danh trong mọi liên hệ. Nội dung liên hệ phải được ghi chép đầy đủ vào sổ nhật ký vận hành theo trình tự thời gian;

b) Khi xảy ra sự cố, hiện tượng bất thường trong ca trực của mình, nhân viên vận hành phải thực hiện đúng các quy định tại Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia, Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và báo cáo những thông tin cần thiết cho nhân viên vận hành cấp trên, lãnh đạo đơn vị;

c) Trường hợp sự cố xảy ra, ngay sau khi xử lý xong sự cố, nhân viên vận hành phải có báo cáo nhanh gửi về cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Trong thời gian trực ca, nhân viên vận hành không được vi phạm các quy định sau:

a) Uống rượu, bia, sử dụng các chất kích thích khác bị pháp luật nghiêm cấm;

b) Bỏ vị trí công tác khi chưa có nhân viên vận hành thay thế đến nhận ca. Trường hợp đặc biệt có lý do chính đáng và không thể tiếp tục trực ca, nhân viên vận hành trong ca trực phải báo cáo lãnh đạo đơn vị biết để bố trí người khác thay thế;

c) Trực ca liên tục quá thời gian quy định;

d) Cho người không có nhiệm vụ vào phòng điều khiển, nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển khi chưa được phép của lãnh đạo đơn vị;

đ) Làm việc riêng.

Mục 3. NHÀ MÁY ĐIỆN, TRẠM ĐIỆN KHÔNG NGƯỜI TRỰC VẬN HÀNH

Điều 60. Điều kiện cho phép nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực vận hành

1. Đơn vị quản lý vận hành lập đề án thành lập trung tâm điều khiển nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực vận hành, xây dựng quy trình kiểm tra giám sát điều khiển vận hành trình đơn vị quản lý trực tiếp phê duyệt sau khi có ý kiến chính thức bằng văn bản của cấp điều độ có quyền điều khiển, cấp điều độ có quyền kiểm tra và các đơn vị liên quan. Đối với trung tâm điều khiển nhóm nhà máy điện lớn hoặc nhóm trạm điện truyền tải, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

2. Nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực phải đảm bảo tuân thủ các quy định về an toàn vệ sinh lao động, an toàn phòng cháy chữa cháy và các yêu cầu khác về bảo vệ an ninh chống đột nhập trái phép.

3. Nhà máy điện hoặc trạm điện được giám sát, điều khiển và thu thập tín hiệu trạng thái, đo lường, bảo vệ từ một trung tâm điều khiển.

4. Hệ thống giám sát, điều khiển, thông tin viễn thông và thu thập tín hiệu đặt tại trung tâm điều khiển nhà máy điện hoặc trạm điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

5. Trước khi đưa vào vận hành, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm xây dựng và ban hành quy trình vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực để hướng dẫn nhân viên vận hành tại trung tâm điều khiển trong thao tác và xử lý sự cố nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực.

6. Trước khi đưa vào vận hành, Đơn vị quản lý vận hành và cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm xây dựng và thống nhất quy trình phối hợp vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực để hướng dẫn nhân viên vận hành trong thao tác và xử lý sự cố nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực.

Điều 61. Vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực

1. Vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực được thực hiện từ trung tâm điều khiển. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị quản lý vận hành có thể bố trí thêm nhân viên trực vận hành trực tiếp tại nhà máy điện hoặc trạm điện để kiểm tra, giám sát việc điều khiển từ trung tâm điều khiển.

2. Trong mỗi ca trực vận hành tại trung tâm điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành phải bố trí ít nhất 02 (hai) nhân viên vận hành trực ca, trong đó có 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng ca hoặc Trưởng kíp. Đơn vị quản lý vận hành quy định chi tiết phân công nhiệm vụ cho nhân viên vận hành trực ca tại trung tâm điều khiển.

3. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm cử nhân viên tới nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực để kiểm tra tại chỗ thiết bị, đặc biệt vào các thời điểm truyền tải hoặc phát công suất cao.

4. Trường hợp xảy ra sự cố tại nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực, Đơn vị quản lý vận hành phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển biết và cử nhân viên vận hành, sửa chữa tới nhà máy điện hoặc trạm điện để khắc phục sự cố trong thời gian ngắn nhất.

Mục 4. ĐIỀU KHIỂN TẦN SỐ

Điều 62. Đồng hồ tần số

1. Đồng hồ tần số phải được trang bị tại các cấp điều độ và các nhà máy điện.

2. Đồng hồ tần số của các cấp điều độ và nhà máy điện phải được kiểm tra, hiệu chỉnh theo đúng quy định để đảm bảo độ chính xác cho phép không vượt quá 0,01 Hz.

Điều 63. Yêu cầu đối với hệ thống điều tốc của máy phát điện

1. Hệ thống điều tốc của mỗi tổ máy phát điện phải đáp ứng các yêu cầu điều chỉnh tần số sơ cấp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Nhà máy điện chỉ có thể hạn chế tác động của hệ thống điều tốc trái với quy định tại Khoản 1 Điều này do một trong các lý do sau:

a) Tác động đó là cần thiết cho sự an toàn của người làm việc hoặc để tránh gây nguy hiểm cho thiết bị, trong trường hợp này nhà máy điện phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển về sự hạn chế này;

b) Hạn chế đã được thoả thuận trước giữa cấp điều độ có quyền điều khiển và nhà máy điện;

c) Hạn chế theo lệnh điều độ.

Điều 64. Quy định các cấp điều khiển tần số thứ cấp

Điều khiển tần số thứ cấp được chia thành 03 cấp như sau:

1. Điều khiển tần số cấp I (sau đây viết tắt là điều tần cấp I) là đáp ứng của hệ thống AGC nhằm duy trì tần số định mức 50 Hz với dải dao động cho phép ± 0,2 Hz.

2. Điều khiển tần số cấp II (sau đây viết tắt là điều tần cấp II) là điều chỉnh tự động hoặc điều chỉnh bằng tay các tổ máy phát điện nhằm đưa tần số nằm ngoài khoảng 50 ± 0,5 Hz về giới hạn trong khoảng 50 ± 0,5 Hz.

3. Điều khiển tần số cấp III (sau đây viết tắt là điều tần cấp III) là điều chỉnh bằng sự can thiệp bởi lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát.

Điều 65. Quy định về điều khiển tần số

1. Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thường xuyên theo dõi lượng công suất dự phòng điều tần cấp I, xu hướng thay đổi phụ tải của hệ thống điện để chủ động điều chỉnh công suất phát của các nhà máy điện, đảm bảo mức dự phòng quay theo quy định.

2. Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia điều tần cấp I. Căn cứ vào nhiệm vụ phân công điều tần mà các nhà máy điều tần cấp I đưa các bộ tự động điều chỉnh công suất, tần số vào làm việc phù hợp với thực tế. Khi gần hết lượng công suất dự phòng cho việc điều tần, các nhà máy điện có nhiệm vụ điều tần cấp I phải kịp thời thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển.

3. Tất cả các nhà máy điện không làm nhiệm vụ điều tần cấp I đều phải tham gia điều tần cấp II (trừ trường hợp đã được miễn trừ theo quy định). Khi tần số hệ thống vượt ra ngoài giới hạn 50 ± 0,5 Hz trong thời gian kéo dài quá 15 giây, các nhà máy điện làm nhiệm vụ điều tần cấp II đều phải tham gia điều chỉnh theo khả năng của tổ máy để đưa tần số hệ thống về phạm vi 50 ± 0,5 Hz. Khi tần số hệ thống đã được đưa về giới hạn trên, tất cả các nhà máy điện đã tham gia điều tần cấp II giữ nguyên công suất và thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển để xác nhận mức công suất phát thực tế.

Điều 66. Các biện pháp điều khiển tần số

1. Điều chỉnh công suất phát hữu công của các nhà máy điện theo thứ tự sau:

a) Các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần;

b) Các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay khi mức dự phòng điều tần thấp hơn mức quy định;

c) Các tổ máy phát điện căn cứ trên thứ tự huy động theo các bản chào hoặc giá bán điện;

d) Các tổ máy dự phòng khởi động nhanh căn cứ trên chi phí thấp nhất.

2. Ngừng dự phòng nguồn điện: Khi tần số hệ thống lớn hơn 50,5 Hz mà không có biện pháp điều chỉnh giảm xuống, cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền ra lệnh cho các nhà máy điện ngừng dự phòng một số tổ máy, dấm lò sau khi xét đến an toàn của hệ thống điện, tính kinh tế, điều kiện kỹ thuật và khả năng huy động lại.

3. Sa thải phụ tải: Sau khi đã hết nguồn dự phòng mà tần số vẫn tiếp tục giảm xuống dưới 49,5 Hz, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thực hiện biện pháp sa thải phụ tải để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện và đưa tần số lên trên 49,5 Hz.

4. Điều chỉnh điện áp: cấp điều độ có quyền điều khiển được phép điều chỉnh điện áp trong phạm vi ± 5% so với điện áp danh định để thay đổi tần số.

Mục 5. ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP

Điều 67. Giới hạn điện áp

Giới hạn điện áp được xác định như sau:

1. Giá trị điện áp lớn nhất cho phép thiết bị vận hành lâu dài theo quy định của nhà chế tạo.

2. Giá trị điện áp nhỏ nhất cho phép vận hành lâu dài phải đảm bảo an toàn cho hệ thống tự dùng của nhà máy điện, đảm bảo mức dự phòng ổn định tĩnh của hệ thống điện hoặc đường dây có liên quan, giới hạn này căn cứ vào kết quả tính toán các chế độ vận hành của hệ thống điện mà quy định riêng bằng các điều lệnh.

3. Giá trị điện áp đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng.

Điều 68. Nguyên tắc điều chỉnh điện áp

1. Đảm bảo điện áp trong giới hạn cho phép theo quy định, không gây quá áp hoặc nguy hiểm cho các phần tử trong hệ thống điện.

2. Đảm bảo tối thiểu chi phí vận hành và tổn thất.

3. Đảm bảo tối ưu các thao tác điều khiển.

Điều 69. Yêu cầu đối với hệ thống kích từ của máy phát điện có công suất lắp đặt trên 30MW

1. Hệ thống kích từ của mỗi tổ máy phát điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị phát điện không được phép tách hệ thống AVR ra khỏi vận hành hoặc hạn chế vận hành của hệ thống AVR trừ những trường hợp sau:

a) Tác động đó để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị;

b) Đã có sự thoả thuận giữa Đơn vị phát điện và cấp điều độ có quyền điều khiển.

Đơn vị phát điện phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển trong các trường hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 2 Điều này.

3. Trong trường hợp một tổ máy phát điện vận hành không có hệ thống AVR, cấp điều độ có quyền điều khiển có thể áp dụng một số hạn chế về vận hành của tổ máy phát điện kể cả trường hợp cần thiết phải ngừng tổ máy phát điện để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện và điều chỉnh điện áp trong giới hạn cho phép. Trước khi thực hiện, cấp điều độ có quyền điều khiển phải trao đổi và thông báo cho Đơn vị phát điện để quyết định chế độ vận hành phù hợp nhằm giảm thiểu ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn của tổ máy phát điện.

4. Trong tình trạng sự cố hoặc bất thường

a) Khi đã thống nhất với Đơn vị phát điện, cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành các tổ máy phát điện tại mức phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng ngoài đặc tính vận hành. Trong trường hợp này, Đơn vị phát điện sẽ không bị phạt nếu không tuân thủ lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển;

b) Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền ra lệnh điều độ cho Trưởng ca nhà máy điện tiến hành thay đổi nấc biến áp để thay đổi điện áp.

Điều 70. Quy định về điều chỉnh điện áp

1. Các cấp điều độ phải kiểm tra và giám sát liên tục điện áp trên hệ thống điện thuộc quyền điều khiển. Điện áp tại các điểm nút sẽ do cấp điều độ có quyền điều khiển điều chỉnh căn cứ vào những điều kiện cụ thể của hệ thống điện tại thời điểm vận hành.

2. Cấp điều độ có quyền điều khiển phải điều chỉnh điện áp của hệ thống điện bằng các thiết bị điều khiển sẵn có để đạt được lượng công suất phản kháng cần thiết nhằm giữ điện áp hệ thống điện trong phạm vi cho phép và duy trì lượng công suất phản kháng dự phòng để đáp ứng các thay đổi trên hệ thống điện do biến thiên phụ tải, thay đổi huy động nguồn hoặc kết lưới.

Điều 71. Phân cấp tính toán điện áp, cân bằng công suất phản kháng

1. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tính toán cân bằng công suất phản kháng, xác định điện áp và điều chỉnh điện áp trên hệ thống điện 500 kV; tính toán và xác định điện áp tại một số nút chính thuộc lưới điện 220 kV.

2. Cấp điều độ miền căn cứ vào mức điện áp trên hệ thống điện 500 kV và tại một số nút chính thuộc lưới điện 220 kV do Cấp điều độ quốc gia xác định để tính toán, xác định điện áp và điều chỉnh điện áp hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển cho phù hợp với giới hạn quy định.

3. Cấp điều độ phân phối tỉnh căn cứ vào mức điện áp tại các điểm nút do Cấp điều độ miền xác định để tính toán, xác định điện áp và điều chỉnh điện áp của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển phù hợp với giới hạn quy định.

Điều 72. Quy định về biểu đồ điện áp

1. Biểu đồ điện áp được cấp điều độ có quyền điều khiển giao cho các nhà máy điện, trạm điện thực hiện phù hợp với tính toán điện áp quy định tại Điều 71 Thông tư này.

2. Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ thực hiện điều chỉnh điện áp theo biểu đồ do cấp điều độ có quyền điều khiển giao trừ trường hợp sự cố quy định tại Khoản 3 Điều này.

3. Đơn vị quản lý vận hành được phép không thực hiện biểu đồ điện áp theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này trong các trường hợp sau:

a) Sự cố tại nhà máy điện hoặc trạm điện: Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện phải báo cáo ngay cấp điều độ có quyền điều khiển để ra lệnh điều độ điều khiển điện áp phù hợp với tình hình thực tế;

b) Sự cố trên hệ thống điện: Cấp điều độ có quyền điều khiển lệnh trực tiếp cho Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện để điều chỉnh điện áp đáp ứng xử lý sự cố trên hệ thống điện.

Điều 73. Các biện pháp điều chỉnh điện áp

1. Thay đổi nguồn công suất phản kháng đang vận hành của thiết bị bù ngang (tụ điện, kháng điện), máy bù đồng bộ, máy bù tĩnh, máy phát điện theo thứ tự từ gần đến xa điểm cần điều chỉnh điện áp.

2. Điều chỉnh nấc máy biến áp cho phù hợp với tình hình thực tế và quy định vận hành của thiết bị. Không thực hiện điều chỉnh nấc máy biến áp (bằng tay hoặc tự động) để tăng điện áp phía hạ áp hoặc trung áp khi điện áp phía cao áp đã thấp dưới -5% so với điện áp danh định.

3. Huy động thêm các nguồn điện đang dự phòng để phát hoặc nhận công suất phản kháng khi điện áp nằm ngoài giới hạn cho phép.

4. Thay đổi kết lưới hoặc phân bổ lại trào lưu công suất trong hệ thống điện (tách đường dây truyền tải thấp trong trường hợp điện áp cao quá giới hạn cho phép và không gây quá tải đường dây còn lại).

5. Sa thải phụ tải có thể được sử dụng để tránh điện áp vi phạm các giới hạn điện áp thấp theo quy định.

Mục 6. ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN

Điều 74. Thao tác điều khiển lưới điện

1. Điều khiển lưới điện nhằm mục đích:

a) Tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa, thí nghiệm vận hành, đóng điện nghiệm thu công trình mới, thí nghiệm nghiệm thu, thí nghiệm hệ thống bảo vệ rơle và tự động của Đơn vị quản lý vận hành;

b) Xử lý sự cố thiết bị do nghi ngờ có sự cố hoặc sự cố có khả năng xảy ra và sửa chữa khẩn cấp;

c) Điều khiển điện áp;

d) Thay đổi trào lưu công suất trên hệ thống điện phù hợp với khả năng tải của đường dây, thiết bị điện và an toàn hệ thống.

2. Trường hợp thiết bị điện được tách dự phòng (không mang điện) trong thời gian quá 90 ngày, trước khi đưa vào vận hành, Đơn vị quản lý vận hành thiết bị phải thực hiện thí nghiệm, kiểm tra và xác nhận thiết bị điện đủ tiêu chuẩn vận hành.

3. Các thao tác thiết bị điện được thực hiện tuân thủ theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 75. Điều khiển tự động lưới điện

1. Điều khiển lưới điện có thể diễn ra tự động và không cần báo trước do tác động của thiết bị rơle bảo vệ và tự động nhằm cô lập hoặc loại trừ sự cố trên hệ thống điện hoặc tự động khôi phục cấp điện trở lại.

2. Các trình tự đóng cắt tự động cũng có thể được thiết lập để chống quá tải, sai lệch điện áp hoặc sai lệch tần số quá mức cho phép trong trường hợp sự cố trên hệ thống điện.

Điều 76. Tách đường dây, thiết bị điện

Tách đường dây, thiết bị điện được thực hiện theo lệnh hoặc khi có sự cho phép của cấp điều độ có quyền điều khiển tại bất kỳ thời điểm nào khi cấp điều độ có quyền điều khiển thấy cần thiết để đảm bảo vận hành an toàn và tin cậy của hệ thống điện, bao gồm một trong những trường hợp sau:

1. Đe dọa an toàn đến người làm việc.

2. Đe dọa ổn định của hệ thống điện.

3. Có nguy cơ gây sự cố hệ thống điện hoặc gây hư hỏng bất kỳ thiết bị nào của Đơn vị quản lý vận hành.

4. Các phần tử của hệ thống điện bị quá tải vượt quá giới hạn cho phép trong trường hợp sự cố.

5. Điện áp trên hệ thống điện vượt ra ngoài phạm vi quy định.

6. Tần số hệ thống điện vượt ra ngoài phạm vi quy định.

7. Vi phạm các tiêu chuẩn, quy phạm, quy định chuyên ngành và các quy định khác của pháp luật.

Mục 7. ĐIỀU KHIỂN NGUỒN ĐIỆN

Điều 77. Biểu đồ công suất phát nguồn điện

1. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia căn cứ theo lịch do Cấp điều độ quốc gia lập tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm:

a) Lịch huy động nguồn điện ngày tới và giờ tới trong trường hợp vận hành thị trường điện;

b) Biểu đồ dự kiến công suất phát của nguồn điện theo phương thức ngày trong trường hợp dừng thị trường điện.

2. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền xác định theo phương thức ngày do Cấp điều độ miền lập căn cứ vào phương thức tuần của Cấp điều độ quốc gia đã được phê duyệt.

3. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh xác định theo phương thức ngày do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập căn cứ vào phương thức tuần của Cấp điều độ miền đã được phê duyệt.

4. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện căn cứ theo phương thức ngày do Cấp điều độ phân phối quận, huyện lập căn cứ vào phương thức tuần của Cấp điều độ phân phối tỉnh đã được phê duyệt.

Điều 78. Thực hiện biểu đồ phát công suất tác dụng

1. Các nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia phải thực hiện tuân thủ biểu đồ phát công suất do cấp điều độ có quyền điều khiển lập và ra lệnh điều độ, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 4 Điều này và Điều 79 Thông tư này.

2. Trường hợp không thực hiện được biểu đồ phát công suất theo lệnh điều độ, Trưởng ca nhà máy điện phải báo cáo ngay cấp điều độ có quyền điều khiển để có các biện pháp xử lý kịp thời đưa hệ thống điện quốc gia về trạng thái vận hành bình thường.

3. Khi chế độ vận hành của hệ thống điện khác với dự kiến do sự cố nguồn điện hoặc sự cố lưới điện, cấp điều độ có quyền điều khiển được quyền thay đổi biểu đồ phát công suất nhà máy điện trong phạm vi giá trị cho phép theo điều kiện kỹ thuật để đáp ứng được tình hình vận hành thực tế.

4. Nhà máy điện sẽ không vi phạm biểu đồ phát công suất trong các trường hợp sau:

a) Giảm biểu đồ phát công suất của các nhà máy điện do ngừng thiết bị ngoài kế hoạch nhưng phải được sự đồng ý của cấp điều độ có quyền điều khiển;

b) Giảm biểu đồ phát công suất của các nhà máy điện do sự cố thiết bị khi phải kéo dài chu kỳ vận hành theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển mặc dù đã đến kỳ sửa chữa theo kế hoạch;

c) Tăng hoặc giảm biểu đồ phát công suất của nhà máy điện do quá tải đường dây đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia, do yêu cầu điều khiển điện áp hoặc điều khiển tần số trên hệ thống điện quốc gia.

5. Tổ máy phát điện đang ở trạng thái dự phòng nhưng không huy động được khi cần, sẽ được coi là bị sự cố hoặc bất khả dụng (không tính là dự phòng) kể từ khi ngừng dự phòng. Đối với các tổ máy phát nhiệt điện nếu ngừng dự phòng thời gian quá 30 ngày, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo trước cho nhà máy điện nếu cần huy động, thời gian báo trước theo thỏa thuận giữa nhà máy điện và cấp điều độ có quyền điều khiển.

Điều 79. Tự điều khiển phát công suất tác dụng

Trừ trường hợp xảy ra quá tải hoặc ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện, cho phép các nhà máy điện sau đây tự điều khiển phát công suất tác dụng:

1. Nhà máy điện được huy động theo cơ chế chi phí tránh được.

2. Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo như gió, mặt trời, thủy triều, địa nhiệt, sinh khối, khí sinh học.

Mục 8. ĐIỀU KHIỂN PHỤ TẢI

Điều 80. Thông báo khống chế công suất sử dụng không khẩn cấp

1. Điều độ cấp trên có trách nhiệm thông báo khống chế mức công suất sử dụng cho điều độ cấp dưới trong trường hợp phải ngừng, giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp.

2. Cấp điều độ phân phối tỉnh hoặc Cấp điều độ phân phối quận, huyện phải thực hiện nghiêm chỉnh biểu đồ phân bổ công suất sử dụng theo kế hoạch đã được điều độ cấp trên thông báo.

Điều 81. Lệnh điều độ về khống chế mức công suất sử dụng khẩn cấp

1. Khi dự báo phụ tải hệ thống điện có thể lớn hơn công suất khả dụng nguồn điện và công suất khả dụng nguồn điện thấp hơn so với thông báo theo quy định tại Điều 80 Thông tư này, điều độ cấp trên phải ra lệnh cho điều độ cấp dưới khống chế công suất sử dụng trong trường hợp khẩn cấp, cụ thể như sau:

a) Cấp điều độ quốc gia thông báo cho Cấp điều độ miền về công suất khả dụng nguồn điện của hệ thống điện quốc gia trước khi phải thực hiện khống chế công suất sử dụng của hệ thống điện miền;

b) Cấp điều độ miền thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh về công suất khả dụng nguồn điện của hệ thống điện miền trước khi phải thực hiện khống chế công suất sử dụng của hệ thống điện phân phối;

c) Căn cứ vào bảng phân bổ công suất sử dụng cho các Đơn vị phân phối điện theo khả dụng nguồn điện, Cấp điều độ phân phối tỉnh chuẩn bị sẵn phương án cắt tải và thông báo trước cho cấp điều độ phân phối lưới điện quận, huyện hoặc bộ phận được giao nhiệm vụ thông báo trực tiếp cho các khách hàng sử dụng điện về việc ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp.

2. Việc khống chế công suất sử dụng khi thiếu nguồn điện chỉ kết thúc khi đã nhận được thông báo từ điều độ cấp trên.

Điều 82. Cắt tải sự cố do thiếu nguồn điện theo lệnh điều độ

1. Thực hiện cắt tải sự cố do thiếu nguồn điện tuân thủ theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình quy định trình tự, thủ tục sa thải phụ tải trong hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Khi dự báo công suất khả dụng nguồn điện thấp hơn nhu cầu phụ tải và khả năng tần số có thể thấp hơn 49,5 Hz, điều độ cấp trên phải ra lệnh cho điều độ cấp dưới thực hiện điều hòa, tiết giảm phụ tải điện trong đó ưu tiên các Đơn vị phân phối điện có công suất sử dụng chưa vượt quá mức công suất sử dụng đã được phân bổ theo quy định tại 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.

3. Trường hợp Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ sử dụng vượt quá công suất hoặc điện năng đã được phân bổ làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia, Cấp điều độ miền hoặc Cấp điều độ phân phối tỉnh có quyền cắt sa thải đường dây đầu nguồn thuộc quyền điều khiển để đưa về mức được phân bổ. Trong trường hợp này, đơn vị phân phối và bán lẻ điện hoặc khách hàng sử dụng điện phải chịu hoàn toàn trách nhiệm.

4. Tuỳ theo mức độ thiếu nguồn điện, điều độ cấp trên sẽ ra lệnh điều độ cấp dưới về việc tiết giảm, điều hòa và khôi phục phụ tải. Cấp điều độ phân phối tỉnh phải nghiêm chỉnh thực hiện lệnh điều độ về tiết giảm, điều hòa và khôi phục phụ tải. Phụ tải bị ngừng cung cấp điện chỉ được khôi phục lại khi có yêu cầu của điều độ cấp trên.

Điều 83. Tự động sa thải phụ tải theo tần số thấp

1. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tính toán và xác định các mức đặt tần số theo phần trăm của các phụ tải được đặt hệ thống tự động cắt tải theo tần số thấp. Các Đơn vị quản lý vận hành phải chuẩn bị các công việc để đảm bảo thực hiện tự động cắt tải theo tần số thấp với một tỷ lệ phần trăm của tổng phụ tải lớn nhất được tính toán bởi Cấp điều độ quốc gia trong trường hợp thiếu nguồn điện.

2. Các phụ tải được đặt hệ thống tự động cắt tải theo tần số thấp sẽ được chia thành nhiều đợt riêng biệt. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tính toán, xác định số lượng, vị trí, độ lớn và mức tần số thấp kèm theo dựa trên các thảo luận với các Đơn vị quản lý vận hành. Việc phân chia các đợt cắt tải sẽ được thực hiện theo các quy định liên quan nhằm đạt được sự cắt tải đồng bộ hợp lý trong hệ thống điện phân phối.

3. Các phụ tải đã cắt ra do tự động cắt tải theo tần số chỉ được khôi phục lại khi có lệnh của điều độ cấp trên cho phép khôi phục phụ tải.

Điều 84. Cắt tải sự cố do quá tải hoặc điện áp thấp

1. Khi xảy ra quá tải hoặc điện áp thấp, cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền thực hiện cắt phụ tải điện nhằm hạn chế tối đa các hậu quả.Thực hiện cắt tải sự cố do quá tải hoặc điện áp thấp phải tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình quy định trình tự thủ tục sa thải phụ tải trong hệ thống điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Quy mô cắt tải khi quá tải hoặc điện áp thấp được tính toán và cài đặt trên hệ thống điện. Để hạn chế tối đa quy mô cắt tải, rơle bảo vệ tự động cắt tải khi quá tải hoặc điện áp thấp có thể được đặt trên lưới điện cấp điện áp từ 35 kV trở xuống hoặc lưới điện cấp điện áp 110 kV trong trường hợp cực kỳ khẩn cấp.

3. Theo yêu cầu của Cấp điều độ quốc gia hoặc Cấp điều độ miền hoặc Cấp điều độ phân phối tỉnh, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm phối hợp thực hiện cắt tải tự động khi quá tải hoặc điện áp thấp tại các vị trí trên lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối.

4. Các phụ tải điện bị cắt do quá tải hoặc điện áp thấp sẽ được khôi phục lại khi mức quá tải và điện áp khu vực trở lại giá trị cho phép và phải được sự đồng ý của cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi khôi phục lại phụ tải.

Mục 9. XỬ LÝ SỰ CỐ, KHỞI ĐỘNG ĐEN VÀ KHÔI PHỤC HỆ THỐNG ĐIỆN

Điều 85. Xử lý sự cố hệ thống điện

1. Xử lý sự cố hệ thống điện phải tuân thủ Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm phải xây dựng và ban hành quy trình xử lý sự cố thiết bị điện tại trạm điện hoặc nhà máy điện, trung tâm điều khiển phù hợp với các quy định tại Thông tư này và Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

3. Các cấp điều độ có trách nhiệm ban hành quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.

4. Hàng năm, Nhân viên vận hành của Đơn vị quản lý vận hành tham gia vào quá trình xử lý sự cố hệ thống điện phải được đào tạo và kiểm tra diễn tập xử lý sự cố ít nhất 01 lần.

Điều 86. Khởi động đen và khôi phục hệ thống điện

1. Trong quá trình khởi động đen và khôi phục hệ thống điện, các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ theo Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo khôi phục trạng thái bình thường của hệ thống điện quốc gia và cung cấp điện cho phụ tải một cách nhanh nhất và an toàn, tin cậy.

2. Trong quá trình khôi phục hệ thống điện, nhân viên vận hành cấp dưới phải tuân thủ lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên trừ trường hợp có nguy cơ gây mất an toàn cho người hoặc thiết bị.

Chương VI

NHIỆM VỤ CỦA CÁC BỘ PHẬN TRỰC TIẾP THAM GIA CÔNG TÁC ĐIỀU ĐỘ, VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Mục 1. CẤP ĐIỀU ĐỘ QUỐC GIA

Điều 87. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ hệ thống điện quốc gia

1. Bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia.

2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.

3. Bộ phận phương thức dài hạn.

4. Bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động.

5. Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.

Điều 88. Quy định nhân viên bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia

1. Tùy theo quy mô của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, mức độ trang bị công nghệ điều khiển, Cấp điều độ quốc gia quy định cụ thể số lượng Điều độ viên trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia nhưng không được ít hơn 02 (hai) người, trong đó phải có 01 (một) Điều độ viên làm phụ trách ca trực.

2. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm quy định chi tiết nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của từng vị trí trong mỗi ca trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

Điều 89. Nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên quốc gia

1. Nhiệm vụ chính của Điều độ viên quốc gia:

a) Chỉ huy điều độ hệ thống điện quốc gia để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng điện năng và kinh tế trong điều kiện vận hành thực tế của hệ thống điện quốc gia;

b) Chỉ huy việc thực hiện phương thức đã được duyệt;

c) Chỉ huy việc điều khiển tần số hệ thống điện quốc gia và điện áp trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;

d) Chỉ huy việc thao tác trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;

đ) Chỉ huy thực hiện điều khiển phụ tải hệ thống điện quốc gia;

e) Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện quốc gia, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện;

g) Thông báo cho Điều độ viên miền mọi thay đổi chế độ huy động nguồn hoặc lưới điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện miền;

h) Xử lý kịp thời các thông tin liên quan trực tiếp đến điều độ hệ thống điện quốc gia;

i) Tham gia phân tích sự cố lớn trong hệ thống điện quốc gia và đề xuất các biện pháp phòng ngừa;

k) Các nhiệm vụ khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Quyền hạn của Điều độ viên quốc gia:

a) Chỉ huy điều độ và kiểm tra việc thực hiện lệnh của nhân viên vận hành cấp dưới;

b) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện và an toàn của hệ thống điện quốc gia;

c) Thay đổi biểu đồ phát công suất của nhà máy điện khác lịch huy động giờ tới hoặc phương thức ngày trong phạm vi ca trực của mình và chịu trách nhiệm về việc thay đổi đó;

d) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia để giải quyết những vấn đề không thuộc thẩm quyền;

đ) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện quốc gia có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.

3. Điều độ viên quốc gia chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:

a) Ra lệnh điều độ không đúng và không kịp thời trong những điều kiện làm việc bình thường cũng như trong trường hợp sự cố;

b) Gây ra sự cố chủ quan trong ca trực của mình;

c) Vi phạm những quy trình, quy phạm, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;

d) Chỉ huy xử lý sự cố sai quy trình dẫn đến mở rộng phạm vi sự cố;

đ) Chỉ huy vận hành hệ thống điện quốc gia sai chế độ quy định mà không có lý do chính đáng;

e) Chỉ huy thao tác sai dẫn đến khả năng xảy ra sự cố;

g) Không thực hiện đầy đủ phương thức ngày đã được duyệt khi không có lý do chính đáng và chưa được lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia chấp nhận;

h) Thông báo, báo cáo tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia cho những người không có nhiệm vụ.

Điều 90. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn

Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận phương thức ngắn hạn tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.

2. Đánh giá an ninh hệ thống điện quốc gia ngắn hạn.

3. Đề xuất thay đổi sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện quốc gia trên cơ sở đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.

4. Giải quyết đăng ký công tác, sửa chữa của các Đơn vị quản lý vận hành trên cơ sở đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.

5. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.

6. Lập lịch huy động nguồn trên cơ sở đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.

7. Lập phương thức đóng điện nghiệm thu, chương trình thí nghiệm nghiệm thu.

8. Lập chương trình thí nghiệm vận hành.

9. Lập kế hoạch cắt điện và biểu hạn chế công suất phụ tải khi có cảnh báo suy giảm an ninh hệ thống điện quốc gia.

10. Tính toán và quy định biểu đồ điện áp các điểm nút chính trong hệ thống điện quốc gia.

11. Khai thác các ứng dụng của hệ thống SCADA/EMS phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện thời gian thực (trào lưu công suất, điện áp, sự cố một phần tử N-1, tối ưu trào lưu công suất, điều khiển hệ thống AGC, ổn định điện áp/góc pha).

12. Phân tích và đánh giá việc thực hiện phương thức đã giao cho các đơn vị.

13. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố, xác định nguyên nhân sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

14. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.

Điều 91. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn

Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận phương thức dài hạn tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Lập sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện quốc gia.

2. Dự báo phụ tải phục vụ đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.

3. Xác định mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng của hệ thống điện quốc gia. Xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ theo quy định.

4. Đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.

5. Lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện tháng, năm trên cơ sở đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.

6. Lập kế hoạch vận hành nguồn điện, lưới điện năm, tháng trên cơ sở đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.

7. Lập cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ công tác tính toán chế độ vận hành, tính toán ngắn mạch, tính toán ổn định, tính toán quá độ điện từ và các mục đích khác.

8. Tính toán lập phương thức và chuẩn bị các công việc cần thiết phục vụ đưa các thiết bị, công trình điện mới vào vận hành.

9. Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối công trình điện mới vào hệ thống điện quốc gia thuộc quyền điều khiển.

10. Lập phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia.

11. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và thiết bị tự động hóa trong quá trình xảy ra sự cố, xác định nguyên nhân sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

12. Tính toán, kiểm tra ổn định của hệ thống điện quốc gia, xác định các giới hạn vận hành để đảm bảo ổn định.

13. Nghiên cứu và đề ra các biện pháp làm tăng tính ổn định của hệ thống điện quốc gia.

14. Đề xuất, thông qua các bộ tự động chống sự cố diện rộng, ngăn ngừa mất ổn định, chống dao động công suất, chống sụp đổ điện áp, chống sụp đổ tần số trên hệ thống điện quốc gia.

15. Tính toán lượng công suất phụ tải sa thải theo tần số thấp, điện áp thấp trên toàn hệ thống điện quốc gia.

16. Quản lý các phần mềm phục vụ tính toán, phân tích chế độ hệ thống, lập kế hoạch vận hành, phần mềm tính toán thời gian thực trong hệ thống EMS.

17. Xây dựng, cập nhật cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ các ứng dụng mô phỏng, phân tích lưới điện, lập kế hoạch và điều khiển phát điện, giả lập hệ thống hỗ trợ mô phỏng đào tạo Điều độ viên của hệ thống EMS; vận hành, bảo trì và bảo dưỡng hệ thống EMS. Tham gia tổ chức, chuẩn bị tài liệu, biểu mẫu thí nghiệm vận hành để xác định tính ổn định của hệ thống điện quốc gia.

18. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.

Điều 92. Nhiệm vụ của bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động

Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Tính toán trị số chỉnh định rơle bảo vệ và tự động cho hệ thống điện 500 kV, tính toán trị số chỉnh định cho các hệ thống tự động chống sự cố diện rộng, sa thải phụ tải trên hệ thống điện quốc gia.

2. Tính toán, kiểm tra trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho khối máy phát - máy biến áp của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.

3. Kiểm tra, đánh giá sơ đồ phương thức rơ le bảo vệ đối với các công trình mới thuộc quyền điều khiển và kiểm tra của Cấp điều độ quốc gia.

4. Cung cấp thông số tính toán ngắn mạch (công suất ngắn mạch, dòng điện ngắn mạch) tại các nút có điện áp từ 220 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu. Cung cấp giới hạn chỉnh định và kiểm tra trị số tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ lưới điện 220 kV và nhà máy điện của Cấp điều độ miền.

5. Chủ trì thu thập thông tin và tổ chức điều tra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố; đưa ra các biện pháp tăng tính chọn lọc, tăng sự làm việc chắc chắn và tin cậy của rơ le bảo vệ, thiết bị tự động trong hệ thống điện quốc gia.

6. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hóa hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện quốc gia.

7. Quản lý hệ thống thiết bị ghi sự cố, các hệ thống chống sự cố mất điện diện rộng.

8. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.

Điều 93. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính

Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Xây dựng hệ thống SCADA và quản lý vận hành đảm bảo sự hoạt động ổn định, tin cậy của hệ thống SCADA/EMS, DIM, hệ thống máy tính chuyên dụng, mạng máy tính và hệ thống thông tin liên lạc trong phạm vi quản lý của Cấp điều độ quốc gia.

2. Tổ chức lưu trữ và bảo quản ghi âm đàm thoại điều độ; sẵn sàng cung cấp cho bộ phận trực ban chỉ huy điều độ ghi âm các cuộc đàm thoại điều độ khi có yêu cầu.

3. Quản lý vận hành toàn bộ các thiết bị thuộc hệ thống SCADA/EMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị khác có liên quan) trong phạm vi quản lý của Cấp điều độ quốc gia.

4. Theo dõi, báo cáo tình hình vận hành của hệ thống thông tin liên lạc. Phối hợp với các bộ phận liên quan xử lý kịp thời các sự cố về thông tin liên lạc.

5. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa định kỳ và đại tu các thiết bị điều khiển, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận trực ban chỉ huy điều độ và trình lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia duyệt.

6. Phối hợp với đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin viễn thông đưa các kênh viễn thông phục vụ công tác điều độ ra bảo dưỡng, sửa chữa theo kế hoạch đã được lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia phê duyệt.

7. Quản trị trang Web phục vụ công tác vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia.

8. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.

Mục 2. CẤP ĐIỀU ĐỘ MIỀN

Điều 94. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ hệ thống điện miền

1. Bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền.

2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.

3. Bộ phận phương thức dài hạn.

4. Bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động.

5. Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.

Điều 95. Quy định nhân viên bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền

1. Tùy theo quy mô của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, mức độ trang bị công nghệ điều khiển, Cấp điều độ miền quy định cụ thể số lượng Điều độ viên trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền nhưng không được ít hơn 02 (hai) người, trong đó phải có 01 (một) Điều độ viên làm phụ trách ca trực.

2. Cấp điều độ miền có trách nhiệm quy định chi tiết nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của từng vị trí trong mỗi ca trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

Điều 96. Nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên miền

1. Nhiệm vụ chính của Điều độ viên miền:

a) Chấp hành sự chỉ huy vận hành của Điều độ viên quốc gia;

b) Chỉ huy điều độ hệ thống điện miền nhằm mục đích cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất lượng điện năng và kinh tế trong điều kiện vận hành thực tế của hệ thống điện miền;

c) Thực hiện phương thức đã được duyệt;

d) Chỉ huy việc điều khiển nguồn điện thuộc quyền điều khiển trong hệ thống điện miền;

đ) Chỉ huy việc thao tác trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;

e) Chỉ huy việc điều khiển điện áp hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;

g) Chỉ huy thực hiện điều khiển phụ tải hệ thống điện miền;

h) Chỉ huy điều khiển tần số, điện áp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) trong trường hợp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) tách khỏi hệ thống điện quốc gia;

i) Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện miền, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện;

k) Thông báo cho Điều độ viên phân phối tỉnh mọi thay đổi chế độ huy động nguồn hoặc lưới điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối;

l) Khi xảy ra sự cố lớn trong hệ thống điện miền, Điều độ viên miền phải kịp thời báo cáo cho Điều độ viên quốc gia, lãnh đạo Cấp điều độ miền;

m) Tham gia phân tích sự cố lớn trong hệ thống điện miền và đề xuất các biện pháp phòng ngừa;

n) Các nhiệm vụ khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Quyền hạn của Điều độ viên miền:

a) Chỉ huy điều độ và kiểm tra việc thực hiện lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp dưới;

b) Cho phép tiến hành thao tác trên thiết bị thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền, thay đổi sơ đồ kết dây theo những đăng ký đã được duyệt, thay đổi sơ đồ kết dây phù hợp với tình hình thực tế;

c) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện và an toàn của hệ thống điện miền;

d) Thay đổi biểu đồ phụ tải của các đơn vị đã được duyệt, đề nghị với Điều độ viên quốc gia để thay đổi biểu đồ phát công suất của nhà máy điện trong hệ thống điện miền phù hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca trực của mình;

đ) Trong trường hợp sự cố, Điều độ viên miền được quyền điều khiển công suất phát các nhà máy điện trong miền không thuộc quyền điều khiển để khắc phục sự cố, sau đó phải báo ngay Điều độ viên quốc gia;

e) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ miền hoặc Điều độ viên quốc gia để xử lý những vấn đề không thuộc thẩm quyền hoặc không đủ khả năng giải quyết;

g) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ miền hoặc Điều độ viên quốc gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện miền có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.

3. Điều độ viên miền chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:

a) Ra lệnh điều độ không đúng và không kịp thời trong những điều kiện làm việc bình thường cũng như trong trường hợp sự cố;

b) Gây ra sự cố chủ quan trong ca trực của mình;

c) Vi phạm những quy trình, quy phạm, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;

d) Chỉ huy xử lý sự cố sai quy trình dẫn đến mở rộng phạm vi sự cố;

đ) Chỉ huy vận hành hệ thống điện miền sai chế độ quy định mà không có lý do chính đáng;

e) Chỉ huy thao tác sai dẫn đến khả năng xảy ra sự cố;

g) Không thực hiện đầy đủ phương thức ngày đã được duyệt khi không có lý do chính đáng và chưa được lãnh đạo Cấp điều độ miền chấp nhận.

Điều 97. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn

Trong công tác điều độ hệ thống điện miền, bộ phận phương thức ngắn hạn tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Dự báo phụ tải hệ thống điện miền ngắn hạn.

2. Lập phương thức vận hành ngắn hạn trên cơ sở phương thức dài hạn đã được phê duyệt.

3. Giải quyết đăng ký tách kiểm tra, sửa chữa và đưa vào vận hành các tổ máy, đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển.

4. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.

5. Lập phương thức vận hành hệ thống điện thuộc quyền điều khiển trong các dịp lễ, tết và những ngày có yêu cầu đặc biệt.

6. Cùng với các bộ phận liên quan trong Cấp điều độ miền phối hợp với cấp điều độ phân phối lập kế hoạch cắt điện và hạn chế công suất phụ tải khi có yêu cầu.

7. Phân tích và đánh giá tình hình thực hiện phương thức đã giao cho các đơn vị trong hệ thống điện miền.

8. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện miền, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và thiết bị tự động hóa trong quá trình xảy ra sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

9. Tham gia nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy và tính kinh tế trong vận hành hệ thống điện miền.

10.Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.

Điều 98. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn

Trong công tác điều độ hệ thống điện miền, bộ phận phương thức dài hạn tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Phối hợp với Cấp điều độ quốc gia lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống điện miền tương ứng với các mùa trong năm.

2. Lập cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ công tác tính toán chế độ vận hành, tính toán ngắn mạch, tính toán ổn định, tính toán quá độ điện từ và các mục đích khác.

3. Tính toán chế độ vận hành hệ thống điện miền tương ứng với từng phương thức trên hoặc khi đưa thiết bị, công trình mới vào vận hành.

4. Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối công trình điện mới vào hệ thống điện quốc gia thuộc quyền điều khiển.

5. Lập và tính toán biểu đồ điện áp trong hệ thống điện miền.

6. Tính toán chế độ vận hành hệ thống điện miền phục vụ việc thao tác.

7. Tính toán, theo dõi và đánh giá tổn thất điện năng truyền tải của hệ thống điện miền. Đề xuất các biện pháp và phương thức vận hành hợp lý nhằm giảm tổn thất điện năng truyền tải trong hệ thống điện miền.

8. Phối hợp với bộ phận phương thức ngắn hạn tính toán và xác định chế độ vận hành không toàn pha, xác định các điểm cho phép đóng khép vòng trong hệ thống điện miền.

9. Phối hợp với Cấp điều độ Quốc gia để tham gia xây dựng, cập nhật cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ các ứng dụng mô phỏng, phân tích lưới điện, lập kế hoạch và điều khiển phát điện, giả lập hệ thống hỗ trợ mô phỏng đào tạo Điều độ viên của hệ thống EMS; vận hành, bảo trì và bảo dưỡng hệ thống EMS.

10.Tham gia phân tích sự cố lớn trong hệ thống điện miền, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.

11.Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.

Điều 99. Nhiệm vụ của bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động

Trong công tác điều độ hệ thống điện miền, bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Tính toán trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho lưới điện 220 kV, 110 kV thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.

2. Kiểm tra và lập phiếu chỉnh định cho hệ thống thiết bị sa thải phụ tải theo tần số của hệ thống điện miền theo các mức tần số do Cấp điều độ quốc gia cung cấp.

3. Tính toán, kiểm tra trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho khối máy phát - máy biến áp của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.

4. Kiểm tra trị số tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trong lưới điện phân phối.

5. Chủ trì thu thập thông tin và tổ chức điều tra sự cố trong hệ thống điện miền, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố, đưa ra các biện pháp tăng tính chọn lọc, tăng sự làm việc chắc chắn và tin cậy của rơ le bảo vệ và tự động trong hệ thống điện miền.

6. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của các thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện miền.

7. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.

Điều 100. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính

Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Xây dựng hệ thống SCADA và quản lý vận hành đảm bảo sự hoạt động ổn định, tin cậy của hệ thống SCADA/EMS, DIM, hệ thống máy tính chuyên dụng, mạng máy tính và hệ thống thông tin liên lạc trong phạm vi quản lý của cấp điều độ miền.

2. Tổ chức lưu trữ và bảo quản ghi âm đàm thoại điều độ; sẵn sàng cung cấp cho bộ phận trực ban chỉ huy điều độ ghi âm các cuộc đàm thoại điều độ khi có yêu cầu.

3. Quản lý vận hành toàn bộ các thiết bị thuộc hệ thống SCADA/EMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị khác có liên quan) trong phạm vi quản lý của Cấp điều độ miền.

4. Theo dõi, báo cáo tình hình vận hành của hệ thống thông tin liên lạc. Phối hợp với các bộ phận liên quan xử lý kịp thời các sự cố về thông tin liên lạc.

5. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa định kỳ và đại tu các thiết bị điều khiển, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận trực ban chỉ huy điều độ và trình lãnh đạo Cấp điều độ miền duyệt.

6. Phối hợp với đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin viễn thông đưa các kênh viễn thông phục vụ công tác điều độ ra bảo dưỡng, sửa chữa theo kế hoạch đã được lãnh đạo Cấp điều độ miền phê duyệt.

7. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.

Mục 3. CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI TỈNH

Điều 101. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ hệ thống điện phân phối

Tùy theo quy mô lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ tại Cấp điều độ phân phối tỉnh, có thể bao gồm các bộ phận sau:

1. Bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh.

2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.

3. Bộ phận phương thức dài hạn.

4. Bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động.

5. Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.

Điều 102. Quy định bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh

1. Tùy theo quy mô của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, mức độ trang bị công nghệ điều khiển, Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể số lượng Điều độ viên trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh. Trường hợp có từ 02 (hai) người trở lên thì phải có 01 (một) người làm phụ trách ca trực.

2. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm quy định chi tiết nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của từng vị trí trong mỗi ca trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

Điều 103. Nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên phân phối tỉnh

1. Nhiệm vụ chính của Điều độ viên phân phối tỉnh:

a) Chấp hành sự chỉ huy điều độ của Điều độ viên miền trong quá trình chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

b) Chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất lượng và kinh tế;

c) Chỉ huy thực hiện phương thức đã được duyệt. Kiểm tra, đôn đốc các đơn vị trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển thực hiện đúng phương thức đã được duyệt, điều chỉnh phân bổ công suất cho các đơn vị phù hợp với tình hình thực tế;

d) Chỉ huy việc thao tác lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

đ) Chỉ huy việc điều khiển điện áp trên hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

e) Chỉ huy việc điều khiển nguồn điện, phụ tải điện thuộc quyền điều khiển;

g) Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện;

h) Chỉ huy việc điều khiển tần số hệ thống điện phân phối hoặc một phần hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển trong trường hợp vận hành độc lập;

i) Thông báo cho Điều độ viên lưới điện quận, huyện mọi thay đổi chế độ huy động nguồn hoặc lưới điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của lưới điện quận, huyện;

k) Báo cáo đầy đủ, chính xác những vấn đề liên quan đến vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho lãnh đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh và Cấp điều độ miền khi được yêu cầu;

l) Yêu cầu nhân viên vận hành cấp dưới thực hiện các quy trình, quy chuẩn kỹ thuật, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;

m) Tham gia phân tích sự cố trong hệ thống điện phân phối và đề xuất các biện pháp phòng ngừa;

n) Các nhiệm vụ khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Quyền hạn của Điều độ viên phân phối tỉnh

a) Cho phép tiến hành thao tác trên hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, thay đổi sơ đồ nối dây theo những đăng ký đã được duyệt, thay đổi sơ đồ kết dây phù hợp với tình hình thực tế;

b) Ra lệnh điều độ cho nhân viên vận hành cấp dưới và kiểm tra việc thực hiện lệnh đó;

c) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện cho các hộ dùng điện và an toàn của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

d) Thay đổi biểu đồ phụ tải của các đơn vị trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho phù hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca trực của mình;

đ) Xin ý kiến lãnh đạo đơn vị hoặc Điều độ viên miền xử lý những vấn đề không thuộc thẩm quyền giải quyết;

e) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh hoặc Cấp điều độ miền thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.

3. Điều độ phân phối tỉnh chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:

a) Ra lệnh điều độ không đúng và không kịp thời trong những điều kiện làm việc bình thường cũng như trong trường hợp sự cố;

b) Gây ra sự cố chủ quan trong ca trực của mình;

c) Vi phạm quy trình, quy chuẩn kỹ thuật, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;

d) Chỉ huy xử lý sự cố sai quy trình dẫn đến mở rộng phạm vi sự cố;

đ) Chỉ huy vận hành hệ thống điện phân phối sai chế độ quy định mà không có lý do chính đáng;

e) Chỉ huy thao tác sai dẫn đến khả năng xảy ra sự cố;

g) Không thực hiện đầy đủ phương thức ngày đã được duyệt khi không có lý do chính đáng và chưa được lãnh đạo điều độ phân phối chấp nhận.

Điều 104. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn

Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận phương thức ngắn hạn tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Lập phương thức vận hành ngắn hạn.

2. Lập biểu cắt điện và biểu hạn chế phụ tải, danh sách phụ tải cần đặc biệt ưu tiên, danh sách các điểm đặt thiết bị tự động sa thải phụ tải theo tần số, tự động đóng lại phụ tải khi tần số cho phép.

3. Giải quyết các đăng ký đưa ra sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ và đưa vào vận hành các đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển.

4. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.

5. Tham gia điều tra, phân tích sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

6. Tham gia nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy, giảm tổn thất trong vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

7. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Điều 105. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn

Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận phương thức dài hạn tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

2. Tham gia lập kế hoạch sản xuất quý, năm của đơn vị phân phối điện, kế hoạch đại tu và sửa chữa thiết bị điện có liên quan hàng quý, hàng năm của trạm biến áp và đường dây thuộc quyền điều khiển.

3. Lập phương thức kết dây tương ứng với kế hoạch sửa chữa thiết bị chính trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

4. Tính toán và xác định các điểm cho phép đóng khép vòng trên lưới điện thuộc quyền điều khiển và các cầu dao cho phép đóng cắt không tải hoặc có tải các thiết bị điện.

5. Làm đầu mối phối hợp các bộ phận liên quan tính toán tổn thất điện năng và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

6. Nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy và tính kinh tế trong điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

7. Chủ trì tổ chức điều tra và phân tích các sự cố trong hệ thống điện phân phối và đề ra các biện pháp phòng ngừa.

8. Chuẩn bị các công việc cần thiết đưa các thiết bị mới, công trình mới vào vận hành.

9. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Điều 106. Nhiệm vụ của bộ phận rơ le bảo vệ và tự động

Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển. Cung cấp các phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho các Đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

2. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho thiết bị mới, công trình mới thuộc quyền điều khiển của điều độ hệ thống điện phân phối để chuẩn bị đưa vào vận hành.

3. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố. Xác định nguyên nhân sự cố và tìm các biện pháp khắc phục.

4. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của các thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

5. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Điều 107. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý vận hành thiết bị thông tin và máy tính

Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận quản lý vận hành thiết bị thông tin và máy tính tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Quản lý vận hành toàn bộ thiết bị thuộc hệ thống thông tin, hệ thống SCADA/DMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị phục vụ có liên quan).

2. Quản lý mạng máy tính đặt tại hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

3. Thống nhất với bộ phận điều độ về việc trang bị viễn thông cho công tác điều độ nhằm đảm bảo thông tin liên lạc.

4. Soạn thảo và ban hành quy trình, tài liệu hướng dẫn vận hành và sử dụng các thiết bị viễn thông và máy tính chuyên dụng.

5. Phối hợp với đơn vị quản lý thông tin đưa các kênh viễn thông điều độ ra sửa chữa theo đăng ký đã được duyệt.

6. Lập lịch bảo dưỡng định kỳ và đại tu các thiết bị thông tin, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận điều độ và trình lãnh đạo Đơn vị phân phối điện duyệt.

7. Nghiên cứu ứng dụng kỹ thuật mới hoặc cải tiến hợp lý hoá các kênh và phương tiện viễn thông phục vụ công tác điều độ hệ thống điện phân phối.

8. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Mục 4. CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI QUẬN, HUYỆN

Điều 108. Quy định trực ca vận hành của Cấp điều độ phân phối quận, huyện

Trường hợp hình thành cấp điều độ phân phối quận, huyện, số lượng Điều độ viên trực vận hành trong mỗi ca trực; nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên phân phối quận, huyện được xác định chi tiết trong đề án thành lập của Đơn vị phân phối điện được phê duyệt theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 5 Thông tư này.

Mục 5. NHÂN VIÊN VẬN HÀNH TẠI NHÀ MÁY ĐIỆN, TRẠM ĐIỆN, TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN

Điều 109. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác vận hành

Tùy theo quy mô, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, Đơn vị quản lý vận hành quy định cụ thể các bộ phận trực tiếp tham gia công tác vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.

Điều 110. Quy định trực ca vận hành

1. Tùy theo độ tin cậy của thiết bị, trang bị công nghệ điều khiển của nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành quy định số lượng nhân viên vận hành để đảm bảo công tác vận hành an toàn, tin cậy, trong đó quy định 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng ca nhà máy điện, 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng kíp trạm điện.

2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của Đơn vị quản lý vận hành.

3. Vị trí Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện căn cứ theo lịch trực ca và do lãnh đạo Đơn vị quản lý vận hành quy định. Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện là người chỉ huy điều độ cao nhất trong mỗi ca trực vận hành.

Điều 111. Nhiệm vụ của Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện

1. Chấp hành lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên.

2. Thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm trong mối quan hệ công tác với nhân viên vận hành cấp trên theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của mỗi nhà máy điện.

3. Nắm vững sơ đồ kết lưới và phương thức vận hành của nhà máy điện, các quy trình vận hành, quy trình xử lý sự cố thiết bị trong nhà máy điện và các quy trình nội bộ của nhà máy điện có liên quan.

4. Khi nhân viên vận hành cấp trên ủy quyền hoặc khi sự cố dẫn đến nhà máy điện tách lưới phát độc lập, Trưởng ca nhà máy điện được quyền áp dụng các biện pháp điều khiển tần số để đảm bảo sự vận hành ổn định của các tổ máy và phải báo ngay với nhân viên vận hành cấp trên sau khi các tổ máy đã vận hành ổn định.

5. Phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển, các đơn vị có liên quan để đảm bảo vận hành nhà máy điện an toàn, tin cậy.

6. Cung cấp số liệu theo yêu cầu của nhân viên vận hành cấp trên.

7. Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

Điều 112. Nhiệm vụ của Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện

1. Chấp hành lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên.

2. Thường xuyên theo dõi thông số vận hành và kiểm tra thiết bị thuộc quyền quản lý của trạm điện, đảm bảo thiết bị vận hành an toàn, tin cậy. Không để xảy ra các sự cố chủ quan, xử lý các sự cố kịp thời và đúng quy định, quy trình liên quan.

3. Thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm trong mối quan hệ công tác với nhân viên vận hành cấp trên theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của mỗi trạm điện.

4. Nắm vững sơ đồ, thông số kỹ thuật, phương thức vận hành, quy trình vận hành và quy trình xử lý sự cố thiết bị trong trạm điện.

5. Phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển, các đơn vị có liên quan để đảm bảo vận hành trạm điện an toàn, tin cậy.

6. Cung cấp số liệu theo yêu cầu của nhân viên vận hành cấp trên.

7. Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

Chương VII

ĐÀO TẠO CÁC CHỨC DANH THAM GIA TRỰC TIẾP CÔNG TÁC ĐIỀU ĐỘ, VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Mục 1. QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 113. Chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia

1. Các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia bao gồm:

a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;

b) Kỹ sư phương thức, kỹ sư SCADA/EMS và kỹ sư SCADA/DMS tại các cấp điều độ;

c) Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện.

2. Các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành phải có trách nhiệm tổ chức tuyển dụng và đào tạo nguồn nhân lực phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia.

3. Người được cử đi đào tạo phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do đơn vị quản lý trực tiếp quy định phù hợp với từng vị trí và công việc được giao thực hiện sau đào tạo.

Điều 114. Quy định về tổ chức kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành

1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ quốc gia theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ miền, nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Cấp điều độ miền có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ phân phối tỉnh, nhà máy điện và trạm điện thuộc quyền điều khiển theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

4. Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ phân phối quận, huyện, nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển và trạm điện, nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 115. Đào tạo nhân viên vận hành tại các cấp điều độ

1. Cấp điều độ quốc gia, Cấp điều độ miền và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện do đơn vị quản lý theo các nội dung được Cục Điều tiết điện lực quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia; quy định cụ thể thời gian đào tạo đối với từng vị trí và nhiệm vụ của các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ phù hợp với quy mô và phạm vi quản lý của đơn vị.

2. Đối với Cấp điều độ quốc gia, sau thời gian đào tạo và được Tập đoàn Điện lực Việt Nam cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 1 Điều 114 Thông tư này, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

3. Đối với Cấp điều độ miền, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ quốc gia cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 2 Điều 114 Thông tư này, Cấp điều độ miền có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

4. Đối với Cấp điều độ phân phối tỉnh, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ miền cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 3 Điều 114 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

5. Đối với Cấp điều độ phân phối quận, huyện, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ phân phối tỉnh cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 4 Điều 114 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

Điều 116. Đào tạo nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển

1. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác vận hành do đơn vị quản lý theo các nội dung được Cục Điều tiết điện lực quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia; quy định cụ thể thời gian đào tạo đối với từng vị trí và nhiệm vụ của các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành phù hợp với quy mô, phạm vi quản lý của đơn vị.

2. Sau thời gian đào tạo và được cấp điều độ có quyền điều khiển cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 114 Thông tư này, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

Điều 117. Trách nhiệm chung

1. Trong quá trình tổ chức đào tạo, điều độ cấp trên và cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tham gia đào tạo, kiểm tra việc đào tạo cho nhân viên vận hành của điều độ cấp dưới và Đơn vị quản lý vận hành.

2. Sau khi công nhận chức danh cho người được cử đi đào tạo, các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo chức danh mới của nhân viên vận hành tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành cho các đơn vị có liên quan.

3. Hàng năm, Điều độ viên tại các cấp điều độ và nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện phải được định kỳ huấn luyện, diễn tập xử lý sự cố, diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia ít nhất 01 lần.

Mục 2. ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ QUỐC GIA

Điều 118. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên quốc gia

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên quốc gia ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.

Điều 119. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên quốc gia

1. Điều độ viên quốc gia đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 01 năm trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên quốc gia phải được đào tạo lại.

2. Cấp điều độ quốc gia quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên quốc gia.

Điều 120. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.

Điều 121. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.

Mục 3. ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ MIỀN

Điều 122. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên miền

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên miền ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.

Điều 123. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên miền

1. Điều độ viên miền đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 01 năm trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên miền phải được đào tạo lại.

2. Cấp điều độ miền quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên miền.

Điều 124. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện miền

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện miền ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.

Điều 125. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.

Mục 4. ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI TỈNH

Điều 126. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên phân phối tỉnh

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên phân phối tỉnh phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên phân phối tỉnh ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên phân phối tỉnh, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch kiểm tra theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.

Điều 127. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên phân phối tỉnh

1. Điều độ viên phân phối tỉnh đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 06 tháng trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên phân phối tỉnh phải được đào tạo lại.

2. Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên phân phối tỉnh.

Điều 128. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.

Điều 129. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối ít nhất 09 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.

Mục 5. ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI QUẬN, HUYỆN

Điều 130. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên phân phối quận, huyện

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên phân phối quận, huyện phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên phân phối quận, huyện ít nhất 09 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên phân phối quận, huyện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 5 Điều 115 Thông tư này.

Điều 131. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên phân phối quận, huyện

1. Điều độ viên phân phối quận, huyện đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 06 tháng trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên phân phối quận, huyện phải được đào tạo lại.

2. Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên phân phối quận, huyện.

Mục 6. ĐÀO TẠO TẠI NHÀ MÁY ĐIỆN, TRẠM ĐIỆN VÀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN

Điều 132. Quy định về đào tạo mới Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện

1. Người được đào tạo để trở thành Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện phải có kinh nghiệm công tác hoặc được đào tạo tại tất cả các vị trí Trực chính hoặc Trưởng kíp của nhà máy điện ít nhất 03 tháng cho mỗi vị trí chức danh và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

2. Đối với nhà máy điện mới chuẩn bị đưa vào vận hành, người được đào tạo để trở thành Trưởng ca nhà máy điện phải tham gia công tác chạy thử nghiệm thu toàn bộ các thiết bị chính của nhà máy điện, được đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 116 Thông tư này và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

3. Thời gian đào tạo Trưởng ca tại nhà máy điện lớn hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện ít nhất 18 tháng; thời gian đào tạo Trưởng ca tại nhà máy điện nhỏ ít nhất 12 tháng.

4. Trước khi được công nhận chức danh Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng ca trung tâm điều khiển nhà máy điện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Điều 116 Thông tư này.

Điều 133. Quy định về đào tạo mới Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện

1. Người được đào tạo để trở thành Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện phải có kinh nghiệm công tác tại vị trí trực vận hành trạm ít nhất 03 tháng, được đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 116 Thông tư này và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

2. Thời gian đào tạo Trưởng kíp tại trạm điện ít nhất 03 tháng; thời gian đào tạo Trưởng kíp tại trung tâm điều khiển trạm điện ít nhất 06 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Điều 116 Thông tư này.

Điều 134. Quy định về đào tạo lại Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển

1. Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển sau khi chuyển đi làm nhiệm vụ khác, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Trưởng ca hoặc Trưởng kíp phải trải qua một thời gian học tập quy trình, tìm hiểu tình hình vận hành nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.

2. Đơn vị quản lý vận hành quy định chi tiết thời gian đào tạo lại Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.

Chương VIII

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 135. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia, bao gồm các nội dung chính sau:

- Điều kiện đối với người được cử đi đào tạo các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành;

- Nội dung đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành;

- Quy trình kiểm tra;

- Mẫu, hệ thống Chứng nhận vận hành và thời hạn của Chứng nhận vận hành;

- Quản lý và sử dụng Chứng nhận vận hành.

b) Tổ chức kiểm tra và giám sát việc thực hiện đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành theo quy định tại Chương VII Thông tư này và Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia;

c) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.

Điều 136. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 24 tháng 12 năm 2014. Quyết định số 56/QĐ-BCN ngày 26 tháng 11 năm 2001 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.

2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp./.

Nơi nhận:
- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Bộ Tư pháp (Cục kiểm tra VBQPPL);
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia;
- Tổng công ty Phát điện 1, 2, 3;
- Các Tổng Công ty điện lực;
- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;
- Các Công ty điện lực;
- Các đơn vị phát điện;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG




Cao Quốc Hưng

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE
--------

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence - Freedom - Happiness
---------------

No.: 40/2014/TT-BCT

Hanoi, 5 November 2014

 

CIRCULAR

STIPULATING THE PROCEDURE FOR DISPATCHING OF NATIONAL POWER SYSTEM

Pursuant to Decree No. 95/2012 / ND-CP dated 12/11/ 2012 of the Government regulating the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Electricity Law dated 03/12/2004 and the Law amending and supplementing some articles of the Electricity Law dated 20/11/2012;

Pursuant to Decree No. 137/2013/ND-CP dated 21/10/2013 of the Government detailing the implementation of some articles of the Electricity Law and the Law amending and supplementing some articles of the Electricity Law;

At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority,

The Minister of Industry and Trade issues the Circular stipulating the procedure for dispatching of national power system.

Chapter I

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 1. Scope of regulation

1. This Circular stipulates:

a) Dispatching hierarchy of the national power system;

b) Responsibility of organizations and individuals involved in the dispatching and operation of national power system;

c) Formulation and approval of operation mode of national power system;

d) Dispatching and operation of national power system in real time;

dd) Duties of divisions involved in the dispatching of national power system; operation of power plant, power station, power grid and control center;

e) Training of titles directly involved in the dispatching and operation of national power system.

2. In case of cross-border power trading, the dispatching and operation of connecting line is done under the signed dispatching agreement.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Vietnam Electricity Group

2. National power system dispatching unit.

3. Power generating unit.

4. Power transmitting unit.

5. Power distributing unit.

6. Power retailing and distributing unit.

7. Customers receiving power directly from the transmission power network, customers using distribution power network with separate substation.

8. Operators of units.

9. Other relevant organizations and individuals

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

In this Circular, the following terms are construed as follows:

1. AGC (Automatic Generation Control) is an equipment system automatically adjusting the increase and reduction of active power of generating unit to maintain the stable frequency of power system within permissible scope under the principles of economic operation of generating unit.

2. Power system security is capacity of power supply assurance of power source to meet the demand of power load at a time or a certain period of time taking in account the constraints in power system.

3. AVR (Automatic Voltage Regulator) is a system that automatically controls the terminal voltage of the generating unit through the impact on excitation system of generator to ensure the terminal voltage of generator within the permissible limit.

4. Daily report is a report on parameter and reality of operation of the previous day.

5. Breakdown report is a report on condition of electrical equipment and power system after breakdown including main contents: breakdown development, effect, cause analysis and recommendation of preventive measures.

6. Dispatching level with control authority is a dispatching level having the right to direct and dispatch the power system under the dispatching hierarchy.

7. Normal operation mode is an operation mode with operational parameters within permissible scope as stipulated in the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

8. Operation Certificate is a certificate issued by the Vietnam Electricity Group, the dispatching level with control authority or the superior dispatching level to the titles at dispatching levels, power station, power plants and control center directly involved in the dispatching and operation of national power system after training and examination.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

10. DIM (Instruction Dispatch Management) is a dispatching instructions information management system between the dispatching levels with control authority and the power plant.

11. DMS (Distribution Management System) is a software system automatically supporting the management, monitoring and optimal control of distribution power network

12. Power system dispatching is activities of direction and control of power generation, transmission and distribution process in the national power system as per the defined procedures, technical regulations and operation modes.

13. Dispatcher is the person directly giving direction and dispatching the power system under his control authority, including:

a) National dispatcher;

b) Regional dispatcher;

c) Distribution dispatcher of provinces and centrally-run cities (referred to as provincial distributing dispatcher);

d) District distributing dispatcher;

14. Primary frequency adjustment is the immediate adjustment process done by a large number of generating units with turbine capacity adjusting part as the cha per the change of frequency.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

16. National power system dispatching unit is a unit directing and controlling the process of generation, power transmission and distribution in the national power system, including the dispatching levels:

a) National dispatching Level;

b) Regional dispatching level.

17. Power generating unit is an electricity unit owning one or many power plants connected to the national power system and issued with the electricity operation Permit in the field of power generation.

18. Power distributing unit is an electricity unit issued with the electricity operation Permit in the field of power distribution and sale, including:

a) Power Corporation;

b) Power companies of provinces and cities under the management of the Power Corporation (hereaftere referred to as provincial Power Company).

19. Power retailing and distributing unit is an electricity unit issued with the electricity operation Permit in the field of power retailing and distribution, wholesale purchase of power from the power retailing and distributing unit to customers.

20. Power transmitting unit is an electricity unit issued with the electricity operation Permit in the field of power transmission and is responsible for managing the operation of national transmission power network.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Power generating unit;

b) Power transmitting unit;

c) Power distributing unit;

d) Power retailing and distributing unit;

dd) Customers directly receiving power from the transmission power network;

e) Customers using distribution power network with separate substation

22. EMS (Energy Management System) is a software system automatically managing the energy to optimally operate the power system.

23. Customers are organizations and individuals purchasing power from the power system for use without re-sale to other organizations and individuals.

24. Customers using distribution power network with separate power station are customers who use distribution power network and own the substation and power network connected to the distribution power network at medium and 110 kV voltage.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

26. Power system is a system of generating equipment, power network and auxiliary equipment connected to each other.

27. National power system is a power system uniformly directed nationwide

28. Regional power system is a power system with voltage up to 220 kV and boundary between North, Central and South.

29. Transmission power system is a power system including the transmission power network and power plants connected to transmission power network.

30. Distribution power system is a power system including the distribution power network and power plants connected to the distribution power network to supply power to customers.

31. SCADA system (Supervisory Control And Data Acquisition) is a data collection system for monitoring, control and operation of power system.

32. Dispatching instructions is an order directing and controlling the operation mode of power system in real time.

33. Power network is a system of power transmission lines, power station and auxiliary equipment for power transmission.

34. Distribution power network is a part of power network specified in the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

36. Transmission power network is a part of power network specified in the Regulation on transmission power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

37. Large power plants are power plants with total installed capacity greater than 30 MW

38. Small power plants are power plants with total installed capacity of 30 MW or less.

39. Operator is a person directly involved in controlling the process of power production, transmission and distribution and working in shift, including:

a) Dispatcher at dispatching levels;

b) Chief operator, team leader, main staff and auxiliary staff, at power plant or control center of power plant cluster;

c) Team leader, main staff and auxiliary staff at power station or control center of group of power stations;

d) Switching staff at the distribution network.

40. Basic one line diagram is a power system diagram clearly showing state of normal closing and opening of closing/switching equipment, length and type of conductor of lines, main parameters of power stations and power plants connected to power system

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

42. RTU/Gateway is equipment placed at power station or power plant for data collection and transmission to the control center of SCADA system

43. Power station is a substation, switching substation or compensation substation.

44. Control center is a center equipped with the infrastructure of information technology and telecommunications in order to monitor and control remotely a group of power plants, power stations or closing/switching equipment on the power network.

45. Chief operator of power plant is a highest-level operator at power plant or control center of such power plant during his/her shift.

46. Team leader of power station is a highest-level operator at a power station or control center at such power station during his/her shift.

Article 4. General provisions on power system dispatching

1. The national power system dispatching unit has the overall responsibility for the direction of operation and dispatching of national power system to ensure the safety, reliability, stability, quality and economy

2. The national power system dispatching unit is responsible for planning the year, month and week-ahead operation of power system, mode of day-ahead operation of power system and hour-ahead mobilization scheduling as stipulated in the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade. When setting the mode of day-ahead operation of power system and hour-ahead mobilization scheduling, in addition to be based on the day and hour-ahead mobilization scheduling of the electricity market, the national power system dispatching unit must take into account the extraordinary changes of weather, development of power load and binding security assurance of power system and other priorities as prescribed by law. The mode of day and hour-ahead operation of power system and hour-ahead mobilization scheduling must be included in the mobilization scheduling of generating unit for supply of auxiliary services (if any) and information on generating units to be adjusted in comparison with the hour and day-ahead mobilization scheduling of the electricity market under the requirements for ensuring the system security and plan for regulation and reduction in power load (if any).

3. The national power system dispatching unit is responsible for dispatching the oepration of power system in real time. The operation managing units must comply with the dispatching instructions of dispatching level with control authority to operate the power plant and power network safely and reliably under their management authority.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. In case of emergency, to ensure the security of power system, the dispatching levels have the right to operate the power system with a mode different from the announced mode of day-ahead operation of power system and hour-ahead mobilization scheduling. Such changes must be recorded in the daily operation report and announced under regulation.

Chapter II

DISPATCHING HIERARCHY AND RIGHTS OF DISPATCHING LEVELS

Section 1. DISPATCHING HIERARCHY OF NATIONAL POWER SYSTEM AND HIERARCHY OF RIGHT OF CONTROL AND INSPECTION AND GRASP OF INFORMATION

Article 5. Dispatching hierarchy of national power system

Dispatching of national power system is divided into 03 main levels:

1. National dispatching Level is the highest directing and dispatching level in the dispatching of national power system. This level is assumed by the national power system dispatching Center.

2. Regional dispatching level is the directing and dispatching level of regional power system and is under direct management of the national dispatching Level. The regional dispatching level is assumed by the North power system dispatching Center, the Central North power system dispatching Center and the South power system dispatching Center respectively.

3. Distribution dispatching level

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

b) The district distribution dispatching level is the directing and dispatching level of districts in provinces and centrally-run cities and is under direct management of dispatching of the provincial distribution dispatching level. Depending on the scale of distribution power network of provinces and centrally-run cities, organizational structure, level of automation and actual need, the Power Corporations shall formulate the plan of establishment of district distribution dispatching level and submit it to the Vietnam Electricity Group for approval.

Article 6. Principles of hierarchy of control and inspection authority

1. The hierarchy of control authority is under the basic principles:

a) An electrical equipment is controlled by only one dispatching level;

b) According to the voltage level of electrical equipment and transmission or distribution function of power network;

c) According to the installed capacity of power plant;

d) According to the management boundary of electrical equipment of the operation managing unit.

2. Hierarchy inspection authority under the following principles:

An electrical equipment is only inspected by the superior dispatching level in case the control authority of the inferior dispatching level or the operation managing unit is changed affecting the operation mode of the power system or electrical equipment under the control authority of superior dispatching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. Every year, depending on actual reality and based on the regulations on hierarchy of inspection and control authority specified in this Circular, the Vietnam Electricity Group shall direct the dispatching levels to cooperate in making a list of equipment under their inspection and control authority and sending it to the relevant operation managing units.

5. The details of hierarchy of inspection and control authority must be issued with decision on approval of numbering diagram of primary electrical equipment at power station or power plant as stipulated in the Regulation on switching procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Section 2. CONTROL AUTHORITY, INSPECTION AUTHORITY AND INFORMATION GRASPING RIGHT

Article 7. Control authority

1. The control authority is the right to change the operation mode of the power system or electrical equipment under the control authority.

2. Any change of operation mode of power system or electrical equipment is only done by the dispatching instructions of the dispatching level with its control authority, except for case specified in Clause 2, Article 10 of this Circular.

Article 8. Inspection authority of superior dispatching level

1. The inspection authority of superior dispatching level is the right to allow the inferior dispatching level or the operation managing unit to exercise its control authority.

2. Any dispatching instructions changing the operation mode of the power system or electrical equipment subject to the case where the superior dispatching level has its inspection authority must be allowed by the superior dispatching level, except for case specified in Clause 1, Article 10 of this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 9. Information grasping right

The information grasping right is the right to receive or be provided in advance with information about the operation mode of electrical equipment beyond control and inspection authority but resulted in change and effect on the operation mode of the power system or electrical equipment under the control authority, except for case specified in Clause 1, Article 10 of this Circular.

Article 10. The control and inspection and information grasping right in case of breakdown or breakdown threatening case

1. In case of handling the case of breakdown or breakdown threatening case, the dispatching level with its control authority is permitted the dto give the dispatching instructions first. After exercising the dispatching instructions, the dispatching level with its control authority must immediately report to the dispatching level with its control authority and notify the unit with its information grasping right.

2. In emergency case without delay (fire or threatening risk of life of people and equipment safety) in power plant or power station, the chief operator of power plant or team leader of power station is allowed to switch the equipment as per the relevant procedures and must take responsibility for their manipulation to deal with breakdowns. After the handling, the chief operator or team leader must immediately report to the superior operator with control authority of equipment having breakdowns.

Section 3. RIGHT OF NATIONAL DISPATCHING LEVEL

Article 11. Control authority of national dispatching Level

1. Frequency of national power system

2. Voltage on 500 kV power network.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. 500 kV power network (including 220 kV, 35 kV or 22 kV compensation equipment, closing/switching equipment of 500 kV transformer).

5. Load of national power system.

Article 12. Inspection authority of the national dispatching Level

1. Voltage of main node of 110 kV, 220 kV voltage of regional power system and the adjustment of voltage results in adjustment of source mobilization.

2. Generating unit of power plant under the control of regional dispatching level and the mobilization of generating unit changes the normal operation mode of the national power system.

3. Transmission power network of regional power system and the change of structure of power network results in the adjustment of mobilization of power sources of large power plant under the control of the national dispatching Level.

4. Auxiliary equipment of large power plant reduces the generating capacity of large power plant under the control of the national dispatching Level.

5. The auxiliary power source of 500 kV power station or auxiliary power source of large power plant under the control of the national dispatching Level.

Article 13. Information grasping right of national dispatching Level

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Parameters of operation mode of regional power system and technical parameters of electrical equipment not under the inspection authority.

2. Data of load forecasting and actual load of 110 kV substations.

3. Other information for dispatching of national power system.

Section 4. RIGHT OF REGIONAL DISPATCHING LEVEL

Article 14. Control authority of regional dispatching level

1. The frequency of regional power system or a part of regional power system in case of independent operation from the remaining part of the national power system.

2. The voltage on 66 kV, 110 kV, 220 kV power network of regional power system. The reactive power of power plants connected to 110 kV, 220 kV power network of regional power system, except for the power plants under the control of national dispatching Level.

3. The 66 kV, 110 kV, 220 kV power network of regional power system (including equipment with 110 kV, 220 kV voltage and swiching equipments of remaining sides of 110 kV, 220 kV transformer).

4. The generating unit of small power plant is connected to the power network with 110 kV, 220 kV voltage of the regional power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

6. The generating unit of large power plant is connected to the power network with the voltage of less than 110 kV of the regional power system.

7. The load of regional power system.

Article 15. Inspection authority of regional dispatching level

1. The distribution power network under the control of provincial distribution dispatching level and the change of structure of power network results in the change of normal operation mode of the regional power system.

2. The generating unit of small power plant under the control of provincial distribution dispatching level and the mobilization of generating unit results in the change of normal operation mode of the regional power system.

3. The auxiliary power source of power station or auxiliary power source of power plant under the control of the regional dispatching level.

Article 16. Information grasping right of regional dispatching level

1. The generating unit of large power plant under the control of national dispatching Level and the mobilization of generating unit results in the change of normal operation mode of the regional power system.

2. The 500 kV power network and the change of structure of power network results in the change of normal operation mode of the regional power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 17. Control authority of provincial dispatching level

1. The frequency of distribution power system or a part of thereof in case of independent operation.

2. The voltage on medium voltage power network in provinces and centrally-run cities, except for case specified in Clause 2, Article 20 of this Circular.

3. The medium-voltage power network in provinces and centrally-run cities, except for case specified in Clause 1, Article 20 of this Circular.

4. The generating unit of small power plant connected to the medium-voltage power network in provinces and centrally-run cities, except for case specified in Clause 3, Article 20 of this Circular.

5. The load of distribution power system.

Article 18. Inspection authority of provincial dispatching level

1. The generating unit of small power plant may assign the control authority to district dispatching level as stipulated in Clause 3, Article 20 of this Circular.

2. The medium-voltage power network under the control authority of district dispatching level and the power network under the management of power retailing and distributing unit and the change of structure of power network results in the change of normal operation mode of the distribution power system under the control authority.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. The diesel source of customer connected to the distribution power network, except for case of hierarchy to district distribution dispatching level.

Article 19. Information grasping right of provincial distribution dispatching level

1. The generating unit of large power plant connected to distribution power network results in the change of normal operation mode of the distribution power system under the control authority.

2. The power station, power network and power plant are the properties of customer connected to the distribution power network not under the control authority of provincial distribution dispatching level.

3. The change of operation mode of regional power system results in the change of normal operation mode of distribution power system under the control authority of provincial distribution dispatching level.

Section 6. RIGHT OF DISTRICT DISTRIBUTION DISPATCHING LEVEL

Article 20. Control authority of district distribution dispatching level

1. The power network with voltage of 35 kV or less is under the control of district distribution dispatching level as assigned by the Power Corporation provincial power Company.

2. The voltage on power network with voltage of 35 kV or less is under the control of district level as assigned.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. The diesel source of customer connected to the distribution power network is under the control of district distribution dispatching level as assigned by the Power Corporation provincial power Company.

5. The load of district power network.

Article 21. Inspection authority of district distribution dispatching level

1. The distribution lines of customers not under the control authority.

2. The power stations as properties of customer and not under the control authority of district distribution dispatching level.

Article 22. Information grasping right of district distribution dispatching level

The change of operation mode of electrical equipment under the control of provincial distribution dispatching level affecting the power supply to customers or change of basic wiring of district power network under the control authority of district distribution dispatching level.

Section 7. RIGHT OF UNIT MANAGING AND OPERATING POWER PLANT, POWER STATION AND CONTROL CENTER

Article 23. Control authority of power plant, power station and control center

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Generating unit of power plant in case of auxiliary islanding operation for internal use only.

b) Auxiliary power system of power plant;

c) Power nertwork owned by power plant where the customers are directly supplied with power.

d) Auxiliary equipment and electrical equipment of power plant not connected to the national power system.

2. The unit managing and operating the power station or control center of power station has the right to control the following equipment:

a) Auxiliary power system of power station;

b) Auxiliary equipment and electrical equipment of power station not connected to the national power system.

c) Distribution network within power station of customer.

Article 24. Information grasping right of power plant, power station and control center

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Information on supply of auxiliary power source to power plant or power station from the national power network.

2. Information on breakdowns and abnormal phenomenon of electrical equipment not under the management of operation but with the same connection point.

Chapter III

RESPONSIBILITY OF DISPATCHING LEVELS AND UNITS INVOLVED IN DISPATCHING AND OPERATION OF NATIONAL POWER SYSTEM

Article 25. Basic objectives of dispatching of nation power system

In the dispatching of nation power system, the dispatching levels must ensure the following objectives:

1. Supply of power with safety and reliability

2. Stability of power system.

3. Prescribed operation standards.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Section 1. RESPONSIBILITY OF DISPATCHING LEVELS

Article 26. Responsibility of national dispatching Level

1. Directs and controls the national power system, including:

a) Control of frequency of national power system;

b) Control of voltage on 500 kV power network;

c) Control of capacity of generating units of large power plant under its control authority right;

d) Switching and handling of breakdowns of 500 kV power network;

dd) Black start and restoration of 500 kV power network connected to the regional power systems;

e) Control of load of national power system;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

h) Regulation of reservoir of hydroelectric sources and compliance with relevant procedures and regulations.

i) Notification to regional dispatching level upon implementation of control authority affecting the normal operation mode of regional power system.

2. Sets up the basic operation mode for the entire national power system.

3. Performs calculation and inspection upon requirement for operation of national power system, including:

a) Calculation of operation modes of national power system corresponding to basic modes of each period or as per other special requirements;

b) Calculation, inspection and issue of setting form of automatic and protective relay on 500kV transmission power network (including equipment with 500 kV voltage and swiching equipments of remaining sides of 500 kV transformer); calculation, inspection and approval for setting values related to the transmission power network for protective relays for block of generator – transformer of large power plants under its control authority right, the 500 kV lines and substations of customers connected to the 500 kV transmission power network; calculation of setting of protective relay for systems automatically preventing breakdowns on a large scale in the national power system;

c) Supply to regional dispatching level: short-circuit calculating parameters (short circuit power, short circuit currents) at 220 kV voltage nodes of 500 kV transformer corresponding to the maximum and minimum operation mode; limitation of setting of protective and automatic relays on transmission power network under the control authority of regional dispatching level;

d) Inspection of setting values of protective and automatic relays on 220 kV power network, 220 kV and 110 kV substations and connected lines of large power plants under the control authority of the regional dispatching level;

dd) Participation in evaluating the effect of connection of new power works to the power system under its control authority;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

g) Calculation of load shedding under the frequency and voltage of the entire national power system.

4. Analysis and identification of cause of breakdowns on 500 kV power system and severe breakdowns in the national power system and recommendation of preventive measures; participation in analysis and identification of cause of major breakdowns in the regional power system and at power plant under its control authority right and recommendation of preventive measures;

5. Management of operation of SCADA/EMS system, dedicated computer system and information and telecommunications system equipped for the national dispatching Level.

6. Aggregation of actual operation of national power system and report as stipulated in the Regulation on transmission power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 27. Responsibility of regional dispatching level

1. Complies with the direction of the national dispatching Level during the course of dispatching and operation of regional power system.

2. Directs and controls the regional power system under its control authority right, including:

a) Control of voltage on regional power system under its control authority right;

b) Control of frequency of regional power system (or a part of regional power system) in case of separation of regional power system (or a part of regional power system) from the national power system;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

d) Switching and handling of breakdowns of regional power system under its control authority right.

dd) Black start and restoration of regional power system;

e) Coordination with the relevant regional dispatching level upon switching and handling of breakdown of inter-region transmission lines of regional power system under its control authority right;

g) Notification to the provincial distribution dispatching level upon implementation of control authority of regional dispatching level affecting the normal operation mode of the distribution power system;

h) Control of load of regional power system;

i) Notification of cause of breakdown of regional power system under its control authority right and anticipation of restoration time to the affected provincial dispatching level. Notification of reduction in power supply due to lack of power source or over limitation of transmission on regional power system under its control authority right of provincial distribution dispatching level;

3. Registers the estimated operation mode of regional power system with the national dispatching Level; preparation for operation mode of regional power system based on the operation mode approved by the national dispatching Level.

4. Carries out the calculation and inspection as per the operational requirement of regional power system, including:

a) Calculation of operation modes of regional power system corresponding to basic methods of each period or as per other special requirements;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

c) Supply to provincial distribution dispatching level: shortcircuit calculating parameters at 110 kV voltage nodes corresponding to the maximum and minimum operation mode; limitation of setting of protective and automatic relays on distribution power network;

d) Inspection of setting values of protective and automatic relays of equipment on distribution power network under its inspection authority;

dd) Participation in evaluating the effect of connection of new power works to the power system under its control authority;

5. Coordinates with the operation managing unit of the regional power system to determine the placement, issue the setting form, inspect the setting and operation of automatic load shedding system under the frequency and voltage in accordance with requirement of the national dispatching Level.

6. Carries out the analysis and identification of cause of breakdowns in the regional power system under its control authority right and recommendation of preventive measures;

7. Manages the operation of SCADA/EMS system, dedicated computer system and information and telecommunications system equipped for the regional dispatching level.

8. Makes the prescribed aggregation of daily, weekly, monthly, quartely and yearly operation of regional power system and report.

Article 28. Responsibility of provincial distribution dispatching level

1. Complies with the direction of regional dispatching level during the dispatching and operational process of the distribution power system under its control authority.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Control of voltage on power network under its control authority;

b) Control of frequency of distribution power system (or a part of distribution power system) in case of separation of distribution power system (or a part of distribution power system) from the regional power system;

c) Control of generating capacity of power plants under the control authority in the distribution power system;

d) Switching and handling of breakdowns of equipment under its control;

dd) Restoration of distribution power system;

e) Control of load of distribution power system;

g) Coordination with relevant provincial distribution dispatching level upon switching of lines connecting provinces;

h) Notification to district distribution dispatching level upon implementation of control authority affecting the normal operation mode of district power network;

i) Notification of cause of breakdown and estimated time of restoration of power supply to units or division in charge of direct notification to customers upon the outage or reduction in prescribed power supply.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. Carries out the calculation as per the operational requirement of distribution power system, including:

a) Calculation of operation modes corresponding to basic modes of each period or as per other special requirements;

b) Calculation and issue of setting form of protective and automatic relay on distribution power network under its control; calculation, inspection and approval for setting values related to the distribution power network for protective equipment of relay of the power retailing and distributing unit and customers using the distribution power network with separate power station;

c) Participation in calculation of power loss and recommendation of measures to reduce the power loss in the distribution power system under its control authority;

d) Provision of setting limitation data of protective and automatic relay under its control authority to district distribution dispatching level;

dd) Inspection of setting values of protective and automatic relay of equipment on distribution power network under its inspection authority.

5. Monitoring and inspection of setting and operation of automatic load shedding system under the frequency in the distribution power network under its control authority in accordance with requirement of the regional dispatching level.

6. Analysis and identification of cause of breakdowns in the distribution power network under its control authority and recommendation of preventive measures.

7. Management of operation of SCADA/DMS system, automation system, dedicated computer system and information and telecommunications system equipped for the provincial dispatching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 29. Responsibility of district distribution dispatching level

In case of establishment of district distribution dispatching level, the responsibility hereof will be determined in the establishment plan approved under Point b, Clause 3, Article 5 of this Circular.

Section 2. RESPONSIBILITY OF UNITS INVOLVED IN OPERATION OF NATIONAL POWER SYSTEM

Article 30. Responsibility of power generating units

1. Comply with operation mode and dispatching instructions of dispatching level with its control authority.

2. Ensure the reliable operation of speed control and excitation system; Set up automatic protection and control systems to meet the requirement as per industry standards and requirements of dispatching level with control authority to stably operate the power system.

3. Ensure the safe and reliable operation and the power plant and the reserve at the highest readiness for operation.

4. Ensure the DCS system and RTU/Gateway equipment and telecommunications and information system under their management authority work stably, reliably and continuously.

5. Notify the availability of power generation, capacity reserve, actual implementation of operation mode of power plant to the dispatching level with its control authority as prescribed or required.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

7. Carry out the maintenance and repair of equipment under their management authority in accordance with approved regulation and plan.

8. Report breakdowns and extraordinary phenomenon of equipment and actual correction of breakdown to the dispatching level with its control authority in accordance with regulations.

9. Carry out the correction of breakdown in the power plant to promptly put the equipment back into operation in a shortest time; proactively analyze, identify and take preventive measures of breakdowns.

10. Provide technical materials, technical parameters, operation parameters and operation procedures of equipment of power plant for dispatching levels with their control authority as required.

11. Organize the breakdown-troubleshooting exercises and fire prevention and fighting exercises for the operators and black start exercises (for power plant assigned duties of black start) and power failure in the plant at least once a year.

Article 31. Responsibility of power transmission units

1. Comply with operation mode and dispatching instructions of the dispatching level with control authority during the operation of transmission power network.

2. Ensure the stable and reliable operation of the automatic and protective relay system under their management authority. Set up the setting values for the automatic and protective relay system under their management authority as per the setting form of the dispatching level with its control authority.

3. Ensure the DCS system and RTU/Gateway equipment and the telecommunication and information system under their management authority work stably, reliably and continuously for safe operation and dispatching of national power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Provide technical materials, technical parameters, operation parameters and operation procedures of lines and equipment in the power station under its control for dispatching levels to calculate the operation mode and set up the automatic and protective relay on the entire national power system as required.

6. Carry out the maintenance and repair the line and power station in accordance with regulation and approved plan.

7. Implement the management to ensure the safe and reliable operation of transmission power network.

8. Carry out the correction of breakdown of line or electrical equipment at the power station to promptly put the equipment back into operation in a shortest time; proactively analyze, identify and take preventive measures of breakdowns.

9. Organize the breakdown-troubleshooting exercises and fire prevention and fighting exercises for the operators at least once a year.

Article 32. Responsibility of power distributing units

1. Comply with operation mode and dispatching instructionss of the dispatching level with its control authority during the operation of distribution power network.

2. Ensure the system of protective and automatic relay and automatic load shedding operates stably and reliably under their management authority. Set up the setting values for the system of protective relay and automatic load shedding under their management authority as per the setting form of dispatching level with its control authority.

3. Ensure the DCS system and RTU/Gateway and system of telecommunications and information under their management authority work stably, reliably and continuously for safe operation and dispatching of national power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Carry out the maintenance and repair of line and power station in accordance with approved regulation and plan.

6. Report breakdowns and extraordinary phenomenon of equipment and actual correction of breakdown to the dispatching level with its control authority as prescribed or required.

7. Provide data of power load demand, technical materials, technical parameters, operation parameters and operation procedures of lines and equipment in the power station under their management authority for dispatching levels to calculate the operation mode and set up the automatic and protective relay on the entire national power system as required.

8. Provide the regional dispatching level with its control authority with the estimated time of appearance and operation of large power load under their management authority.

9. Organize the breakdown-troubleshooting exercises and fire prevention and fighting exercises for the operators at least once a year.

Article 33. Responsibility of the power retailing and distributing units

1. Comply with operation mode and dispatching instructions of the dispatching levels with their control authority while operating the distribution power network under their management authority.

2. Ensure the system of protective and automatic relay and automatic load shedding stably and reliably under their management authority. Set up the setting values for the system of protective relay and automatic load shedding under their management authority as per the setting form of dispatching level with its control authority.

3. Ensure the DCS system and RTU/Gateway equipment and telecommunications and information system under their management authority work stably, reliably and continuously.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Carry out the maintenance and repair the line and power station in accordance with regulation and approved plan.

6. Report breakdowns and extraordinary phenomenon of equipment and actual correction of breakdown to the dispatching level with its control authority as prescribed or required.

7. Provide data of power load demand, technical materials, technical parameters, operation parameters and operation procedures of lines and equipment in the power station under their management authority for dispatching levels to calculate the operation mode and set up the automatic and protective relay on the entire national power system as required.

8. Provide the regional dispatching level with its control authority with the estimated time of appearance and operation of large power load under their management authority.

9. Organize the breakdown-troubleshooting exercises and fire prevention and fighting exercises for the operators at least once a year.

Article 34. Responsibility of telecommunications services providers

1. Ensure the availability of communication route for dispatching of national power system.

2. Ensure the stable, continuous and reliable operation of information channels for dispatching of power system.

3. Coordinate with information divisions of units involved in dispatching activities to ensure continuous information for dispatching of national power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 35. Responsibility of gas suppliers for power generation

1. Give priority of gas supply to power generation.

2. Coordinate with dispatching units of national power system to develop the procedures for forecasting, fixation and gas delivery to gas-using power plants and ensure the compliance with principles of gas use as prescribed by the competent authorities.

3. Coordinate with the dispatching units of national power system to plan the gas supply for year, month, week and day.

4. Announce the plan of maintenance and repair of gas supply system for power generation for planning and operation of national power system for year, month, week and day.

5. Ensure the gas supplying system operates safely and reliably and consistently with the technical conditions of the gas supplying system and operation dispatching of national power system in real time.

6. Immediately notify the national dispatching Levels, the Electricity Regulatory Authority and the relevant power generating Units of breakdown of outage or reduction in gas supply for power generation and make report on breakdown correction.

Chapter IV

OPERATION MODE OF POWER SYSTEM

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 36. Main contents of operation mode of power system

To calculate and prepare the dispatching and operation of power system in real time, the operation mode of power system must be developed with the following main contents:

1. Plan to put the new works into operation.

2. Basic one line diagram of power system

3. Load forecasting of power system

4. Evaluation power system security; notification of potential capacity and power output shortage

5. Maintenance and repair plan of power source and power network.

6. Switching form

7. Pilot and testing plan during equipment operation.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

9. Generating unit mobilization plan for supply of auxiliary services (if any).

10. Gas supply plan for power generation.

11. Operation plan of transmission and distribution power network under management authority.

Article 37. Approval of operation mode of power system

1. The operation mode of power system includes:

a) Year, month, week, day and hour-ahead mode;

b) Special modes including operation modes of power system for Holidays, Tet and days of occurrence of important political, cultural and social events.

2. The contents of month, week, day and hour-ahead operation mode of power system do not require sufficient contents as specified in Article 36 of this Circular if there is no change compared with the approved year-ahead mode.

3. The operation mode of national power system

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

- The year-ahead operation mode of national power system is the ground for direction and monitoring for power supply assurance, including the following main contents: forecasting of power load demand, power source mobilization plan, operation plan of transmission power network and constraints of source, power network and fuel supply;

- Before 15th of October annually, the national dispatching Level must finish and submit the year-ahead operation mode of national power system to the Vietnam Electricity Group.

- Before the 1st of November annually, the Vietnam Electricity Group must approve the year-ahead operation mode of national power system and make a report to the Electricity Regulatory Authority;

- Before the 15th of November annually, the Electricity Regulatory Authority must submit the year-ahead operation mode of national power system to the Ministry of Industry and Trade for approval;

b) The monthly, week-ahead operation mode and special modes shall be developed by the national dispatching Level and submitted to the Vietnam Electricity Group for approval;

c) The day-ahead operation mode shall be developed by the national dispatching Level and approved on the basis of approved week-ahead operation mode of national power system

4. Operation mode of regional power system

a) The year-ahead operation mode of regional power system shall be developed by the regional dispatching Level and approved on the basis of the approved year-ahead operation mode of national power system;

b) The month and week-ahead operation mode of regional power system and the special modes shall be developed by the regional dispatching Level and approved on the basis of approved month and week-ahead operation mode of national power system and special modes;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. The operation mode of distribution power system (including the distribution power system under the management authority of provincial distribution dispatching Level and district distribution dispatching Level.

a) The year-ahead operation mode of distribution power system shall be developed by the provincial distribution dispatching Level on the basis of the approved year-ahead operation mode of regional power system and submitted to the Electricity Corporation or provincial Electricity Company for approval;

b) The month and week-ahead operation mode of distribution power system and special modes shall be developed by the provincial distribution dispatching Level on the basis of the approved month and week-ahead operation mode and special modes of regional power system and submitted to the Electricity Corporation or provincial Electricity Company for approval;

c) The day-ahead operation mode of distribution power system shall be developed and approved by the provincial distribution dispatching Level on the basis of approved week-ahead operation mode of distribution power system;

Article 38. Content of mode registration

Based on the scope of management, control and inspection authority, the regional dispatching level, the provincial and district distribution dispatching level must develop and register the operation mode including the following contents:

1. Load focasting of power system under their control authority.

2. Estimated maintenance and repair plan of power network under the inspection authority of superior dispatching level.

3. Estimated operation plan of new power works under the inspection authority of superior dispatching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Estimated power source mobilization plan under their control authority.

Article 39. Order of registration of year-ahead operation mode

1. Registration of year-ahead operation mode

a) Before 15th of July annually, the district dispatching level shall send the registration of year-ahead operation mode to the provincial distribution dispatching level;

b) Before 1st of August annually, the provincial dispatching level shall send the registration of year-ahead operation mode to the regional dispatching level;

c) Before 15th of August annually, the regional dispatching level shall send the registration of year-ahead operation mode to the national dispatching Level;

2. Registration of month-ahead operation mode

a) Before the last 10 working days of each month, the district distribution dispatching level shall send the registration of month-ahead operation mode to the provincial dispatching level;

b) Before the last 09 working days of each month, the provincial distribution dispatching level shall send the registration of month-ahead operation mode to the regional dispatching level;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. Registration of week-ahead operation mode

a) Before 10:00 AM of Monday of each week, the district distribution dispatching level shall send the 02 week-ahead operation mode to the provincial distribution dispatching level;

b) Before 10:00 AM of Tuesday of each week, the provincial distribution dispatching level shall send the 02 week-ahead operation mode to the regional distribution dispatching level;

c) Before 10:00 AM of Wednesday of each week, the regional dispatching level shall send the 02 week-ahead operation mode to the national distribution dispatching level;

4. Registration of day-ahead operation mode

a) Before 9:00 AM of each day, if there is any change compared with the week-ahead operation mode, the district distribution dispatching level shall send the day-ahead operation mode to the provincial distribution dispatching level;

b) Before 10:00 AM of each day, if there is any change compared with the week-ahead operation mode, the provincial distribution dispatching level shall send the day-ahead operation mode to the regional dispatching level;

c) Before 11:00 AM of each day, if there is any change compared with the week-ahead operation mode, the regional distribution dispatching level shall send the day-ahead operation mode to the national dispatching Level;

Article 40. Notification order of operation mode

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Before the 20th of November of each year, the national dispatching Level must notify the regional dispatching level of the approved year-ahead operation mode of national power system.

b) Before the 25th of November of each year, the regional dispatching Level must notify the provincial dispatching level of the approved year-ahead operation mode of regional power system.

c) Before the 1st of December of each year, the provincial dispatching Level must notify the district dispatching level of the approved year-ahead operation mode of power system.

2. Notification of month-ahead operation mode

a) Before the last 07 working days of each month, the national dispatching Level must notify the regional dispatching Level of the approved month-ahead operation method of national power system;

b) Before the last 06 working days of each month, the regional dispatching Level must notify the provincial distribution dispatching Level of the approved month-ahead operation method of regional power system;

c) Before the last 05 working days of each month, the provincial dispatching Level must notify the district distribution dispatching Level of the approved month-ahead operation method of power system;

3. Notification of week-ahead operation mode

a) Before 15:00 PM of Thursday of each week, the national dispatching Level must notify the regional dispatching level of the approved 02 week-ahead operation mode of national power system;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

c) Before 16:00 PM of Thursday of each week, the provincial dispatching level must notify the district dispatching level of the approved 02 week-ahead operation mode of distribution power system;

4. Notification of day-ahead operation mode

a) Before 15:00 PM of each day, the national dispatching Level must notify the regional dispatching level of the day-ahead operation mode if there is any change compared with the announced week-ahead operation mode;

b) Before 15:30 PM of each day, the regional dispatching level must notify the provincial distribution dispatching level of the day-ahead operation mode of power system if there is any change compared with the week-ahead operation mode;

c) Before 16:00 PM of each day, the provincial dispatching level must notify the district distribution dispatching level of the day-ahead operation mode of distribution power system if there is any change compared with the week-ahead operation mode;

Section 2. DEVELOPMENT OF OPERATION MODE OF POWER SYSTEM

Article 41. Basic one line diagram of power system

1. Before the 1st of August of each year, the district distribution dispatching levels must develop and send the estimated year-ahead Basic one line diagram of distribution power network under their management authority to the provincial distribution dispatching level.

2. Before the 15th of August of each year, the provincial distribution dispatching levels must develop and send the estimated year-ahead Basic one line diagram of distribution power network under their management authority to the regional dispatching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. Beofre the 20th of November of each year, the national dispatching Level must publicize on its official website the Basic one line diagram of the national power system approved by the Vietnam Electricity Group for application from 01st of January of the next year.

5. After receving the approved Basic one line diagram of the national power system before 01st of December of each year, the regional dispatching level must finish and publicize the Basic one line diagram of the regional power system approved by the Director of the regional dispatching Level for application from 01st of January of the next year.

6. After receving the approved Basic one line diagram of the regional power system before 15th of December of each year, the provincial distribution dispatching level must finish and announce the Basic one line diagram of the distribution power system to the district distribution dispatching Level after being approved by the management of power distributing unit for application from 01st of January of the next year.

7. During the course of operation, when the Basic one line diagram is deemed unsuitable, the dispatching levels shall develop a new Basic one line diagram of power system under their control authority and send it to the direct superior dispatching level for review and comment. The Vietnam Electricity Group must approve the new Basic one line diagram of the national power system in the month and week-ahead operation mode; the power distributing unit must approve the new Basic one line diagram of the distribution power system under the control authority of provincial distribution dispatching level in the month and week-ahead operation mode;

Article 42. Forcasting of power load demand

1. Implementing the forcasting of power load demand as stipulated in the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade and the Procedure for forcasting of power load demand of national power system issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. The power distributing unit must direct the subordinate provincial distribution dispatching level to forecast the year, month, week and day-ahead power load demand at connection points between the distribution powe network and the regional transmission power network as stipulated in the Regulation on distribution power system and submit it to the regional dispatching Level with its control authority.

Article 43. Evaluation of power system security

1. The power system is under the control authority of any dispatching level, such dispatching level shall calculate and evaluate the power system security.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. During the course of evaluation of power system security under tis control authority, the superior dispatching level must coordinate and fully provide necessary information for inferior dispatching level which is responsible for sending the result of evaluation of power system security under its control authority and the relevant recommendations to the superior dispatching level.

4. The power generating unit, the power transmitting unit, the power distributing unit and customers receiving power directly from the transmisison power network are responsible for providing the national dispatching Level with all relevant information for evaluation of power system security as stipulated in the Procedure for medium and short-term evaluation of power system security issued by the Electricity Regulatory Authority.

Article 44. Plan of power source and power network maintenance and repair

1. The dispatching levels and operation managing units must develop, register and approve the plan of power plant and power network maintenance and repair under their management and comply with Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade, the Procedure for planning of maintenance and repair of electrical equipment in the transmission power system issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. The equipment operation managing unit must register to separate the equipment from operation or put in the reserve with the dispatching level with its control authority. The performing parties or other units, upon separating the equipment of the operation managing unit, must register with such operation managing unit. The dispatching level with its control authority must receive and deal with registration and delivery of equipment with the operation managing unit.

3. The repair time is calculated from the time when the dispatching level with its control authority delivers the equipment to the operation managing unit until such equipment is delivered back.

4. Before maintenance and repair or reserve under the approved plan, the operation managing unit must notify and be approved by the dispatcher on shift duty at the dispatching level with its control authority.

5. In case of failure to deal with power interruption registration for maintenance and repair of the operation managing unit registering the schedule, the dispatching level with its control authority must give notice specifying the reasons.

Article 45. Plan to put new works into operation

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The order, procedures and conditions to energize the new works must comply with Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

3. Equipment numbering

a) The equipment, before put into operation, must be named and numbered as per the Regulation on switching procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade;

b) The operation managing unit and relevant units must comply with the provisions related to the equipment numbering as per the Regulation on switching procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade;

4. Establishment of SCADA system and communication: The works which are prepared to be put into operation must meet all conditions on connection of information system and SCADA system to the dispatching level with its control authority and comply with Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade and the Regulation on technical requirements and management of operation of SCADA/EMS and SCADA/DMS system issued by the Ministry of Industry and Trade.

5. Setup and calculation of setting of automatic and preventive relay system

a) The dispatching levels and operation managing units must set up, check and calculate the setting of automatic and preventive relay system as stipulated in this Circular, the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade and Regulation on technical requirements for the automatic and preventive relay system in power plant and power station issued by the Electricity Regulatory Authority.

b) The operation managing unit must finish and confirm the setup of setting values of protective relay as required by the dispatching level with its control authority before energyzing the new works;

c) During the operation, any change of setting values of protective and automatic relay must be approved by the dispatching level with its control authority;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

6. Parameter updating before energizing new works

a) The dispatching level with its control authority must coordinate with the power transmitting unit or the power distributing unit to update the month-ahead operation mode of power system under its control authority taking into account the energizing plan of new power works.

b) The power generating unit and customers receiving power directly from the transmisison power network and customers using the distribution power network with separate power station must update and provide the dispatching level with its control authority with the adjusted contents compared with those in the connection agreement dossier as stipulated in the Regulation on transmission power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

7. Mode of commissioning energizing and program of commissioning testing

a) The investor must register the mode of commissioning energizing and program of commissioning testing of new works with the dispatching level with its control authority and comply with the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

b) The dispatching level with its control authority shall develop the mode of commissioning energizing of new works based on the registration of the operation managing unit. In case the mode of commissioning energizing has change compared with the registration, the dispatching level with its control authority must notify the operation managing unit;

c) The dispatching level with its control authority has the right to require the permission for the operation managing unit to carry out other tests in addition to the registered program in accordance with the Regulation on distribution power system system issued by the Ministry of Industry and Trade.

d) The plan of energizing or commissioning testing, in case of approval, is only carried out upon the order of dispatcher on shift duty. The dispatcher on shift duty has the right not to permit the energizing or commissioning testing if it is not consistent with the registration previously approved or affects the safe and reliable operation of power system. Any change of energizing mode or commissioning testing must be re-registered and approved by the dispatching level before implementation.

Article 46. Switching Form

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The dispatching levels and operation managing units must prepare and approve the switching Form and comply with the Regulation on switching procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 47. Trial and testing plan during equipment operation

1. During the operation, the dispatching levels and operation managing units must carry out the trial and testing plan of electrical equipment under their management to ensure the safe and reliable operation of power system as stipulated in the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade and the Procedure for trial and trial monitoring issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. The trial and testing plan during the operation of equipment approved by the dispatching level with its control authority is only done upon the order of the dispatcher on shift duty. The dispatcher on shift duty has the right not to permit the implementation of testing if it is not consistent with the registration approved by the dispatching level with its control authority or such testing has effect on the safe and reliable operation of power system. Any change of trial and testing plan must be approved by the dispatching level with control authority before implementation.

Article 48. Power source mobilization plan

1. The national dispatching Level must prepare the power source mobilization plan including the auxiliary services mobilization plan and gas supply demand for power generation and comply with the Regulation on competitive electricity market and the Regulation on transmission power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The regional dispatching level and provincial distribution dispatching level shall plan the power source mobilization under their control authority based on the Regulation on preparation order and application of Tariff of avoidable costs and issue the form of power sale contract to the small power plants issued by the Ministry of Industry and Trade taking into account the power network constraints under their management and evaluate the security of power system from the national dispatching Level.

Chapter V

DISPATCHING AND OPERATION OF NATIONAL POWER SYSTEM IN REAL TIME

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 49. Contents of dispatching instructions

1. Notification of operation mode

2. Permission for stop of reserve, maintenance, repair to conduct the inspection, testing and put the equipment into operation under control authority with permission;

3. Adjustment of active and reactive capacity of power source to meet the reality.

4. Change of setting values of protective and automatic relay and tap changer of transformer under control authority.

5. Change of wiring diagram and handling of breakdowns and abnormal phenomenon in the power system under the control authority.

6. Allocation and limitation of load capacity; shedding or load restoration.

7. Approval of recommendations from the inferior operator on operation of electrical equipment in the national power system;

Article 50. Form of dispatching instructions

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Verbal instructions

2. Signals to directly control the electrical equipment under their control.

3. Writing

Article 51. Requirements for compliance with dispatching instructions

1. Requirements upon implementation of verbal dispatching instructions

a) The verbal dispatching instructions must be communicated directly to the inferior operator through the communication system;

b) The verbal dispatching instructions must be concise, clear, correct and recorded at dispatching levels and stored in at least 01 year.

c) The operator must say his/her name and title in any verbal contact. The contents of contact must be fully recorded in the operation logbook in chronological order.

d) When following the verbal dispatching instructions, the communication channel is used in the priority order as follows:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

- Fixed telephone channel: The fixed telephone number must be registered by the units under regulation and informed to each other and used for the purpose of dispatching and operation of power system. To ensure the safety, the operator must call back to check if unsure about the place of call;

- Mobile phone channel (wireless): is only used in case the fixed telephone channel, direct communication channel or radio communication channel are not active. The mobile phone number must be registered by the units, informed to each other and only used for the purpose of dispatching and operation of power system.

2. Requirements upon implementation of dispatching instructions by control signals

a) The SCADA/EMS, SCADA/DMS system transmitting the control signals must ensure the technical standards and management of operation as per the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade;

b) The time to store the dispatching instructions by control signals in at least 01 year.

3. Requirements upon implementation of dispatching instructions in writing

The dispatching instructions in writing may be done through the system of despatch information management (DIM) or fax as follows:

a) Through DIM

- The system of electronic transmission of dispatching instructions must ensure the communication safety standard (encryptation, backup), security (software, data) as per Vietnamese or international standards;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

- All units must provide training of use of system of electronic transmission of dispatching instructions for their operators.

b) Fax machine system

- The Fax machine system must work stably and reliably;

- The Fax signals must be smooth between the unit giving the dispatching instructions and the unit receiving them.

4. The inferior operator must follow the dispatching instructions from the superior operator immediately and correctly. Where the implementation of dispatching order can cause damage to people and equipment, the inferior operator has the right not to follow such dispatching instruction but must report to the superior operator.

5. If there is no plausible reason for safety but inferior operator delays the implementation of dispatching instructionsfrom the superior operator, the inferior operator and the unit causing such delay must take all responsibility before law for the consequences.

6. The inferior operator has the right to give suggestions to the superior operator if the dispatching instructions are not rational. If such suggestions are not accepted by the superior operator, the dispatching instructions from the superior operator must be followed but the inferior operator shall not take responsibility for the consequences.

Article 52. National dispatching Level

1. Is the highest dispatching level of the national power system and gives the dispatching instructions to the regional dispatching levels, power plants under its control authority, 500 kV power stations and the operation managing units in the national power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Regional dispatchers;

b) Chief operators of large power plants under his/her control authority (on shift duty at power plant or control center of power plant);

c) Team leader at power station with 500 kV voltage (on shift duty at power station or control center of power station).

Article 53. Regional dispatching level

1. The regional dispatching level is the place giving dispatching instructions to the provincial distribution dispatching level, power plant and power station with electrical equipment under its control authority and operation managing units in the regional power system.

2. The person directly dispatches the regional power system is the regional Dispatcher. The inferior operators of the regional Dispatcher are:

a) Provincial distributing dispatcher in region;

b) Chief operators of power plants (on shift duty at power plant or control center of power plant) under his/her control authority;

c) Team leader at power station (on shift duty at power station or control center of power station) under his/her control authority;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. The provincial distribution dispatching level is the place giving dispatching instructions to the district distribution dispatching level, power station and small power plant under its control authority and other operation managing units in the provincial distribution power system.

2. The person directly dispatches the distribution power system of provinces and centrally-run cities is the provincial distributing dispatcher. The direct inferior operators of the provincial distributing dispatcher include:

a) District distributing dispatchers;

b) Chief operator of power plant with equipment under his/her control authority;

c) Team leader of power station with equipment under his/her control authority;

d) Operator switching the distribution power network.

Article 55. District distribution dispatching level

1. The district distribution dispatching level is the place giving the dispatching instructions to the power stations and small power plants under its control authority and other units with operation management functions directly under the district power companies or district power.

2. The person directly dispatches the district power network is the district distributing dispatcher. The direct inferior operators of district distributing dispatcher include:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

b) Switching operator at district-level power unit and power retailing and distributing unit.

Article 56. Working relationship in dispatching and operation of power system

1. The superior operator has the right to request the direct management of inferior operators to replace such inferior operators when there is evidence that they are not qualified for operationor severely breach the procedure, regulation or rule of operation.

2. The management of inferior operator does not have the right to change the dispatching instructions without consent of the superior operator. In case of disagreement with the dispatching instructions of the superior, give suggestions to the management of dispatching level with their control authority. While awaiting the response, if the superior operator still requires the compliance with dispatching instruction without delay, the management of the inferior operator must not hinder their staff from following such dispatching instructions, except where such dispatching instructions threaten the life of people or equipment safety.

3. Relationship between the direct management of the operator with operator

a) The direc management of operator has the right to give instructions to their inferior operator but such instructions must not be in contradiction with those of superior operator and the current regulations, procedures.

b) When the instructions of direct management are contradiction with the dispatching instructions of the superior operator, the inferior operator has the right not to follow and notify the superior operator except in case of danger to life of people or equipment safety specified in Clause 2, Article 10 of this Circular.

c) When there are sufficient reasons to demonstrate that their operator is not qualified for operation, the direct management may suspend duties of such operator in that shift and assume the responsibility for handling of breakdown or appoint a substitute and notify the superior operator. The suspended operator only leaves his/her working position upon complete handover of reality to his/her substitute.

4. Strictly forbid all unauthorized persons to enter the control room, except for responsible superior management or direct management of unit.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Report on daily operation:

a) Before 05:30 AM of every day, the power plant, power station or control center must send their report of the previous day to the dispatching level with its control authority that shall stipulate in detail the daily reporting form as well as the way to send the daily report as required by the dispatching work.

b) Before 05:30 AM of each week, the district distribution dispatching level must send the report of previous day to the provincial distribution dispatching level that shall stipulate in detail the daily reporting form as well as the way to send the daily report as required by the dispatching work.

c) Before 06:30 AM of each week, the provincial distribution dispatching level must send the report of previous day to the regional distribution dispatching level that shall stipulate in detail the daily reporting form as well as the way to send the daily report as required by the dispatching work.

d) Before 07:30 AM of each week, the regional distribution dispatching level must send the report of previous day to the national distribution dispatching level that shall stipulate in detail the daily reporting form as well as the way to send the daily report as required by the dispatching work.

dd) Before 08:30 AM of each week, the national distribution dispatching level must send the report of previous day to the Electricity Regulatory Authority and the Vietnam Electricity Group.

2. When there is any breakdown in the national power system, the dispatching levels and operation managing units must report such breakdowns as stipulated in the Regulation on procedures for breakdown troubleshooting in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Section 2. OPERATION SHIFT REGULATION

Article 58. Regulation on shift handover and acceptance

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) The operator must be present at least 15 minutes before shift handover and acceptance to know what had happened from the current shift and the last shift to fully understand operational status of power station, power plant and power system under his/her control authority

b) Before shift acceptance, the operator must understand and comply with the following contents:

- Daily operation mode;

- Actual wiring diagram, note of changes compared with basic wiring and equipment condition;

- Contents recorded in the operation logbook and shift handover and acceptance journal;

- Switching activities for equipement outage and return to servive, for reserve outage to be conducted in his shift;

- New instructions in the instruction journal and records sent from Superior dispatching level and other units;

- Operator who hands over a shift shall convey operational details and instructions from management to the current shift to be executed and other special considerations or clarify unclear issues.

- Checks the operation of control system, auxiliary equipment and communication;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

- Personnel condition in the shift and other specific contents as stipulated by each individual unit;

- Signs in the shift hand-over and acceptance journal;

2. Regulation on shift handover

a) Before shift handover, the operator on shift duty shall:

- Complete professional routine works including: writting down into shift handover and acceptance journal, calculating operational parameters and other documents as stipulated by each individual operational unit, and industrial hygiene;

- Briefly, accurately and completly notify a shift accepting operator of changes of equipment at power plant, power station, power system under his/her control and inspection authority, new instructions and directions related to the operational and dispatching activities in his/her shift.

- Notify a shift accepting operator of abnomal events happened in his/her shift and other objectives events which are jeopadizing the normal operation mode of equipment at the power plant, power station and power system under his/her control and inspection authority;

- Explain queries of a shift accepting operator about his/her unclear issues;

- Require the shift accepting operator to sign in the shift hand-over and acceptance journal.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

b) Shift handover is not permitted in the following cases:

- There are breakdowns happening or complex switching activities are being done except for the cases specified in Clause 3 of this Article.

- The shift work has not been finished or the operational status in the shift has not been notified completely to the shift accepting operator;

- The shift accepting operator is not alert due to alcoholic drinking or use of prohibited stimulant substances. In this case, the operator shall report to his Management to assign another operator for replacement.

- The shift accepting operator has not come upon shift end. In this case, the operator on shift duty must report to his/her management to assign another operator for replacement.

3. Where breakdowns are happening or complex switching activities are being done, the shift handover and acceptance shall be done if ensuring one of the following conditions:

a) After the shift accepting operator has grasped all steps of breakdown troubleshooting or next switching activities and agrees to sign the shift acceptance;

b) After the shift accepting operator has reported to the management and gets the approval. When allowing the operator’s shift handover and acceptance, the unit management must take full responsible for their decision.

4. The shift handover and acceptance procedures are only completed after the shift accepting operator and shift handing over operator have signed in the shift handover and acceptance journal. From the instance of shift acceptance, a shift accepting operator has full authority and responsibility to implement his duties in the shift.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. During shift duty, the operator must:

a) Specify name and title in any contact. The contents of contact must be fully recorded in the operation logbook in chronological order

b) Upon occurrence of breakdown or abnormal phenomenon in his/her shift, the operator must properly follow the Regulation on breakdown troubleshooting procedure in the national power system, Regulation on black start and restoration of national power system issued by the Ministry of Industry and Trade and report the necessary information to his/her superior operator and unit management.

c) In case of breakdown occurrence, right after the breakdown troubleshooting, the operator must promptly report to the dispatching level with its control authority as stipulated in the Regulation on breakdown troubleshooting procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. During his/her shift, the operator must not breach the following provisions:

a) Drinking alcohol and using stimulant substances strictly prohibited by law;

b) Leaving his/her working position when the shift accepting operator has not yet come. In special cases with plausible reasons and impossible to continue the shift, the operator on shift duty must inform the unit management to assign another operator for replacement.

c) Being on shift duty continuously over the prescribed time;

d) Permitting unauthorized person to enter the control room, power plant, power station or control center without permission from the unit management;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Section 3. POWER PLANT AND POWER STATION WITHOUT OPERATOR

Article 60. Conditions to allow power plant or power station without operator

1. The operation managing unit shall prepare the plan to establish the control center of power station or power plant without operator and formulate the procedures for inspection, monitoring and control of operation to be submitted to the direct managing unit for approval after having the official written opinion from the dispatching level with its control authority, the dispatching level with its inspection authority and other relevant units. For control center of group of large power plants or transmisision power stations, the operation managing unit must make report to the Electricity Regulatory Authority.

2. The power plant or power station without operator on shift duty must follow the regulations on labor safety and hygiene, fire prevention and fighting safety and other requirements on security and prevention of illegal access.

3. The power plant or power station must be monitored, controlled and their signals of status, measurement and protection must be collected from a control center.

4. The system of monitoring, control and telecommunications and signal collection placed at the control center of the power plant or power station must meet the technical requirements specified in the Regulation on transmission power system and the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

5. Before putting the power plant or power station into operation, the operation managing unit must develop and issue the operation procedures of power plant or power station without operator on shift duty to provide instructions for operator at the control center in the switching activities and breakdown troubleshooting at such power plant or power station.

6. Before putting the power plant or power station into operation, the operation managing unit and the dispatching level with its control authority must develop and agree upon the procedures for coordinated operation of power plant or power station without operator on shift duty to provide instructions for operator in the switching activities and breakdown troubleshooting at such power plant or power station.

Article 61. Operation of power plant or power station without operator on shift duty

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. In each shift at the control center, the operation managing unit must assign at least 02 (two) operators on shift duty, including 01 (one) person assuming the title of Chief Operator or Team Leader. The operation managing unit shall detail the duty assigment to the operator on shift duty at the control center.

3. The operation managing unit shall send its staff to the power plant or power station without operator to check the equipment on the spot, especially at the times of transmission or high-capacity generation.

4. In case of breakdown occurrence at the power plant or power station without operator, the operation managing unit must notify immediately the dispatching level with control authority and send its operator and technician to the power plant or power station for breakdown troubleshooting in the shortest time.

Section 4. FREQUENCY CONTROL

Article 62. Frequency meter

1. The frequency meter must be equipped at the dispatching levels and power plants.

2. The frequency meter of dispatching levels and power plants must be checked and adjusted in accordance with regulation to ensure the permissible precision (error not exceeding 0,01 Hz).

Article 63. Requirements for speed control system of power generator

1. The speed control system of power generator of each generating unit must meet the requirements of adjustment of primary frequency specified in the Regulation on transmission power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Such impact is necessary for the safety of workers or avoidance of causing danger to equipment. In this case, the power plant must immediately notify the dispatching level with its control authority of such restriction.

b) The restriction has been agreed between the dispatching level with its control authority and the power plant;

c) The restriction is as per the dispatching instructions.

Article 64. Regulation on primary frequency controlling levels

The control of primary frequency is divided into 03 levels as follows:

1. Frequency control level I is the response of AGC system in order to maintain the rated frequency 50 Hz with permitted oscillation strip ± 0,2 Hz.

2. Frequency control level II is automatic or manual adjustment of generating units in order to switch the frequency beyond the 50 ± 0,5 Hz range back to the limit of about 50 ± 0,5 Hz.

3. Frequency control level III is the adjustment by intervention of dispatching instruction to switch the frequency of power system to stable operation as prescribed by current regulations and and ensure the economical allocation of generating capacity of generating units.

Article 65. Regulation on frequency control

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The dispatching level with its control authority regulates the participation in frequency control level I of one or many power plants. Based on the assigned duty of frequency control, the power plants of frequency control level I shall put the automatic adjuster of capacity or frequency into work in accordance with reality. When the reserve capacity for frequency control is almost over, the power plants responsible for frequency control level I must promptly notify the dispatching level with its control authority.

3. All power plants not responsible for frequency control level I must be involved in frequency control level II (except for prescribed exemption cases). When the system frequency is beyond the limit 50 ± 0,5 Hz during a period longer than 15 seconds, the power plants responsible for frequency control level II must be involved in the adjustment as per the capacity of generating unit to switch the system frequency back to the 50 ± 0,5 Hz range. When the system frequency is switched to the above limit, all power plants involved in frequency control level II must maintain the capacity and notify the dispatching level with control authority to confirm the actual generating capacity.

Article 66. Measures of frequency control

1. Adjustment of active generating capacity of power plants in the order as follows:

a) The generating units providing the frequency control services;

b) The generating units providing the rotary reserve services when the frequency control reserve level is lower than the presribed one;

c) The generating units base themselve on the mobilization order as per the price quotations or power selling price;

d) The backup generating units with fast startup based on the lowest cost.

2. Outage of power source reserve: When the system frequency is greater than 50,5 Hz without measures of adjusted reduction, the dispatching level with its control authority shall give its order to the power plants to stop their reserve of some generating units after taking into account the safety of power system, economy, technical conditions and re-mobilization capacity.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. Voltage adjustment: The dispatching level with its control authority may adjust the voltage within the ± 5% range compared with the nominal voltage for change of frequency.

Article 67. Limit of voltage

The limit of voltage is defined as follows:

1. The maximum voltage value allows the permanent operation of equipment as prescribed by the manufacturer

2. The minimum voltage value allowing the permanent operation must ensure the safety to the auxiliary system of the power plant and the static stable reserve of the power system or the relevant lines. This limit is based on the calculation result of operation modes of the power system in order to give specific regulation by instructions.

3. The voltage value ensures the power supply to customers.

Article 68. Principles of voltage adjustment

1. To ensure the voltage in the prescribed permissible limit without causing excessive voltage or danger to elements in the power system.

2. To ensure a minimum of operational cost and loss.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 69. Requirements for excitation of power generator with installed capacity over 30MW

1. The excitation system of each generating unit must meet the technical requirements as stipulated in the Regulation on transmission power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The power generating unit must not separate the AVR system from the operation or limit the operation of AVR system except for the following cases:

a) Such impact ensures the safety for people and equipment;

b) There is an agreement between the power generating unit and the dispatching level with its control authority.

The power generating unit must notify immediately the dispatching level with its control authority in cases specified under Point a and b, Clause 2 of this Article.

3. Where a generating unit operates without AVR system, the dispatching level with its control authority may apply some restrictions on operation of generating unit including necessary cases to stop the generating unit to ensure the safe and reliable operation of power system and adjust the voltage within the permissible limit. Before implementation, the dispatching level with its control authority must communicate and notify the power generating unit to decide the appropriate operation mode to reduce the effec on the safe operation of the generating unit.

4. In case of breakdown or abnormality

a) When reaching an agreement with the power generating unit, the dispatching level with its control authority may require the power generating unit to operate the generating units at the generation level or reactive capacity apart from the operating characteristics. In this case, the power generating unit shall not be fined if it does not follow the dispatching order of the dispatching level with its control authority.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 70. Regulation on voltage adjustment

1. The dispatching levels must inspect and monitor continuously the voltage on the power system under their control authority. The voltage at node points shall be adjusted by the dispatching level with its control authority based on the specific conditions of the power system at the current time of operation.

2. The dispatching level with its control authority must adjust the voltage of the power system with the controlling devices available to attain the necessary reactive capacity to maintain the voltage of power system within the permissible range and maintain the backup reactive capacity to respond to changes on the power system of variable load, change of source mobilization or structure of power network.

Article 71. Hierarchy of voltage calculation and balance of reactive capacity

1. The national dispatching Level must calculate and balance the reactive capacity, determine the voltage and adjust the voltage on 500 kV power system; calculate and determine voltage at some main nodes of 220 kV power network.

2. The regional dispatching level shall base itself on the voltage level on 500 kV power system and at some main nodes of 220 kV power network determined by the national dispatching Level to calculate and determine the voltage and adjust the voltage of regional power system under its control authority consistently with the prescribed limit.

3. The provincial dispatching level shall base itself on the voltage level at nodes determined by the regional dispatching level to calculate and determine the voltage and adjust the voltage of the distribution power system under its control authority consistently with the prescribed limit.

Article 72. Regulations on voltage diagram

1. The voltage diagram which the dispatching level with its control authority delivers to the power stations and power stations for implementation consistently with voltage calculation specified in Article 71 of this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. The operation managing unit is allowed not to follow the voltage diagram as stipulated in Clause 1 and 2 of this Article in the following cases:

a) The breakdowns at power plant or power station: The chief operator of power plant and the team leader of power station must immediately report to the dispatching level with its control right to give dispatching instructions to control the voltage in accordance with the reality.

b) The breakdowns on power system: The dispatching level with its control authority gives a direct order to the chief operator of power plant and the team leader of power station to adjust the voltage to troubleshoot such breakdowns on the power system.

Article 73. Measures of voltage adjustment

1. Change of reactive capacity source under operation of shunt compensation equipment (capacitor, electric resistance), synchronous compensator, static compensator and generator in order from near to far from the point of voltage to be adjusted.

2. Adjustment of tap of transformer to suit the reality and regulation on operation of equipment. The tap of transformer must not be adjusted manually or automatically to increase the voltage to the low-votage or medium-voltage side when the voltage to the high-voltage side is below -5% over the nominal voltage.

3. Mobilization of additional backup power source for generation or receipt of reactive capacity when the voltage is beyond the permitted limit.

4. Change of structure power network or re-allocate the capacity trend in th power system (separating the low transmission line in case the voltage is over the permitted limit and does not cause overload of remaining lines).

5. Load shedding may be used so that the voltage cannot breach the prescribed limits of low voltage.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 74. Switching activities of power network control

1. The power network control is the purpose:

a) Equipment outage for maintenance, repair, operational testing, commissioning energizing of new work, commissioning testing, automatic and protective relay system testing of the operation managing unit;

b) Troubleshooting equipment breakdown due to suspected breakdown or potential breakdown and urgent repair;

c) Voltage control;

d) Change of capacity trend on the power system consistently with load capacity of the lines, electrical equipment and safety of power system.

2. In case of putting equipment into backup mode (not energized) during a time of more than 90 days, before put into operation, the unit managing the operation of equipment must carry out the testing, checking and confirmation of eligibility for operation of the electricity equipment.

3. The switching activities of electrical equipment must follow the Regulation on switching procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 75. Automatic power network control

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The order of automatic power switching may be also set up to prevent the overloading, excessive voltage deviation or frequency deviation in case of breakdown on the power system.

Article 76. Outage of lines and electrical equipment

The outage of lines and electrical equipment is done by order or permission of the dispatching level with its control authority at any time when such dispatching level deems necessary to ensure the safety and reliabiltiy of operation of power system, including the following cases:

1. Safety threatening to workers.

2. Reliability threatening of power system.

3. Potential risk of breakdown to power system or damage to any equipment of the operation managing unit.

4. Excessive overloading of elements of power system in case of breakdown.

5. Voltage on the power system beyond the prescribed range.

6. Frequency of power system beyond the prescribed range.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Section 7. POWER SOURCE CONTROL

Article 77. Diagram of generating capacity of power source

1. The diagram of generating capacity of power source is under the control authority of the national dispatching Level based on the schedule developed by the national dispatching Level with the compliance of Regulation on transmission power system and Regulation on operation of competitive electricity market issued by the Ministry of Industry and Trade, including:

a) The day and hour-ahead power source mobilization in case of electricity market operation;

b) The estimated diagram of generating capacity of power source by the daily mode in case of stop of electricity market.

2. The diagram of generating capacity of power source under the power authority of the regional dispatching level is defined by the daily mode which is prepared by the regional dispatching level based on the approved weekly mode of the national dispatching Level.

3. The diagram of generating capacity of power source under the control of the provincial distribution dispatching level is defined by the daily mode which is prepared by the provincial dispatching level based on the approved weekly mode of the regional dispatching level.

4. The diagram of generating capacity of power source under the control of the district distribution dispatching level is defined by the daily mode which is prepared by the district dispatching level based on the approved weekly mode of the provincial dispatching level.

Article 78. Implementation of diagram of active capacity generation

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. Where the diagram of capacity generation cannot be implemented by the dispatching instructions, the chief operator of power plant must report immediately to the dispatching level with its control authority to take timely measures of correction to put the national power system back to normal operation status.

3. When the operation mode of the power system is different from the estimated operation mode due to breakdown of power source or power network, the dispatching level with its control authority has the right to change the diagram of capacity generation of power plant within permissible value range as per the technical conditions to respond to the actual operation reality.

4. The power plant shall not breach the diagram of capacity generation in the following cases:

a) Reduction in diagram of capacity generation of power plants due to unplanned equipment outage but must be approved by the dispatching level with its control right;

b) Reduction in diagram of capacity generation of power plants due to equipment failure from the prolonged operation cycle as required by the dispatching level with its control authority despite of periodical repair as planned.

c) Increase or reduction in diagram of capacity generation of power plants due to overloading of lines connecting the power plant to the national power system, due to required voltage or frequency control on the national power system.

5. The generating unit is in standby status but is not mobilized when necessary. This is deemed as breakdown or unavailability (excluding the reserve) from the time of reserve outage. For thermal power generating units, if the reserve outage is more than 30 day, the dispatching level with its control authority must give a prior notice to the power plant in case of need of mobilization, the time of prior notice is agreed between the power plant and the dispatching level with its control authority.

Article 79. Self control of active capacity generation

Except for the case of overloading or effect on power system security, the following power plants are allowed to control themselves the active capacity generation:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The power plants using renewable energy such as windy, solar, tidal, geothermal, biomass or biogas energy

Section 8. LOAD CONTROL

Article 80. Notification of control of non-emergency usable capacity

1. The superior dispatching level must notify the control of usable capacity to the inferior dispatching level in case of outage or reduction in non-emergency power supply.

2. The provincial or district dispatching level must strictly follow the diagram of usable capacity allocation under the plan announced by the superior dispatching level.

Article 81. Dispatching instructions on control of emergency usable capacity

1. When the load of power system is forecast to potentially greater than the available of power source and the available of power source is lower compared with the one announced as stipulated in Article 80 of this Circular, the superior dispatching level must require the inferior dispatching level to control the usable capacity in case of emergency, specifically as follows:

a) The national dispatching Level shall notify the regional dispatching level of the available capacity of power source of the national power system before control of usable capacity of the regional power system;

b) The regional dispatching level shall notify the provincial dispatching level of available capacity of power source of the regional power system before control of usable capacity of the distribution power system;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The control of usable capacity upon the shortage of power source only ends when receiving the notice from the superior dispatching level.

Article 82. Breakdown load switching due to shortage of power source as per dispatching instruction

1. The breakdown load switching is done in compliance with the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade and Regulation on order and procedures for load shedding in the national power system issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. When the forecasting of available capacity of power source is lower than the load demand and potentially lower than 49,5 Hz of the frequency, the superior dispatching level must order the inferior dispatching level to carry out the regulation or reduction in power load and give the priority to the power distributing units with their usable capacity not exceeding the one allocated as stipulated in the Regulation on preparation and implementation of power supply plan when the national power system is short of power source issued by the Ministry of Industry and Trade.

3. Where the power distributing units or power retailing and distributing units use excessive allocated capacity or power affecting the normal operation mode of the national power system, the regional dispatching level or the provincial distribution dispatching level has the right to apply the switching and shredding of outlet lines under its control authority back to the allocated rate. In this case, the power retailing and distributing units and the customers must take all responsibility.

4. Depending on the extent of power source shortage, the superior dispatching level shall order the inferior dispatching level to carry out the regulation, reduction and restoration of load. The provincial distribution dispatching level must strictly follow the dispatching instructions on regulation, reduction and restoration of load. The outage of load is only restored upon requirement from the superior dispatching level.

Article 83. Automatic load shedding under low frequency

1. The national dispatching Level must calculate and determine the frequency setting levels by the percentage of loads with automatic load switching system uder low frequency. The operation managing units must prepare work to ensure the automatic load switching under low frequency with a percentage of the total highest load which the national dispatching Level has calculated in case of shortage of power source.

2. The loads installed with automatic load switching system under low frequency shall be divided into separate phases. Before 01st of September of each year, the national dispatching Level must calculate and determine the number, position, magnitude and accompanied low frequency level based on the discussion with the operation managing units. The division of load switching phases must be done under the relevant regulations in order to have a rational and consistent load switching in the distribution power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 84. Load switching due to overloading or low voltage

1. Upon occurrence of overloading or low voltage, the dispatching level with its control authority has the right to carry out the load switching in order to minimize the consequence. The breakdown load switching due to overloading or low voltage must comply with the Regulation on distribution power system issued by the Ministry of Industry and Trade and Regulation on order and procedures for load shedding in the power system issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. The scale of load switching upon overloading or low voltage is calculated and set up on the power system. To minimize the scale of load switching, the protective relay automatically switching in case of overloading or low voltage shall be installed on power network with voltage of 35 kV or less or 110 kV in case of extremely urgent case.

3. As required by the national dispatching Level or regional dispatching level or provincial distribution dispatching level, the power transmitting unit, the power distributing unit and the power retailing and distributing unit must coordinate in automatic load switching in case of overloading or low voltage at positions on transmission power network or distribution power network.

4. The power loads switched off due to overloading or low voltage shall be restored when the load rate and area voltage return to the permissible value after the approval from the dispatching level with its control authority.

Section 9. BREAKDOWN TROUBLESHOOTING, BLACK START AND RESTORATION OF POWER SYSTEM

Article 85. Breakdown troubleshooting of power system

1. The breakdown troubleshooting of power system must follow the Regulation on breakdown troubleshooting procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The operation managing unit must develop and issue the procedures for breakdown troubleshooting of electrical equipment at power station, power plant or control center in accordance with the provisions in this Circular and the Regulation on breakdown troubleshooting procedures in the national power system issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. Every year, the operators of operation managing units involved in the process of breakdown troubleshooting of power system must be trained and examined in the breakdown-troubleshooting exercises at least 01 time.

Article 86. Black start and restoration of power system

1. During the process of black start and restoration of power system, the dispatching levels and the operation managing units must follow the Regulation on black start and restoration of national power system issued by the Ministry of Industry and Trade to ensure the restoration to the normal status of the national power system and supply power for load as quickly as possible, safely and reliably.

2. During the process of restoration of power system, the inferior operator must follow the dispatching instructions of the superior operator except for cases of causing unsafety to people or equipment.

Chapter VI

DUTIES OF DIVISIONS DIRECTLY INVOLVED IN DISPATCHING AND OPERATION ACTIVITIESOF NATIONAL POWER SYSTEM

Section 1. NATIONAL DISPATCHING LEVEL

Article 87. Divisions directly involved in dispatching activities of national power system

1. National dispatching Division on duty.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. Long-term Operation Planning Division

4. Automatic and protective relay setting and calculating Division

5. Computers & Communication Division

Article 88. Regulations on employee of national dispatching division on duty

1. Depending on the scale of power system under its management authority and level of control technology equipment, the national dispatching Level shall stipulate a number of dispatchers on duty of operation at the dispatching Division on duty but not less than 02 (two) persons and 01 (one) of them in charge of duty shift.

2. The national dispatching Level must detail the duties, powers and responsibilities of each position in each operation shift at the dispatching Division on duty in accordance with the provisions in this Circular.

Article 89. Duties, powers and responsibilities of national dispatcher

1. Main duties of national dispatchers:

a) Direct the dispatching of national power system to ensure safe, reliable, stable, operation with power quality and economy in the actual operational condition of the national power system;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

c) Direct the control of frequency of national power system and voltage on the power network under their control authority;

d) Direct the switching activities on the power network under their control authority;

dd) Direct the control of load of national power system;

e) Direct the troubleshooting of breakdown and abnormal phenomenon, rapidly restores the normal working condition of national power system and limit to a minimum of time of power supply outage.

g) Notify the regional dispatcher of any change in mode of mobilization of power source or power network under the control authority of the national dispatching Level resulted in change of normal operation mode of the transmission power network of the regional power system.

h) Promptly process information directly related to the despatch of national power system;

i) Take part in analysis of major breakdowns in the national power system and recommends preventive measures;

k) Other duties shall be defined by the national dispatching Level.

2. Powers of national dispachers:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

b) Carry out the unplanned repair of equipment within their duty shift and must take responsibility for the safety of power supply and national power system;

c) Change the diagram of capacity generation of power plant different from the hour-ahead mobilization schedule or daily mode within their duty shift and take responsibility for such change;

d) Ask for instructions from the management of national dispatching Level to deal with issues beyond their authority;

dd) Request the national dispatching Level on the change of operation mode in case of breakdown of national power system or irrationality of the current operation mode;

3. The national dispatchers shall take legal responsibility for the following acts:

a) Give improper and untimely dispatching instructions in normal working conditions as well as in breakdown cases;

b) Cause subjective breakdown in their duty shift;

c) Commit violation of procedures, norms and orders of operation and labor discipline;

d) Direct the breakdown troubleshooting improperly resulted in expansion of breakdown range;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

e) Direct wrong switching activities resulted in potential breakdown occurrence.

g) Fail to fully follow the approved daily mode without plausible reasons or approval from the management of national dispatching Level;

h) Notify or report on the reality of operation of national power system to unauthorized persons;

Article 90. Duties of short-term Operation Planning Division

In dispatching activities of national power system, the short-term operation planning Division at the national dispatching Level must perform the following main duties:

1. Forecasts the power load demand for short-term security evaluation of national power system;

2. Carries out the short-term security evaluation of national power system;

3. Recommends the change of Basic one line diagram of national power system on the basis of short-term security evaluation of national power system.

4. Deals with work and reapir registration of the operation managing units on the basis of short-term security evaluation of national power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

6. Prepares soure mobilization schedule on the basis of short-term security evaluation of national power system.

7. Formulates mode of commissioning energizing and program of commissioning testing.

8. Formulates operation testing program;

9. Sets up the power supply interruption schedule and load capacity limitation schedule in case of warning of reduced security of national power system.

10. Calculates and stipulates the voltage diagram of main nodes in the national power system.

11. Exploits the applications of SCADA/EMS system for dispatching and operating the power system in real time (capacity trend, voltage, breakdown of an element N-1, optimization of capacity trend, control of AGC system and stability of voltage/ phase angle.

12. Analyzes and evaluates the implementation of mode assigned to the units.

13. Takes part in investigation of breakdown in the national power system, analysis of operation of automatic and protective relay during the breakdown, identifies causes of breakdown and recommends the preventive measures.

14. Other duties shall be defined by the national dispatching Level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

In dispatching activities of national power system, the long-term operation planning Division at the national dispatching Level must perform the following main duties:

1. Sets up the Basic one line diagram of the national power system.

2. Forecasts the load for medium-term security evaluation of national power system;

3. Determines the capacity reserve and power reserve of the national power system; determines the prescribed auxiliary service demands.

4. Evaluates the medium-term security evaluation.

5. Plans the monthly and yearly maintenance and repair of power network and power plant on the basis of medium-term security evaluation of the national power system.

6. Plans the monthly and yearly operation of power source and power network on the basis of medium-term security evaluation of the national power system.

7. Sets up database of power system for calculation of operation mode, short circuit, stability, electromagnetic transient and other purposes.

8. Calculates and prepares mode and necessary work to put the new electrical equipment and electrical works into operation.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

10. Plans the black start and restoration of national power system.

11. Takes part in investigation of breakdown in the national power system, analysis of operation of automatic and protective relay during the breakdown, identifies causes of breakdown and recommends the preventive measures.

12. Calculates and inspects the stability of the national power system and determines the operational limits for stability.

13. Studies and recommends measures to increase the stability of the national power system.

14. Recommends and approves the devices automatically preventing widespread breakdown, loss of stability, capacity swing, voltage collapse or frequency collapse on the national power system.

15. Calculates the shedding load capacity under low frequency and low voltage on the entire national power system.

16. Manages the softwares for the purpose of calculation and analysis of system mode, plans the operation and real time calculation softwares in EMS system.

17. Develops and updates database of power system for simulation applications, analysis of power network, plan making and control of power generation, simulation of training support system for dispatcher of EMS system, operation and maintenance of EMS system; takes part in organization and preparation for documents and forms of operational testing to define the stability of the national power system.

18. Other duties shall be defined by the national dispaching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

In dispatching activities of national power system, the automatic and protective relay setting and calculating division at the national dispatching Level must perform the following main duties:

1. Calculates the setting values of automatic and protective relay for 500 kV power system and for system automatically preventing widespread breakdown and load shedding on the national power system.

2. Calculates and checks the setting values of automatic and protective relay for block of generator – transformer of power plant under the control authority of the national dispatching Level.

3. Checks and evaluates the diagram of protective relay mode for new works under the control and inspection authority of the national dispatching Level.

4. Provides the short-circuit calculating parameters ((short circuit power, short circuit currents) at 220 kV voltage nodes corresponding to the maximum and minimum operation mode; provides the setting limitation and checks the calculating and setting values of protective relay of 220 kV power network and power plant of the regional dispatching level;

5. Collects information and investigates breakdown in the national power system; analyzes the operation of the protective and automatic relays during the breakdown; recommends measures to increase the selectivity, working certainty and reliability of protective relays and automatic equipment in the national power system.

6. Aggregates and evaluates the actual operation of the automatic and protective relays for every month, quarter and year in the national power system.

7. Manages the power system with breakdown record and system preventing the widepread power failure.

8. Other duties shall be defined by the national dispaching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

In dispatching activities of national power system, the computers & communication Division at the national dispatching Level must perform the following main duties:

1. Develops SCADA system and manages its operation to ensure the stability and reliability of SCADA/EMS, DIM systems, dedicated computer system, computer network and communication system under the management of the national dispatching Level.

2. Archives and stores dispatching conversations and are ready to provide the dispatching division on duty with the recorded conversations as required.

3. Manages the operation of all equipment of the system (including RTU/Gateway, pairing equipment, computer system and other relevant equipment) under the management of the national dispatching Level.

4. Monitors and reports on the actual operation of communication system; coordinates with relevant divisions for timely troubleshooting of communication breakdown.

5. Makes a plan of periodic maintenance and repair and overhaul of control equipment, dedicated computer network and reach a consensus with the dispatching division and submit it to the management of national dispatching Level for approval.

6. Coordinates with the telecommunications service provider for maintenance and repair of telecommunications channels under the plan approved by the management of national dispatching Level

7. Performs the website management for operation and dispatching of national power system.

8. Other duties shall be defined by the national dispatching Level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 94. Divisions directly involved in dispatching activities of regional power system

1. Regional dispatching division on duty.

2. Short-term Operation Planning Division

3. Long-term Operation Planning Division

4. Automatic and protective relay setting and calculating Division

5. Computers & Communication Division

Article 95. Regulations on employees of regional dispatching division on duty

1. Depending on the scale of power system under its control authority, level of control technology equipment, the regional dispatching level shall stipulate a number of operating dispatchers of the regional dispatching division on duty but not less than 02 (two) persons and 01 (one) dispatcher in charge of duty shift.

2. The regional dispatching level must detail the duties, powers and responsibilities of each position in each operation shift at the regional dispatching division on duty in accordance with the provisions in this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Main duties of regional dispatchers:

a) Follow the operational direction of the national dispatchers;

b) Direct the dispatching of regional power system in order to supply power safely and reliably and ensure the power quality and economy in actual operating condition of the regional power system;

c) Follow the approved mode;

d) Direct the control of power source under their control authority in the regional power system.

dd) Direct switching activities on the power network under their control authority;

e) Direct the voltage control of regional power system under their control authority;

g) Direct the load control of regional power system;

h) Direct the control of frequency and voltage of regional power system (or a part of regional power system) in case it is separated from the national power system;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

k) Notify the provincial distributing dispatchers of any change in mobilization mode of power source or power network under the control authority of the regional dispatching level resulted in the change in normal operation mode of the distribution power system;

l) Upon occurrence of major breakdown in the regional power system, the regional dispatcher must promptly report it to the national dispatchers and the management of regional dispatching level;

m) Take part in analysis of major breakdown in the regional power system and recommend preventive measures;

n) Other duties shall be defined by the regional dispaching level.

2. Powers of regional dispatchers:

a) Direct the dispatching and inspect the compliance with dispatching instructions of the inferior operators;

b) Allow the switching activities on equipment under the control authority of the regional dispatching level and change of wiring diagram under the approved registration and in line with the reality.

c) Carry out the unplanned repair of equipment within their duty shift and must take responsibility for the safety of power supply and national power system;

d) Change the approved load diagram of units, request the national dispatcher to change the capacity generation diagram of power plant in the regional power system in line with the reality of operation in their shift.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

e) Aks for instructions from the management of regional level or national dispatcher to deal with problems beyond their control authority or settlement ability.

g) Request the management of regional dispatching level or national dispatcher to change the operation mode mode in case of breakdown of regional power system or irrationality of the current operation mode;

3. The regional dispatchers shall take legal responsibility for the following acts:

a) Give improper and untimely dispatching instructions in normal working conditions as well as in breakdown cases;

b) Cause subjective breakdown in their duty shift;

c) Commit violation of procedures, norms and orders of operation and labor discipline;

d) Direct the breakdown troubleshooting improperly resulted in expansion of breakdown range;

dd) Direct the operation of regional power system improperly with prescribed regulation without plausible reasons;

e) Direct wrong switching activities resulted in potential breakdown occurrence.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 97. Duties of short-term Operation Planning Division

In dispatching activities of regional power system, the short-term operation planning Division at the regional dispatching level must perform the following main duties:

1. Forecasts the short-term load of regional power system.

2. Sets up the short-term operation mode on the basis of approved long-term mode;

3. Deals with registration for testing and repair and put the generating units, lines and equipment under its control authority into operation.

4. Prepares the witching form as planned.

5. Sets up the operation mode of power system under its control authority during holidays, Tet and days with special requirements.

6. Together with the relevant divisions in the regional dispatching level in coordination with the distribution dispatching level prepare the power supply interruption schedule and limit the load capacity as required.

7. Analyses and evaluates the actual implementation of mode assigned to units in the regional power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

9. Takes part in studying necessary measures to improve the reliability and economy in the operation of regional power system.

10. Other duties shall be defined by the regional dispatching level.

Article 98. Duties of long-term Operation Planning Division

In dispatching activities of regional power system, the long-term operation planning Division at the regional dispatching level must perform the following main duties:

1. Coordinates with the national dispatching Level to set up the basic operation mode of the regional power system corresponding to the seasons in the year.

2. Sets up database of power system for calculation of operation mode, short circuit, stability, electromagnetic transient and other purposes.

3. Calculates the operation mode of regional power system corresponding to each mode above or upon putting the new equipment or electrical works into operation.

4. Takes part in evaluating the effect of connection of new electrical works to the national power system under its control authority.

5. Developes and calculates the voltage diagram in the regional power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

7. Calculates, monitors and evaluates the loss of transmission power of the regional power system; recommends rational operation measures and modes in order to reduce the loss of transmission power in the regional power system.

8. Coordinate with the short-term operation planning division in caculating and define the incomplete-phase operation mode and the locations/ points whose ring circuits are allowed to close in the regional power system.

9. Coordinates with the national dispatching Level to develop and update database of power system for applications of simulation, power network analysis, plan making and control of power generation, simulation of training support system for dispatcher of EMS system, operation and maintenance of EMS system;

10. Takes part in analysis of major breakdowns in the regional power system, analysis of operation of automatic and protective relay during breakdown and recommendation of preventive measures;

11. Other duties shall be defined by the regional dispatching level.

Article 99. Duties of automatic and protective relay setting and calculating Division

In dispatching activities of regional power system, the automatic and protective relay setting and calculating Division at the regional dispatching level must perform the following main duties:

1. Calculates the setting values of protective and automatic relays for 220 kV, 110 kV power network under the control authority of the regional dispatching level.

2. Checks and prepares the setting form for the load shedding equipment system under the frequency of regional power system as per the frequency levels which the national dispatching Level has supplied.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

4. Checks the setting values of automatic and protective relay in the distribution power network.

5. Collects information and investigates breakdown in the regional power system, analyses the operation of automatic and protective relay during the breakdown, recommends measures to increase the selectivity, working certainty and reliability of protective relays and automatic equipment in the regional power system.

6. Aggregates and evaluates the actual operation of the automatic and protective relays for every month, quarter and year in the regional power system.

7. Other duties shall be defined by the regional dispatching level.

Article 100. Duties of Computers & Communication Division

In dispatching activities of regional power system, the computers & communication Division at the regional dispatching level must perform the following main duties:

1. Develops SCADA system and manages its operation to ensure the stability and reliability of SCADA/EMS, DIM systems, dedicated computer system, computer network and communication system under the management of the regional dispatching level.

2. Archives and stores dispatching conversations and are ready to provide the dispatching division on duty with the recorded conversations as required.

3. Manages the operation of all SCADA/EMS equipment (including RTU/Gateway, pairing equipment, computer system and other relevant equipment) under the management of the regional dispatching level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Makes a plan of periodic maintenance and repair and overhaul of control equipment, dedicated computer network and reach a consensus with the dispatching division and submit it to the management of regional dispatching level for approval.

6. Coordinates with the telecommunications service provider for maintenance and repair of telecommunications channels under the plan approved by the management of regional dispatching level

7. Other duties shall be defined by the regional dispatching level.

Section 3. PROVINCIAL DISTRIBUTION LEVEL

Article 101. Divisions directly involved in dispatching activities of distribution power system

Depending the scale of power network of provinces and centrally-run cities, organizational structure, automation level and actual demand, the power generating unit specifies the divisions involved in dispatching activities at the provincial distribution dispatching level as follows:

1. Provincial distribution dispatching division on duty.

2. Short-term Operation Planning Division

3. Long-term Operation Planning Division

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Computers & Communication Division

Article 102. Regulations on provincial distribution dispatching division on duty

1. Depending the scale of distribution power network under its control authority, the level of control technology equipment, the power distributing unit shall stipulate a number of dispatchers on duty of operation at the provincial distribution dispatching Division on duty. In case there are 02 (two) persons or more, 01 (one) of them must be in charge of duty shift.

2. The power distributing unit must detail the duties, powers and responsibilities of each position in each duty shift of operation at the provincial distribution dispatching Division on duty in accordance with the provisions in this Circular.

Article 103. Responsibilities, powers and responsibilities of provincial distributing dispatchers

1. Main duties of provincial distributing dispatchers:

a) Follow the dispatching direction of the regional dispatchers during the dispatching direction of distribution power system under their control authority;

b) Direct the dispatching of distribution power system under their control authority to ensure the safe and reliable power supply, quality and economy;

c) Direct the implementation of approved mode; inspect and urge the units in the distribution power system under their control right to follow the approved mode and adjust the capacity allocation to units in accordance with the reality;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

dd) Direct the voltage control on the distribution power system under their control right;

e) Direct the control of power source and power load under their control right;

g) Direct the Direct the troubleshooting of breakdown and abnormal phenomenon, rapidly restores the normal working condition of national power system and limit to a minimum of time of power supply outage.

h) Direct the control of frequency of distribution power system or a part of it under their control authority in case of independent operation.

i) Notify the dispatchers of district power network of any change in mode of source or power network mobilization under the control authority of provincial distribution dispatching level resulted in the change of normal operation mode of district power network;

k) Make complete and correct reports on problems related to the operation of distribution power system under their control authority to the management of provincial distribution dispatching level and the regional dispatching level as required;

l) Require the inferior operators to follow the technical procedures and regulations, operation orders and labor discipline;

m) Take part in analysis of breakdown in the distribution power system and recommend the preventivie measures;

n) Other duties shall be defined by the power distributing unit.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

a) Permit the switching activities on the distribution power system under their control right, change the line connection diagram as per the approved registration and change the wiring diagram in accordance with reality;

b) Give dispatching instructions to the inferior operators and inspect the compliance with such instructions;

c) Carry out the unplanned repair of equipment within their duty shift and must take responsibility for the safety of power supply to households and the safety of the distribution power system under their control authority;

d) Change the load diagram of the units in the distribution power system under their control authority in accordance with reality of operation within their duty shift.

dd) Ask for instructions from the unit management or the regional dispatcher to deal with issues beyond their authority.

e) Request the management of provincial distribution dispatching level or regional dispatching level to change the operation mode mode in case of breakdown of distribution power system under their control authority or irrationality of the current operation mode;

3. The provincial distribution dispatching levels shall take legal responsibility when carrying out the following acts:

a) Give improper and untimely dispatching instructions in normal working conditions as well as in breakdown cases;

b) Cause subjective breakdown in their duty shift;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

d) Direct the breakdown troubleshooting improperly resulted in expansion of breakdown range;

dd) Direct the operation of distribution power system improperly with prescribed regulation without plausible reasons;

e) Direct wrong switching activities resulted in potential breakdown occurrence.

g) Fail to fully follow the approved daily mode without plausible reasons or approval from the management of distribution dispatching level;

Article 104. Duties of short-term operation planning Division

In dispatching activities of distribution power system, the short-term operation planning Division at the provincial distribution dispatching level must perform the following main duties:

1. Sets up the short-term operation mode;

2. Sets up the power supply interruption schedule and load limitation schedule and load list with special priority, list of locations placed with the automatic load shedding equipment under the frequency and automatic load switching upon frequency tolerance.

3. Deals with registration for periodic repair, checking, maintenance, testing and put into operation the lines and equipment under its control authority.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Investigates and analyses breakdown in the distribution power system under the control authority.

6. Takes part in studying necessary measures to improve reliability and reduce loss in operating the distribution power system under its control authority.

7. Other duties shall be defined by the power distributing unit.

Article 105. Duties of long-term operation planning Division

In dispatching activities of distribution power system, the short-term operation planning Division at the provincial distribution dispatching level must perform the following main duties:

1. Sets up the basic operation mode of the distribution power system under its control authority.

2. Takes part in planning the quarterly and yearly production of the power distributing unit, the quarterly and yearly overhaul and repair of relevant technical equipment of substation and lines under its control authority.

3. Sets up the wiring mode corresponding to the main equipment repair plan in the distribution power system under its control authority.

4. Calculates and defines the locations/ points whose ring circuits are allowed to close on the power network under its control authority and breakers allowing on-load or off-load switching of electrical equipment.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

6. Studies necessary measures to improve the reliability and economy in dispatching of distribution power system under its control authority.

7. Investigates and analyses the breakdowns in the distribution power system and recommends the preventive measures.

8. Prepares everything necessary for putting new electrical equipment and works into operation.

9. Other duties shall be defined by the power distributing unit.

Article 106. Duties of automatic and protective relay division

In dispatching activities of distribution power system, the automatic and protective relay division at the provincial distribution dispatching level must perform the following main duties:

1. Calculates the setting of automatic and protective relay for the distribution power system under its control authority; provides the setting forms of automatic and protective relay for the units managing the operation of power system under its control authority.

2. Calculates the setting of automatic and protective relay for new equipment and works under its control authority of dispatching level of distribution power system to put them into operation.

3. Takes part in investigation of breakdown in the distribution power system under its control authority, analysis of operation of automatic and protective relay during the breakdown; identifies causes of breakdown and recommends the preventive measures.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

5. Other duties shall be defined by the power distributing unit.

Article 107. Duties of computers & communication division

In dispatching activities of distribution power system, the computers & communication division at the provincial distribution dispatching level must perform the following main duties:

1. Manages the operation of all equipment of communication system and SCADA/DMS system (including RTU/Gateway, pairing equipment, computer system and other relevant equipment).

2. Manages the computer network placed at the distribution power system under the control authority.

3. Comes to an agreement with the dispatching division upon telecommunications equipment for dispatching activities for communication assurance.

4. Develops and issues the procedure and document guiding the operation and use of telecommunications equipment and dedicated computers.

5. Coordinates with the communication managing unit to repair the dispatching telecommunications as per the approved registration.

6. Prepares the schedule for periodical maintenance and overhaul of communication equipment, dedicated network and comes to an agreement with the dispatching division before submitting it to the management of the power distributing unit for approval.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

8. Other duties shall be defined by the power distributing unit.

Section 4. DISTRICT DISTRIBUTION DISPATCHING LEVEL

Article 108. Regulation on operation shift of district distribution dispatching level

In case of forming the district distribution dispatching level, a number of dispatchers for operation in each shift, duties, powers and responsibilities of district distributing dispatchers is defined in detail in the establishment plan of the power distributing unit approved under the provisions of Point b, Clause 3, Article 5 of this Circular.

Section 5. OPERATORS AT POWER PLANTS, POWER STATIONS AND CONTROL CENTERS

Article 109. Divisions directly involved in operation

Depending on scale and organizational structure, automation level and actual demands, the operation managing unit shall define the divisions directly involved in the operation at power plants, power stations and control centers.

Article 110. Regulation on operation shift

1. Depending on the reliability of equipment of control technology of power plants, power stations and control centers, the operation managing unit shall define a number of operators to ensure the safe and reliable operation with 01 (one) person as a chief operator of power plant and 01 (one) person as team leader of power station.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. The position of chief operator at power plant or team leader at power station is based on the shift schedule stipulated by the management of operation managing unit. The chief operator at power plant or team leader at power station is the highest-level dispatcher in each operation shift.

Article 111. Duties of chief operators of power plant or control center of power plant

1. Follow the dispatching instruction from the superior operator.

2. Exercise all duties, powers and responsibilities in work relationship with the superior operator as stipulated in this Circular and other regulations and procedures of each power plant.

3. Grasp the structure diagram of power network and operation mode of power plant, procedures for operation and troubleshooting of equipment breakdown at power plant and relevant internal procedures of power plants.

4. Upon the superior operator’s authorization or breakdown resulted in islanding for independent generation, the chief operator has the right to apply the measures of frequency control to ensure the stable operation of generating units and must notify immediately the superior operator after the generating unit has operated stably.

5. Coordinate with the dispatching level with its control authority and other relevant units to ensure the operation of power plant safely and reliably.

6. Provide data upon requirement of superior operator.

7. Other duties shall be defined by the operation managing unit.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Follow the dispatching instructions of superior operator.

2. Regularly monitor the operational parameters and check equipment under the management authority of power station to ensure the safe and reliable operation of equipment without any subjective failure; deal with breakdowns in a timely manner and in accordance with relevant regulations and procedures.

3. Exercise all duties, powers and responsibilities in work relationship with the superior operator as stipulated in this Circular and other regulations and procedures of each power station.

4. Grasp the diagram, technical parameters, operation mode, procedures for operation and troubleshooting of equipment breakdown in power stations;

5. Coordinate with dispatching levels with their control authority and other relevant units to ensure the safe and reliable operation of power stations.

6. Provide data as required by the superior operator.

7. Other tasks shall be defined by the operation managing unit.

Chapter VII

TRAINING OF TITLES DIRECTLY INVOLVED IN DISPATCHING AND OPERATION OF NATIONAL POWER SYSTEM

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 113. Titles directly involved in dispatching and operation of national power system

1. The titles directly involved in dispatching and operation of national power system include:

a) Dispatchers at all dispatching levels;

b) Power system planning and analysis engineers, SCADA/EMS and SCADA/DMS engineers at dispatching levels;

c) Chief operator of power plant and team leader of power station.

2. Dispatching levels and operation managing units must carry out the recruitment and provide human resource training for dispatching and operation of national power system.

3. The persons sent for training must meet all conditions as stipulated in the Procedure for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system issued by the Electricity Regulatory Authority and other conditions defined by the direct management unit in accordance with each position and work assigned after the training.

Article 114. Regulation on examination and issue of operation Certificate

1. The Vietnam Electricity Group must organize the examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation at the national dispatching Level under the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation of national power system.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. The regional dispatching level must organize the examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation at the provincial distribution dispatching level, power plant, power station under its control authority under the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation of the national power system.

4. The provincial dispatching level must organize the examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation at the district distribution dispatching level, power plant, power station under its control authority and the power station and power plant under the control authority of district distribution dispatching level under the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation of the national power system.

Article 115. Training of operator at dispatching levels

1. The national dispatching Level, the regional dispatching level and the power distributing unit are responsible for providing the training for the titles directly involved in dispatching and operation of power system under their management as per the contents specified by the Electricity Regulatory Authority in the Procedure for examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in dispatching and operation of national power system as well as the training time for each position and duties of the titles directly involved in dispatching activities in accordance with the scale and scope of management of such units.

2. For the national dispatching Level, after the time of being trained and issued with the operation Certificate by the Vietnam Electricity Group as stipulated in Clause 1, Article 114 of this Circular, the national dispatching Level must organize its internal examination before recognition of specific title for each trainee.

3. For the regional dispatching level, after the time of being trained and issued with the operation Certificate by the national dispatching Level as stipulated in Clause 2, Article 114 of this Circular, the regional dispatching level must organize its internal examination before recognition of specific title for each trainee.

4. For the provincial dispatching level, after the time of being trained and issued with the operation Certificate by the regional dispatching level as stipulated in Clause 3, Article 114 of this Circular, the power distributing unit must organize its internal examination before recognition of specific title for each trainee.

5. For the district dispatching level, after the time of being trained and issued with the operation Certificate by the provincial dispatching level as stipulated in Clause 4, Article 114 of this Circular, the power distributing unit must organize its internal examination before recognition of specific title for each trainee.

Article 116. Training of operators at power plants, power stations or control centers.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. After being trained and issued with the operation Certificate by the dispatching level with its control authority as stipulated in Article 114 of this Circular, the operation managing unit must organize its internal examination before recognition of specific title for each trainee.

Article 117. General responsibilities

1. During the time of training organization, the superior dispatching level and the dispatching level with its control authority must take part in the training and inspect the training to the operators of inferior dispatching level and the operation managing unit.

2. After recognizing the titles for the trainees, the dispatching levels and the operation managing units shall announce the new titles of the operators directly involved in the dispatching and operation to the relevant units.

3. The dispatchers at dispatching level and operators at power plants, power stations or control center directly involved in the dispatching and operation of power system must be periodically trained and take part in breakdown-troubleshooting exercises, black start and restoration of national power system exercises at least once a year.

Section 2. TRAINING AT NATIONAL POWER SYSTEM

Article 118. Regulation on new training for national dispatchers

1. The person who is trained to become a national dispatcher must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation Certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of national power system and other conditions stipulated by the national dispatching Level.

2. The training time for national dispatcher is at least 18 months.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 119. Regulation on re-training for national dispatcher

1. The national dispatcher who assumes back the position of national dispatcher after being mobilized to another position for 1 year or more must be provided with the re-training as required.

2. The national dispatching Level shall specify the re-training time for the national dispatchers

Article 120. Regulation on training of power system planning and analysis engineer for national power system

1. The person who is trained to become the power system planning and analysis engineer of the national power system must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the national dispatching Level.

2. The training time for engineer of national power system is at least 18 months.

3. Before being recognized the title of power system planning and analysis engineer, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 2, Article 115 of this Circular.

Article 121. Regulation on training for SCADA/EMS engineer of national power system

1. The person who is trained to become SCADA/EMS engineer of national power system must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the national dispatching Level.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. Before being recognized the title of SCADA/EMS engineer, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 2, Article 115 of this Circular.

Section 3. TRAINING AT THE REGIONAL DISPATCHING LEVEL

Article 122. Regulations on new training for regional dispatcher

1. The person who is trained to become the regional dispatcher must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the regional dispatching Level.

2. The training time for regional dispatcher is at least 18 months.

3. Before being recognized the title of regional dispatcher, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 3, Article 115 of this Circular.

Article 123. Regulation on re-training for regional dispatcher

1. The regional dispatcher who assumes back the position of regional dispatcher after being mobilized to another position for 1 year or more must be provided with the re-training as required.

2. The regional dispatching Level shall specify the re-training time for the regional dispatchers

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. The person who is trained to become the power system planning and analysis engineer must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the regional dispatching Level.

2. The training time for power system planning and analysis engineer of regional power system is at least 18 months.

3. Before being recognized the title of power system planning and analysis engineer of regional power system, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 3, Article 115 of this Circular.

Article 125. Regulation on training for SCADA/EMS engineer of regional power system

1. The person who is trained to become the SCADA/EMS engineer of regional power system must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the regional dispatching Level.

2. The training time for SCADA/EMS engineer of regional power system is at least 12 months.

3. Before being recognized the title of SCADA/EMS engineer of regional power system, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 3, Article 115 of this Circular.

Section 4. TRAINING AT PROVINCIAL DISTRIBUTION DISPATCHING LEVEL

Article 126. Regulation on new training for provincial distributing dispatcher

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The training time for provincial distributing dispatcher is at least 12 months.

3. Before being recognized the title of provincial distributing dispatcher, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 4, Article 115 of this Circular.

Article 127. Regulation on re-training for provincial distributing dispatcher

1. The provincial distributing dispatcher who assumes back the position of provincial distributing dispatcher after being mobilized to another position for 1 year or more must be provided with the re-training as required.

2. The power distributing unit shall specify the re-training time for the provincial distributing dispatchers.

Article 128. Regulation on training for engineer of distribution power system

1. The person who is trained to become the power system planning and analysis engineer of distribution power system must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the power distributing unit.

2. The training time for power system planning and analysis engineer of the distribution power system is at least 12 months.

3. Before being recognized the title of power system planning and analysis engineer of the distribution power system, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 4, Article 115 of this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. The person who is trained to become the SCADA/DMS engineer of distribution power system must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the power distributing unit.

2. The training time for SCADA/DMS engineer of distribution power system is at least 09 months.

3. Before being recognized the title of SCADA/DMS engineer of distribution power system, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 4, Article 115 of this Circular.

Section 5. TRAINING AT DISTRICT DISTRIBUTION DISPATCHING LEVEL

Article 130. Regulation on new training of district distributing dispatcher

1. The person who is trained to become the district distributing dispatcher of distribution power system must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the power distributing unit.

2. The training time for district distributing dispatcher is at least 09 months.

3. Before being recognized the title of district distributing dispatcher, the trainee must be tested or examined as prescribed in Clause 5, Article 115 of this Circular.

Article 131. Regulation on re-training for district distributing dispatcher

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

2. The power distributing unit shall specify the re-training time for the district distributing dispatcher.

Section 6. TRAINING AT POWER PLANT, POWER STATION AND CONTROL CENTER

Article 132. Regulation on new training for Chief operator of power plant or control center of power plant

1. The person who is trained to become the Chief operator of power plant or control center of power plant must have work experience or has been trained at all positions of main staff or Team leader of power plant for at least 03 months for each title position and must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the operation managing unit.

2. For new power plant which is prepared to be put into operation, the person who is trained to become the Chief operator of power plant must take part in the running test and commissioning of all main equipment of power plant and be trained and issued with the operation Certificate as stipulated in Article 16 of this Circular and meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the operation managing unit.

3. The training time for Chief operator at large power plant or control center of power plant is at least 18 months and 12 months for small power plant.

4. Before being recognized the title of Chief operator of power plant or control center of power plant, the trainee must be tested or examined as prescribed in Article 116 of this Circular.

Article 133. Regulation on new training for Team leader of power station or control center of power station

1. The person who is trained to become the Team leader of power station or control center of power station must have work experience at the position of operator for at least 03 months and has been trained and issued with the operation Certificate as stipulated in Article 116 of this Circular and must meet all conditions specified in the Procedure issued by the Electricity Regulatory Authority for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system and other conditions defined by the operation managing unit.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

3. Before being recognized the title of Team leader of power station or control center of power station, the trainee must be tested or examined as prescribed in Article 116 of this Circular.

Article 134. Regulation on re-training for Chief operator of power plant and Team leader of power station or control center

1. The Chief operator of power plant and Team leader of power station or control center who assumes back the position of Chief operator or Team leader after being mobilized to another position must learn the procedures and know about the actual operation of power plant, power station or control center.

2. The operation managing unit shall stipulate in detail the re-training time for Chief operator of power plant and Team leader of power station or control center.

Chapter VIII

IMPLEMENTATION ORGANIZATION

Article 135. Implementation organization

1. The Electricity Regulatory Authority is responsible for:

a) Developing and issuing the Procedure for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system, including the following main contents:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

- Contents of training for the titles directly involved in the dispatching and operation at the dispatching levels and operation managing units;

- Examination procedure;

- Form and system of operation Certificate and duration of operation Certificate;

- Management and use of operation Certificate.

b) Inspecting and monitoring the training and issue of operation Certificate from the Vietnam Electricity Group, the dispatching levels and the operation managing Units in accordance with the provisions in Chapter VII of this Circular and the Procedure for examination and issue of operation certificate to the titles directly involved in the dispatching and operation of the national power system

c) Disseminating, guiding and inspecting the implementation of this Circular.

2. The Vietnam Electricity Group is responsible for directing its attached units to follow this Circular.

Article 136. Effect

1. This Circular takes effect from 24 December 2014 and the Decision No. 56/QD-BCN dated 26 November 2001 of the Minister of Industry stipulating the Procedure for dispatching of national power system shall be invalidated from the effective date of this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

 

 

 

FOR THE MINISTER
DEPUTY MINISTER




Cao Quoc Hung

 

 

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Thông tư 40/2014/TT-BCT ngày 05/11/2014 quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


85.639

DMCA.com Protection Status
IP: 3.138.143.72
Hãy để chúng tôi hỗ trợ bạn!