Circular No. 27/2009/TT-BCT regulation on power metering in the competitive generation market

Vietnamese
English
Official Gazette
Content relation
Validity relation
Related Content
Description
Download

BỘ CÔNG THƯƠNG ----------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc -------------------
Số: 27/2009/TT-BCT	Hà Nội, ngày 25 tháng 09 năm 2009

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 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;
Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,

QUY ĐỊNH:

Chương 1.

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định trách nhiệm, trình tự, thủ tục về đầu tư, quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng; thu thập và xử lý số liệu đo đếm điện năng; trình tự, thủ tục giao nhận điện năng; các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đo đếm, thu thập, lưu trữ và xử lý số liệu đo đếm điện năng phục vụ mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này áp dụng đối với các Đơn vị phát điện và các đơn vị cung cấp dịch vụ liên quan đến đo đếm điện năng trong Thị trường phát điện cạnh tranh bao gồm:

1. Các Đơn vị phát điện tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh và các Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện BOT.

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

3. Công ty mua bán điện.

4. Các đơn vị sở hữu, vận hành lưới truyền tải điện.

5. Các đơn vị sở hữu, vận hành lưới phân phối điện.

6. Các đơn vị cung cấp dịch vụ liên quan đến đo đếm điện năng, bao gồm:

a) Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;

b) Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;

c) Đơn vị kiểm toán số liệu đo đếm.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Biến dòng điện (CT) là thiết bị biến đổi dòng điện, mở rộng phạm vi đo dòng điện và điện năng cho hệ thống đo đếm.

2. Biến điện áp (VT) là thiết bị biến đổi điện áp, mở rộng phạm vi đo điện áp và điện năng cho hệ thống đo đếm.

3. Bộ chuyển mạch điện áp là khóa chuyển mạch, mạch logic hoặc rơ le trung gian có chức năng lựa chọn điện áp.

4. Chu kỳ thanh toán là khoảng thời gian thanh toán tiền điện giữa các bên mua bán điện được quy định trong Quy định thị trường điện.

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

6. Công ty mua bán điện (Công ty MBĐ) là đơn vị có chức năng mua buôn điện duy nhất trong thị trường điện và bán buôn cho các Công ty điện lực.

7. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Đơn vị phát điện vào lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối.

8. Đơn vị kiểm toán số liệu đo đếm (Đơn vị kiểm toán SLĐĐ) là đơn vị cung cấp dịch vụ kiểm toán quá trình thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.

9. Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu, quản lý một hay nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện hoặc một hay nhiều nhà máy điện BOT.

10. Đơn vị quản lý lưới điện (Đơn vị QLLĐ) là đơn vị sở hữu, vận hành lưới truyền tải điện hoặc lưới phân phối điện.

11. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm (Đơn vị quản lý SLĐĐ) là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện.

12. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm (Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ) là đơn vị trực tiếp quản lý, vận hành hệ thống đo đếm nằm trong phạm vi quản lý của mình. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có thể là nhà máy điện hoặc Đơn vị quản lý lưới điện.

13. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định (đơn vị TNKĐ) là đơn vị có chức năng thí nghiệm, kiểm định, hiệu chỉnh thiết bị, hệ thống đo đếm và cài đặt chương trình, mật khẩu công tơ.

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

15. Hàng kẹp là thiết bị mà trên đó có các vị trí được sử dụng để đấu nối mạch điện đo đếm.

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

17. Hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm là tập hợp các thiết bị phần cứng, đường truyền thông tin và các chương trình phần mềm thực hiện chức năng thu thập, truyền, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ mua bán, thanh toán trong thị trường điện.

18. Hộp đấu dây là vị trí đấu dây của công tơ, máy biến dòng điện, máy biến áp và có nắp đậy để đảm bảo việc niêm phong kẹp chì.

19. Mạch đo là hệ thống mạch điện liên kết các thiết bị đo đếm để thực hiện chức năng đo đếm điện năng.

20. Mật khẩu mức “Cài đặt” là mức mật khẩu cho phép truy nhập công tơ để cài đặt, thay đổi các thông số và chương trình làm việc của công tơ.

22. Mật khẩu mức “Chỉ đọc” là mức mật khẩu cho phép truy nhập công tơ để đọc số liệu nhưng không cho phép thay đổi các thông số cài đặt và chương trình làm việc của công tơ.

22. Mật khẩu mức “Đồng bộ thời gian” là mức mật khẩu cho phép truy nhập công tơ để đọc số liệu và đồng bộ thời gian của công tơ. Mật khẩu mức này không cho phép cài đặt, thay đổi các thông số và chương trình làm việc của công tơ.

23. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng – Kinh doanh – Chuyển giao.

24. Quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng, thu thập và xử lý số liệu là các hoạt động liên quan đến lắp đặt, kiểm định, lập trình, cài đặt, bảo mật, nghiệm thu, vận hành, xử lý sự cố, thay thế, loại bỏ hệ thống đo đếm, thu thập và xử lý số liệu đo đếm điện năng.

25. Quy định thị trường điện là quy định vận hành thị trường điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh.

26. Số liệu đo đếm là sản lượng điện năng đo được bởi công tơ, sản lượng điện năng tính toán hoặc sản lượng điện năng dựa trên việc ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán trong thị trường điện.

27. Thành viên tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia thị trường phát điện cạnh tranh được quy định trong Quy định thị trường điện.

28. Thị trường điện là Thị trường phát điện cạnh tranh được hình thành và phát triển theo quy định tại Điều 18 Luật Điện lực.

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

30. Thông tin đo đếm là các thông tin về các thiết bị, hệ thống đo đếm và vị trí đo đếm bao gồm đặc tính, các thông số kỹ thuật và các thông tin liên quan đến quản lý, vận hành.

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

32. Trang Web chính thức của thị trường điện là trang thông tin điện tử chính thức của Thị trường phát điện cạnh tranh.

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

Chương 2.

TRÁCH NHIỆM CHUNG CỦA CÁC ĐƠN VỊ TRONG QUẢN LÝ ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG

Điều 4. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện

1. Thỏa thuận, thống nhất với Công ty MBĐ về vị trí đo đếm cho các điểm đấu nối giữa nhà máy điện với lưới điện, vị trí lắp đặt các thiết bị đo đếm thuộc hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng tương ứng với mỗi điểm đấu nối.

Trường hợp có các vị trí đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ thì Đơn vị phát điện phải thỏa thuận, thống nhất với Công ty MBĐ và Đơn vị QLLĐ.

2. Đô thị, lắp đặt, chủ trì nghiệm thu, kiểm định, thay thế, loại bỏ hệ thống đo đếm, hệ thống niêm phong kẹp chì, thiết bị phục vụ thu thập và truyền số liệu đo đếm.

3. Quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu đối với các vị trí đo đếm nằm trong nhà máy điện.

Ký hợp đồng quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm với Đơn vị QLLĐ trong trường hợp có các vị trí đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ.

4. Phối hợp với Đơn vị quản lý SLĐĐ, Công ty MBĐ và Đơn vị QLLĐ trong việc quản lý, bảo mật, cung cấp, xác nhận số liệu đo đếm, kiểm tra, kiểm định và xử lý sự cố các hệ thống đo đếm.

Điều 5. Trách nhiệm của Công ty mua bán điện

1. Thỏa thuận và thống nhất với Đơn vị phát điện về các vị trí đo đếm theo quy định tại khoản 1 Điều 4 của Thông tư này.

2. Phối hợp với các bên liên quan xác nhận chỉ số công tơ và các số liệu đo đếm điện năng làm căn cứ thanh toán tiền điện.

3. Căn cứ số liệu đo đếm thực hiện thanh toán, quyết toán điện năng giao nhận, mua bán với các Đơn vị phát điện.

Điều 6. Trách nhiệm của Đơn vị quản lý lưới điện

1. Thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ về các vị trí đo đếm trong trường hợp có các vị trí đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ.

2. Ký hợp đồng cung cấp dịch vụ quản lý vận hành, bảo mật, cung cấp, xác nhận số liệu đo đếm và bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu với Đơn vị phát điện trong trường hợp có các vị trí đo đếm nằm trong trạm điện của Đơn vị QLLĐ.

Điều 7. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. Xây dựng tiêu chuẩn và quy trình lựa chọn Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị kiểm toán SLĐĐ trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

2. Lựa chọn Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị kiểm toán SLĐĐ trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

3. Ký kết hợp đồng cung cấp dịch vụ với Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị kiểm toán SLĐĐ.

4. Quản lý, sử dụng và công bố các số liệu đo đếm trên trang web chính thức của thị trường điện phục vụ thanh toán và điều hành thị trường điện.

Điều 8. Trách nhiệm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm

1. Cung cấp, quản lý vận hành các thiết bị, chương trình, phần mềm thuộc hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đặt tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ.

Cung cấp, quản lý vận hành đường truyền thu thập số liệu đo đếm tính từ cổng giao tiếp của thiết bị phục vụ thu thập số liệu đặt tại vị trí đo đếm.

2. Cung cấp số liệu đo đếm cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ và các đơn vị có liên quan theo Quy định thị trường điện. Chịu trách nhiệm về sự đầy đủ và chính xác của các số liệu đo đếm phục vụ mục đích thanh toán trong thị trường điện.

Điều 9. Trách nhiệm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định

1. Thí nghiệm, kiểm định các thiết bị đo đếm và mạch đo.

2. Cài đặt các thông số và các mức mật khẩu cho công tơ, quản lý, cung cấp các mức mật khẩu của công tơ theo phân cấp.

Thực hiện và đề xuất các biện pháp niêm phong kẹp chì các thiết bị đo đếm và mạch đo để đảm bảo tính bảo mật của hệ thống đo đếm.

Điều 10. Trách nhiệm của Đơn vị kiểm toán số liệu đo đếm

1. Thực hiện kiểm toán quy trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ định kỳ hàng năm để đánh giá sự chính xác của quá trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm hoặc kiểm toán đột xuất khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

2. Bảo mật các thông tin liên quan đến hoạt động kiểm toán.

Chương 3.

VỊ TRÍ ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG VÀ YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI HỆ THỐNG ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG

MỤC 1. THIẾT LẬP VỊ TRÍ ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG VÀ HỆ THỐNG ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG

Điều 11. Vị trí đo đếm điện năng

1. Nguyên tắc xác định

a) Vị trí đo đếm được xác định phải trùng hoặc liền kề với điểm đấu nối;

b) Trường hợp không đủ điều kiện để bố trí hệ thống đo đếm theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều này, Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ phải thỏa thuận vị trí đo đếm điện năng thay thế đồng thời xác định phương thức quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm thay thế về điểm đấu nối.

Trong trường hợp vị trí đo đếm điện năng thay thế đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ thì Đơn vị phát điện phải thỏa thuận, thống nhất với Công ty MBĐ và Đơn vị QLLĐ về vị trí đo đếm đồng thời thỏa thuận với Công ty MBĐ phương thức quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm về điểm đấu nối;

c) Trường hợp vị trí đo đếm không đảm bảo đo đếm chính xác điện năng mua bán, Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ phải thống nhất phương thức tính toán điện năng quy đổi về điểm đấu nối.

2. Trường hợp cụ thể

a) Điểm đấu nối thuộc nhà máy điện

- Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng hoặc đầu cực các phía cao, trung áp của máy biến áp nâng áp và phía cao áp của máy biến áp tự dùng dự phòng nhận điện của điểm đấu nối, trừ trường hợp có thỏa thuận khác;

- Vị trí đo đếm dự phòng 1 được xác định tại các xuất tuyến lộ đường dây của nhà máy điện, trừ trường hợp có thỏa thuận khác;

- Vị trí đo đếm dự phòng 2 được xác định theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ;

b) Điểm đấu nối không thuộc nhà máy điện

- Trường hợp nhà máy điện có một đường dây liên hệ với điểm đấu nối và không có điện năng đi vòng qua thanh cái của nhà máy điện thì vị trí đo đếm chính và dự phòng 1 trùng hoặc liền kề với điểm đấu nối;

- Vị trí đo đếm dự phòng 2 được xác định theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ;

- Trường hợp nhà máy có từ 2 đường dây trở lên và có điện năng vòng qua thanh cái nhà máy điện thì vị trí đo đếm được chọn theo quy định tại điểm a khoản 2 Điều này.

Điều 12. Hệ thống đo đếm điện năng

1. Tại mỗi vị trí đo đếm phải bố trí hệ thống đo đếm chính và hai hệ thống đo đếm dự phòng (dự phòng 1 và dự phòng 2).

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

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

a) Thay thế cho hệ thống đo đếm chính, làm cơ sở tính toán các đại lượng mua bán điện trong trường hợp hệ thống đo đếm chính hoạt động không chính xác hoặc bị sự cố;

b) Giám sát, kiểm tra kết quả đo đếm của hệ thống đo đếm chính trong điều kiện hệ thống đo đếm chính làm việc bình thường;

c) Kết hợp với hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng khác để tính toán sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong một số trường hợp đặc biệt.

MỤC 2. YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI HỆ THỐNG ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG VÀ TRUYỀN SỐ LIỆU

Điều 13. Cấu hình tối thiểu của hệ thống đo đếm điện năng

Cấu hình tối thiểu của hệ thống đo đếm điện năng bao gồm:

1. Biến dòng điện.

2. Biến điện áp.

3. Công tơ đo đếm điện năng.

4. Mạch điện và cáp nhị thứ.

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

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

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

Điều 14. Yêu cầu kỹ thuật của công tơ đo đếm điện năng

1. Yêu cầu chung

a) Là loại 3 pha 4 dây;

b) Kiểu điện tử tích hợp chức năng và có thể lập trình được;

c) Có nhiều biểu giá;

d) Đo đếm điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát riêng biệt theo 4 góc phần tư;

đ) Có chức năng đo công suất cực đại, ghi biểu đồ phụ tải tổng;

e) Có tính năng kết nối với máy tính, thu thập, đọc số liệu tại chỗ và từ xa;

g) Được cấp nguồn từ hệ thống điện áp thứ cấp đo lường và phải đảm bảo duy trì hoạt động khi mất điện áp 1 hoặc 2 pha bất kỳ;

h) Có nhiều mức mật khẩu;

i) Có các vị trí niêm phong, kẹp chì đảm bảo không thể tiếp cận với các đầu cực đấu dây và thay đổi các thông số cài đặt trong công tơ nếu không phá bỏ chì niêm phong;

k) Có chức năng lưu trữ thông tin đo đếm, biểu đồ phụ tải ít nhất 60 ngày với chu kỳ ghi giá trị đo đếm không quá 30 phút.

2. Yêu cầu về cấp chính xác

a) Công tơ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 với điện năng tác dụng theo tiêu chuẩn IEC 62053-22 và 2,0 với điện năng phản kháng theo tiêu chuẩn IEC 62053-23 hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương;

b) Công tơ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 với điện năng tác dụng theo tiêu chuẩn IEC 62053-22 và 2,0 với điện năng phản kháng theo tiêu chuẩn IEC 62053-23 hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.

Điều 15. Yêu cầu kỹ thuật của biến dòng điện sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng

1. Yêu cầu chung

a) Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng;

b) Giá trị dòng điện thứ cấp danh định là 1A hoặc 5A;

c) Có vị trí niêm phong kẹp chì tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong.

2. Yêu cầu về cấp chính xác

a) Biến dòng điện phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 theo tiêu chuẩn IEC 60044-1 hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương;

b) Biến dòng điện phục vụ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 theo tiêu chuẩn IEC 60044-1 hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.

Điều 16. Yêu cầu kỹ thuật của biến điện áp sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng

1. Yêu cầu chung

a) Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng;

b) Giá trị điện áp hệ thống thứ cấp danh định là 100V hoặc 110V;

c) Có vị trí niêm phong tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong.

2. Yêu cầu về cấp chính xác

a) Biến điện áp phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 theo tiêu chuẩn IEC 60044-2 đối với biến điện áp kiểu cảm ứng, tiêu chuẩn IEC 60044-5 đối với biến điện áp kiểu tụ hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương;

b) Biến điện áp phục vụ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 theo tiêu chuẩn IEC 60044-2 đối với biến điện áp kiểu cảm ứng, tiêu chuẩn IEC 60044-5 đối với biến điện áp kiểu tụ hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.

Điều 17. Yêu cầu kỹ thuật của mạch đo đếm

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

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

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

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

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

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

Điều 18. Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm

1. Các công tơ đo đếm điện năng phải được kết nối với hệ thống đọc số liệu công tơ từ xa phù hợp với chuẩn kết nối và phần mềm thu thập số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ.

2. Cổng thông tin, thiết bị truyền tin tích hợp và modem trong công tơ phải phù hợp với chuẩn kết nối của Đơn vị quản lý SLĐĐ và cho phép thực hiện kết nối từ xa với công tơ từ máy tính đặt tại chỗ và từ trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ.

3. Định dạng file dữ liệu và chuẩn giao diện kết nối do Đơn vị quản lý SLĐĐ cung cấp tùy thuộc vào mô hình thu thập thông tin và phương thức truyền số liệu đo đếm.

4. Hệ thống thu thập số liệu phải bao gồm máy tính đặt tại chỗ và máy tính chủ đặt tại Đơn vị quản lý SLĐĐ. Số liệu đo đếm thu thập tại máy tính đặt tại chỗ phải được truyền về cơ sở dữ liệu của máy tính chủ.

5. Môi trường truyền thông tin có thể sử dụng là các hệ thống vô tuyến hoặc hữu tuyến, đảm bảo tương thích với các thiết bị thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng đặt tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ. Môi trường và phương thức truyền tin phải được bảo mật chống xâm nhập trái phép.

6. Thiết bị thông tin ghép nối với công tơ đo đếm điện năng phải được lắp đặt thiết bị chống sét thích hợp để tránh ảnh hưởng của xung sét lan truyền qua mạng thông tin gây hư hỏng cho công tơ.

7. Các thiết bị được lắp đặt trong tủ bảng phải phù hợp yêu cầu an toàn và thuận tiện cho công tác quản lý.

8. Hệ thống truyền dữ liệu, định dạng file dữ liệu và các chuẩn giao diện kết nối của hệ thống đo đếm phải tuân thủ Quy định tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống truyền số liệu đo đếm do Đơn vị quản lý SLĐĐ xây dựng quy định tại Điều 32 của Thông tư này.

Điều 19. Yêu cầu chức năng của hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm

Hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm phải có các chức năng sau đây:

1. Việc thu thập số liệu đo đếm của các công tơ thuộc phạm vi của Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ cho phép thực hiện theo hai hình thức:

a) Tự động hàng ngày tại thời điểm định trước;

b) Thực hiện bằng tay khi có yêu cầu.

2. Việc thực hiện truyền số liệu đo đếm về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cho phép thực hiện theo hai hình thức:

a) Tự động truyền về Đơn vị quản lý SLĐĐ sau khi kết thúc quá trình đọc số liệu công tơ đo đếm điện năng;

b) Thực hiện bằng tay khi có yêu cầu.

3. Quản lý số liệu đo đếm:

a) Lưu trữ số liệu đo đếm tại máy tính đặt tại chỗ sau khi đọc về từ công tơ;

b) Tự động hiệu chỉnh số liệu đo đếm theo phương thức tính toán quy đổi số liệu đo đếm thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ. Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm cài đặt chương trình tính toán quy đổi số liệu đo đếm cho các máy tính đặt tại chỗ và có biện pháp mã hóa để tránh sự thay đổi trái phép;

c) Lưu trữ số liệu đã được hiệu chỉnh.

4. Quản lý thời gian, lịch đọc và thu thập số liệu.

5. Quản lý truy cập bao gồm mã số và quyền truy cập hệ thống của người sử dụng.

6. Quản lý thông tin đo đếm:

a) Quản lý danh mục các thiết bị đo đếm;

b) Quản lý khai báo thông tin điểm đo đếm và hệ thống đo đếm;

c) Quản lý thông tin kỹ thuật của thiết bị và hệ thống đo đếm.

Điều 20. Yêu cầu chức năng của hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm

Hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ phải có các chức năng sau đây:

1. Thu thập số liệu đo đếm từ vị trí đo đếm về Đơn vị quản lý SLĐĐ thông qua máy tính đặt tại chỗ của Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ.

2. Thu thập số liệu đo đếm thông qua việc kết nối đọc số liệu trực tiếp giữa chương trình đọc số liệu công tơ của Đơn vị quản lý SLĐĐ đến công tơ thuộc phạm vi của Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ.

3. Việc thu thập số liệu đo đếm cho phép thực hiện theo hai hình thức:

a) Tự động hàng ngày tại thời điểm định trước;

b) Thực hiện bằng tay khi có yêu cầu.

4. Đồng bộ thời gian với nguồn thời gian chuẩn cho tất cả các công tơ trong hệ thống.

5. Quản lý số liệu đo đếm:

a) Lưu trữ số liệu sau khi đọc về từ công tơ;

b) Kiểm tra đối chiếu, hiệu chỉnh và bổ sung số liệu đo đếm;

c) Lưu trữ số liệu đã được hiệu chỉnh.

6. Quản lý thời gian, lịch đọc và thu thập số liệu.

7. Quản lý truy cập bao gồm mã số và quyền truy cập hệ thống của người sử dụng.

8. Quản lý thông tin đo đếm:

a) Quản lý thông tin danh sách đo đếm của các Đơn vị phát điện;

b) Quản lý khai báo thông tin vị trí đo đếm và hệ thống đo đếm;

c) Quản lý thông tin kỹ thuật của thiết bị và hệ thống đo đếm.

9. Kết nối, chia sẻ số liệu với chương trình phần mềm của Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ.

Điều 21. Yêu cầu kỹ thuật đối với niêm phong kẹp chì và bảo mật

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

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

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

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

Chương 4.

QUẢN LÝ, VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG, THU THẬP VÀ XỬ LÝ SỐ LIỆU

MỤC 1. LẮP ĐẶT, NGHIỆM THU, THAY THẾ VÀ LOẠI BỎ HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ TRUYỀN SỐ LIỆU

Điều 22. Thỏa thuận vị trí đo đếm

1. Sau khi có thỏa thuận đấu nối, Đơn vị phát điện phải thỏa thuận và thống nhất với Công ty MBĐ về vị trí đo đếm, thiết kế của hệ thống đo đếm, truyền số liệu và phương thức quy đổi số liệu đo đếm.

Trong trường hợp có các vị trí đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ thì Đơn vị phát điện phải thỏa thuận, thống nhất với Công ty MBĐ và Đơn vị QLLĐ.

2. Khi có thay đổi hoặc phát sinh vị trí đo đếm mới, đơn vị yêu cầu vị trí đo đếm mới phải thông báo và thỏa thuận với các đơn vị liên quan về vị trí đo đếm, thiết kế của hệ thống đo đếm, truyền số liệu và các phương thức quy đổi số liệu đo đếm.

Điều 23. Đầu tư, lắp đặt hệ thống đo đếm và truyền số liệu

Sau khi các đơn vị liên quan đạt được thỏa thuận về vị trí đo đếm, thiết kế hệ thống đo đếm và truyền số liệu thì Đơn vị phát điện phải có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ về nội dung thỏa thuận, đồng thời các đơn vị liên quan có trách nhiệm thực hiện các công việc sau:

1. Đơn vị phát điện

a) Đầu tư, lắp đặt các thiết bị đo đếm, hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập số liệu đo đếm tại vị trí đo đếm bao gồm cả máy tính đặt tại chỗ và thiết bị phục vụ thu thập số liệu;

b) Đảm bảo vị trí đo đếm phù hợp với thỏa thuận giữa các đơn vị liên quan quy định tại khoản 1 Điều 22 của Thông tư này;

c) Đảm bảo hệ thống đo đếm và thu thập số liệu đặt tại chỗ đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật, phù hợp với thiết kế đã được thỏa thuận và các văn bản quy phạm pháp luật về đo lường có liên quan;

d) Ký hợp đồng với Đơn vị TNKĐ tiến hành các công việc sau:

- Thí nghiệm, kiểm định ban đầu các thiết bị đo đếm, lập trình, cài đặt các thông số làm việc của công tơ thuộc các hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý của mình. Việc thí nghiệm, kiểm định phải tuân thủ các quy trình, quy định hiện hành và phải có kết luận về sự chính xác của thiết bị và hệ thống đo đếm;

- Thực hiện các biện pháp niêm phong kẹp chì các thiết bị đo đếm bao gồm công tơ, CT, VT, mạch đo, hàng kẹp, tủ trung gian đảm bảo tính bảo mật của hệ thống đo đếm thuộc phạm vi quản lý của mình;

đ) Cung cấp cho Đơn vị quản lý SLĐĐ các thông tin bao gồm vị trí đo đếm, đặc tính kỹ thuật các thiết bị đo đếm, thiết kế của hệ thống đo đếm, truyền số liệu và các phương thức quy đổi số liệu đo đếm;

e) Phối hợp với Đơn vị quản lý SLĐĐ tiến hành kiểm tra toàn bộ hệ thống đo đếm và thu thập số liệu.

2. Đơn vị quản lý lưới điện

Trong trường hợp vị trí đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ, Đơn vị QLLĐ có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị phát điện trong quá trình lắp đặt hệ thống đo đếm; phối hợp với Đơn vị phát điện, Đơn vị quản lý SLĐĐ tiến hành kiểm tra toàn bộ hệ thống đo đếm và thu thập số liệu.

3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm

a) Cấp phát mã vị trí đo đếm và mã địa chỉ của các công tơ cho hệ thống đo đếm mới lắp đặt;

b) Bổ sung cơ sở dữ liệu đo đếm tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ để phục vụ công tác quản lý vận hành và đảm bảo việc thu thập và xử lý số liệu đo đếm liên quan đến hệ thống đo đếm mới lắp đặt;

c) Cung cấp, lắp đặt đường truyền dữ liệu đo đếm từ các vị trí đo đếm về trung tâm thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ;

d) Phối hợp với Đơn vị phát điện và Đơn vị QLLĐ (trong trường hợp hệ thống đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ) kiểm tra toàn bộ hệ thống đo đếm và thu thập số liệu, bao gồm cả hệ thống truyền số liệu về trung tâm thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ;

đ) Cài đặt các phần mềm thu thập và xử lý số liệu đo đếm tại máy tính đặt tại chỗ, mã hóa các số liệu đo đếm điện năng sau khi được đọc và truyền về máy tính đặt tại chỗ đảm bảo ngăn chặn mọi sự thay đổi trái phép số liệu đo đếm trước khi được truyền về trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ.

Điều 24. Nghiệm thu hệ thống đo đếm và thu thập số liệu

1. Sau khi hoàn thành việc lắp đặt hệ thống đo đếm và thu thập số liệu, Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi kế hoạch nghiệm thu tới Công ty MBĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ, Đơn vị TNKĐ và Đơn vị QLLĐ (trong trường hợp hệ thống đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ) để đề nghị nghiệm thu và chủ trì, tổ chức nghiệm thu.

2. Văn bản đề nghị nghiệm thu phải được gửi tới các đơn vị liên quan ít nhất 14 ngày trước ngày nghiệm thu theo kế hoạch. Trong văn bản này, đơn vị chủ trì nghiệm thu phải gửi kèm các hồ sơ liên quan khẳng định hệ thống đo đếm, thu thập số liệu đã được lắp đặt, kiểm định, niêm phong kẹp chì đúng quy định và kèm theo các biên bản kiểm tra, kiểm định theo quy định hiện hành.

3. Thành phần tham gia nghiệm thu bao gồm:

a) Đơn vị phát điện;

b) Công ty MBĐ;

c) Đơn vị quản lý SLĐĐ;

d) Đơn vị QLLĐ (trong trường hợp hệ thống đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị QLLĐ);

đ) Đơn vị TNKĐ.

4. Trong quá trình nghiệm thu hệ thống đo đếm và thu thập số liệu, Đơn vị TNKĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm:

a) Đơn vị TNKĐ

- Cung cấp cho Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, Đơn vị phát điện (trong trường hợp hệ thống đo đếm thuộc trạm điện của Đơn vị QLLĐ) và Công ty MBĐ biên bản kiểm tra, kiểm định, cài đặt công tơ và mật khẩu mức “Chỉ đọc”. Ngoài ra phải xác định rõ biện pháp bảo mật và các vị trí niêm phong kẹp chì;

- Cung cấp cho Đơn vị quản lý SLĐĐ mật khẩu “Đồng bộ thời gian” cùng các thông tin liên quan tới vị trí đo đếm để Đơn vị quản lý SLĐĐ cập nhật chương trình quản lý cơ sở dữ liệu đo đếm của mình;

- Lưu biên bản kiểm tra, kiểm định, các hồ sơ, thông số kỹ thuật liên quan đến thiết bị và hệ thống đo đếm;

- Lưu trữ, bảo mật mật khẩu mức “Cài đặt” của công tơ. Chịu trách nhiệm trước pháp luật về việc bảo mật của mật khẩu mức “Cài đặt” và sự chính xác của các số liệu đã lập trình, cài đặt trong công tơ;

b) Đơn vị quản lý SLĐĐ

- Cung cấp cho Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, Đơn vị phát điện (trong trường hợp hệ thống đo đếm thuộc trạm điện của Đơn vị QLLĐ) và Công ty MBĐ các biên bản kiểm tra, thử nghiệm hệ thống thu thập số liệu;

- Lưu trữ biên bản kiểm tra, các hồ sơ, thông số kỹ thuật liên quan đến thiết bị thu thập số liệu đo đếm.

5. Hệ thống đo đếm điện năng và thu thập số liệu chỉ được đưa vào vận hành sau khi tất cả các đơn vị tham gia nghiệm thu ký vào biên bản nghiệm thu.

6. Đơn vị chủ trì nghiệm thu có trách nhiệm lưu giữ toàn bộ hồ sơ bao gồm: tài liệu kỹ thuật, biên bản thử nghiệm, biên bản nghiệm thu của các hệ thống đo đếm và truyền số liệu, đồng thời gửi cho các đơn vị liên quan mỗi đơn vị một bộ.

Điều 25. Thay thế thiết bị đo đếm và thông số cài đặt

Việc thay đổi thiết bị đo đếm, các thông số cài đặt của công tơ đo đếm hay các số liệu lưu trong công tơ đo đếm phải tuân theo trình tự sau:

1. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có thiết bị cần thay thế, cài đặt lại thông số phải thông báo với Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ, Công ty MBĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị phát điện. Việc thay thế thiết bị đo đếm và thông số cài đặt phải có sự thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ. Trong trường hợp Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ là Đơn vị QLLĐ thì phải có sự thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện, Công ty MBĐ và Đơn vị QLLĐ.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp thiết bị thay thế và ký hợp đồng với Đơn vị TNKĐ để thực hiện thí nghiệm, kiểm định thiết bị thay thế, kiểm tra, cài đặt lại các thông số mới; đồng thời chủ trì, tổ chức nghiệm thu hệ thống đo đếm sau khi việc thay thế thiết bị, cài đặt lại thông số đo đếm được hoàn thành. Các thủ tục nghiệm thu được quy định tại Điều 24 của Thông tư này.

3. Đơn vị quản lý SLĐĐ phải cập nhật những thông số thay đổi của các thiết bị đo đếm vào cơ sở dữ liệu đo đếm và chương trình thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm tại máy tính đặt tại chỗ và tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm.

Điều 26. Loại bỏ vị trí đo đếm

1. Trường hợp có một hoặc nhiều vị trí đo đếm điện năng thuộc phạm vi quản lý của Đơn vị phát điện bị loại bỏ vì lý do thay đổi kết cấu đấu nối thiết bị, thay đổi phương thức vận hành, thay đổi phương thức mua bán điện hoặc các lý do khác, Đơn vị phát điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản kế hoạch loại bỏ vị trí đo đếm tới Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ, Công ty MBĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị QLLĐ (trong trường hợp vị trí đo đếm bị loại bỏ nằm trong trạm điện của Đơn vị QLLĐ), đồng thời cùng Công ty MBĐ thống nhất cách tính toán điện năng giao nhận sau khi loại bỏ vị trí đo đếm.

Văn bản thông báo phải được gửi tới các đơn vị liên quan ít nhất 14 ngày trước ngày thực hiện việc loại bỏ vị trí đo đếm theo kế hoạch.

2. Thành phần tham gia loại bỏ vị trí đo đếm bao gồm:

a) Đơn vị phát điện;

b) Công ty MBĐ;

c) Đơn vị quản lý SLĐĐ;

d) Đơn vị QLLĐ (trong trường hợp Đơn vị QLLĐ là đơn vị quản lý vận hành vị trí đo đếm bị loại bỏ);

đ) Đơn vị TNKĐ (trong trường hợp hệ thống đo đếm phải được kiểm tra trước khi vị trí đo đếm bị loại bỏ).

3. Trong quá trình loại bỏ vị trí đo đếm, các đơn vị tham gia phải thực hiện các thủ tục sau:

a) Chốt chỉ số công tơ tại thời điểm chính thức loại bỏ vị trí đo đếm;

b) Lập biên bản xác nhận việc loại bỏ vị trí đo đếm, trong đó thể hiện các thông tin: vị trí đo đếm đã bị loại bỏ, thời điểm chính thức loại bỏ vị trí đo đếm, các thông tin đo đếm của vị trí đo đếm đó cùng các nội dung công việc đã thực hiện. Biên bản xác nhận phải có dấu và chữ ký của đại diện các đơn vị liên quan;

c) Trong trường hợp cần thiết, các đơn vị có thể yêu cầu kiểm tra tình trạng hoạt động của hệ thống đo đếm tại thời điểm trước khi loại bỏ vị trí đo đếm.

4. Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi kết quả loại bỏ vị trí đo đếm cùng các hồ sơ liên quan tới Đơn vị quản lý SLĐĐ để cập nhật vào cơ sở dữ liệu và chương trình thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm phục vụ vận hành và thanh toán trong thị trường điện.

Điều 27. Quản lý thông tin đo đếm

Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm quản lý thông tin liên quan đến hệ thống đo đếm bao gồm:

1. Bản vẽ xác định các vị trí đo đếm.

2. Bản vẽ hoàn công sơ đồ lắp đặt hệ thống đo đếm.

3. Mã vị trí đo đếm, tên vị trí đo đếm, ngày áp dụng.

4. Thông số và đặc tính của công tơ, CT, VT thuộc các hệ thống đo đếm chính và dự phòng, bao gồm:

a) Số chế tạo công tơ, VT, CT;

b) Mã hiệu công tơ, VT, CT;

c) Loại thiết bị và kiểu của công tơ;

d) Tỷ số biến VT, CT, hệ số nhân của công tơ;

đ) Biên bản thử nghiệm công tơ, VT, CT;

e) Biên bản cài đặt công tơ;

g) Phương pháp niêm phong, kẹp chì cho công tơ và hệ thống đo đếm;

5. Chi tiết về kết nối thông tin số liệu bao gồm:

a) Mã địa chỉ công tơ để truy cập số liệu;

b) Mật khẩu mức “Chỉ đọc”;

c) Loại thiết bị kết nối và số chế tạo;

6. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm cung cấp các thông tin hệ thống đo đếm cùng các thông tin chi tiết cho Công ty MBĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ để cập nhật vào cơ sở dữ liệu và chương trình thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm phục vụ vận hành và thanh toán trong thị trường điện.

MỤC 2. LẬP TRÌNH CÀI ĐẶT VÀ BẢO MẬT

Điều 28. Lập trình cài đặt và quản lý mật khẩu công tơ

Sau khi lắp đặt công tơ, Đơn vị TNKĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ nơi có công tơ lắp đặt phải thực hiện các công việc sau:

1. Đơn vị TNKĐ

a) Tiến hành lập trình cài đặt các thông số làm việc của công tơ;

b) Thiết lập, quản lý và lưu trữ mật khẩu các mức: “Chỉ đọc”, “Đồng bộ thời gian”, “Cài đặt” kèm theo danh mục các công tơ tương ứng. Chịu trách nhiệm trước pháp luật về tính bảo mật của các mức mật khẩu;

c) Cung cấp cho tất cả các đơn vị liên quan mật khẩu mức “Chỉ đọc” của công tơ;

d) Cung cấp cho Đơn vị quản lý SLĐĐ mật khẩu mức “Đồng bộ thời gian” của công tơ;

đ) Chịu trách nhiệm trước Đơn vị phát điện và trước pháp luật về tính bảo mật của các thiết bị đường niêm phong kẹp chì.

2. Đơn vị quản lý SLĐĐ

a) Đồng bộ thời gian cho công tơ trong quá trình vận hành và đảm bảo tính bảo mật của mật khẩu mức “Đồng bộ thời gian” do Đơn vị TNKĐ cung cấp;

b) Chịu trách nhiệm trước các đơn vị liên quan và trước pháp luật về tính bảo mật của mật khẩu mức “Đồng bộ thời gian”.

3. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm bảo mật mật khẩu mức “Chỉ đọc”.

Điều 29. Quản lý niêm phong kẹp chì công tơ và hệ thống đo đếm

1. Đơn vị TNKĐ có trách nhiệm tiến hành niêm phong kẹp chì cho công tơ đo đếm và các thiết bị có liên quan trong hệ thống đo đếm trước khi hệ thống đo đếm được đưa vào vận hành. Việc tiến hành niêm phong kẹp chì hoặc tháo bỏ niêm phong kẹp chì của hệ thống đo đếm do Đơn vị TNKĐ thực hiện và phải có sự chứng kiến của Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ.

2. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm quản lý hệ thống đo đếm, đảm bảo các niêm phong kẹp chì không bị xâm phạm trái phép và chịu trách nhiệm trước pháp luật về việc quản lý niêm phong kẹp chì công tơ và hệ thống đo đếm.

3. Đơn vị TNKĐ có trách nhiệm quản lý dụng cụ niêm phong kẹp chì, đảm bảo các dụng cụ niêm phong kẹp chì được sử dụng đúng mục đích và hợp pháp.

Điều 30. Quản lý hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm

Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm trong việc quản lý hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm như sau:

1. Đơn vị quản lý SLĐĐ

a) Lập và bảo mật các thông số, cài đặt cho chương trình phần mềm đọc số liệu công tơ tại chỗ và tại trung tâm thu thập và xử lý số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ;

b) Thiết lập và triển khai biện pháp bảo mật cho hệ thống truyền số liệu từ máy tính đặt tại chỗ về trung tâm thu thập và xử lý số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ để đảm bảo tính chính xác, tin cậy của số liệu đo đếm.

2. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ

a) Bảo mật các thông số cài đặt cho chương trình phần mềm đọc số liệu công tơ trong phạm vi quản lý của mình;

b) Trong mọi trường hợp, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ không được can thiệp vào chương trình đọc và truyền số liệu để sửa đổi các thông số cài đặt và các số liệu đọc từ công tơ về máy tính đặt tại chỗ.

MỤC 3. VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG

Điều 31. Trách nhiệm vận hành hệ thống đo đếm

1. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm quản lý, theo dõi vận hành, bảo dưỡng, thay thế các hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý của mình đảm bảo tính chính xác, ổn định, tin cậy và bảo mật của các hệ thống đo đếm.

2. Trong quá trình quản lý vận hành, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm thường xuyên theo dõi, kiểm tra tình trạng hoạt động của các hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý của mình. Trường hợp phát hiện bất thường hoặc sự cố trong hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ phải thông báo ngay cho Đơn vị quản lý SLĐĐ, Công ty MBĐ và các đơn vị liên quan để phối hợp xử lý. Quá trình xử lý sự cố được thực hiện theo quy định tại Điều 35 của Thông tư này.

3. Việc thay thế thiết bị, công nghệ áp dụng cho hệ thống đo đếm chỉ được thực hiện khi có sự thỏa thuận và thống nhất giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ. Việc thay thế thiết bị đo đếm, các thông số cài đặt được quy định tại Điều 25 của Thông tư này.

4. Việc tháo bỏ niêm phong kẹp chì công tơ và hệ thống đo đếm chỉ do Đơn vị TNKĐ thực hiện trong trường hợp thay thế, kiểm định, thí nghiệm và xử lý sự cố hệ thống đo đếm.

5. Số liệu đo đếm phải được thu thập, lưu trữ trong các công tơ và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm theo chu kỳ 30 phút. Đồng hồ thời gian của công tơ đo đếm và thiết bị truy cập số liệu được đồng bộ với thời gian chuẩn của Việt Nam với sai số cho phép ±5 giây. Nguồn thời gian chuẩn được lấy từ hệ thống định vị toàn cầu (GPS).

6. Mức độ chính xác của công tơ và các thiết bị đo đếm phải được duy trì theo cấp chính xác tiêu chuẩn của thiết bị.

Điều 32. Trách nhiệm xây dựng tiêu chuẩn kỹ thuật, quy trình vận hành hệ thống đo đếm và thu thập, quản lý số liệu đo đếm

1. Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các văn bản dưới đây:

a) Quy trình đồng bộ thời gian;

b) Quy trình kiểm tra số liệu đo đếm;

c) Quy trình xác định và ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện;

d) Quy định tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống truyền số liệu đo đếm.

2. Đơn vị quản lý SLĐĐ phải phối hợp với Đơn vị phát điện, Công ty MBĐ và các bên liên quan trong quá trình xây dựng các quy trình này.

Điều 33. Kiểm định định kỳ và bất thường hệ thống đo đếm

1. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm chủ trì thực hiện kiểm định ban đầu, nghiệm thu lắp đặt, kiểm định định kỳ, bất thường và xử lý sự cố tất cả các thiết bị trong hệ thống đo đếm thuộc đơn vị mình quản lý.

2. Kiểm định định kỳ

a) Kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm do Đơn vị TNKĐ thực hiện, theo đúng yêu cầu và chu kỳ do cơ quan quản lý nhà nước về đo lường quy định;

b) Quá trình kiểm định chỉ được thực hiện khi có sự chứng kiến của Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ;

c) Đơn vị TNKĐ có trách nhiệm xây dựng, thỏa thuận với Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ về kế hoạch kiểm định định kỳ. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm thông báo bằng văn bản về kế hoạch kiểm định định kỳ đến Công ty MBĐ, Đơn vị phát điện và Đơn vị quản lý SLĐĐ bằng văn bản trước ít nhất là mười bốn (14) ngày làm việc trước ngày kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm.

Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ khi nhận được thông báo của Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, Công ty MBĐ, Đơn vị phát điện và Đơn vị quản lý SLĐĐ phải trả lời bằng văn bản về việc thống nhất với kế hoạch kiểm định định kỳ. Trường hợp không thống nhất với kế hoạch kiểm định định kỳ dự kiến, các bên liên quan phải đưa ra lý do hợp lý và đề xuất kế hoạch mới;

d) Trường hợp công tơ và hệ thống đo đếm không được kiểm định định kỳ theo đúng quy định tại khoản 2 Điều này, Công ty MBĐ và Đơn vị phát điện có quyền trình vụ việc đến Cục Điều tiết điện lực giải quyết theo quy định tại Điều 48 của Thông tư này.

3. Kiểm định bất thường

a) Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ có quyền yêu cầu kiểm định bất thường công tơ và hệ thống đo đếm vào bất cứ thời điểm nào;

b) Trường hợp kiểm định theo yêu cầu của Đơn vị phát điện: Đơn vị phát điện phải thông báo cho Công ty MBĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ ít nhất là mười bốn (14) ngày làm việc trước ngày dự kiến kiểm định và chỉ được tiến hành sau khi Công ty MBĐ có văn bản chấp thuận;

c) Trường hợp kiểm định theo yêu cầu của Công ty MBĐ: Công ty MBĐ phải thông báo cho Đơn vị phát điện, Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ ít nhất là mười bốn (14) ngày làm việc trước ngày dự kiến kiểm định và chỉ được tiến hành sau khi Đơn vị phát điện có văn bản chấp thuận;

d) Trường hợp không thống nhất với kế hoạch kiểm định bất thường dự kiến, các bên liên quan phải đưa ra lý do hợp lý;

đ) Trường hợp kết quả kiểm định bất thường cho thấy sai số của thiết bị đo đếm trong phạm vi giới hạn cho phép thì đơn vị đề nghị phải trả chi phí cho việc kiểm định. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm vượt quá giới hạn cho phép thì Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ phải trả chi phí cho việc kiểm định bất thường.

4. Trường hợp kết quả kiểm định cho thấy thiết bị đo đếm có sai số vượt quá giới hạn cho phép, thiết bị này phải được hiệu chỉnh, sửa chữa hoặc thay thế trong thời gian ngắn nhất và phải được Đơn vị TNKĐ thực hiện kiểm định trước khi được tái sử dụng hoặc cấp chứng nhận nếu thay mới. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ chịu trách nhiệm chi trả toàn bộ chi phí liên quan.

5. Trường hợp kết quả kiểm định cho thấy thiết bị đo đếm có sai số vượt quá giới hạn cho phép gây sai lệch đến số liệu đo đếm phục vụ thanh toán, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải phối hợp với các đơn vị liên quan xác định lại số liệu đo đếm chính xác trong khoảng thời gian sai số của thiết bị đo đếm vượt quá giới hạn cho phép để phục vụ việc truy thu, thoái hoàn tiền điện. Việc xác định số liệu đo đếm chính xác phải được thực hiện theo Quy trình xác định và ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện.

Điều 34. Kiểm toán Đơn vị quản lý số liệu đo đếm

1. Kiểm toán định kỳ

a) Hàng năm, Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ yêu cầu Đơn vị quản lý SLĐĐ ký hợp đồng với Đơn vị kiểm toán SLĐĐ để tiến hành kiểm toán các quy trình, hệ thống của Đơn vị quản lý SLĐĐ bao gồm:

- Kiểm tra toàn bộ hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ;

- Kiểm tra các quy trình, phần mềm, chương trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo phù hợp với những yêu cầu của thị trường điện;

b) Chi phí kiểm toán do Đơn vị quản lý SLĐĐ chi trả.

2. Kiểm toán bất thường

a) Các Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ có quyền đề nghị kiểm toán bất thường một phần hoặc toàn bộ hoạt động của Đơn vị quản lý SLĐĐ. Văn bản đề nghị phải được gửi tới Cục Điều tiết điện lực trong đó nêu rõ các lý do cho việc đề nghị kiểm toán bất thường. Khi nhận được đề nghị của các đơn vị, Cục Điều tiết điện lực tiến hành xem xét tính cần thiết và hợp lý của đề nghị kiểm toán bất thường Đơn vị quản lý SLĐĐ. Trong thời hạn 14 ngày làm việc, Cục Điều tiết điện lực phải đưa ra quyết định bằng văn bản về việc đồng ý hay không đồng ý kiểm toán bất thường Đơn vị quản lý SLĐĐ.

Trường hợp Cục Điều tiết điện lực chấp thuận đề nghị kiểm toán bất thường Đơn vị quản lý SLĐĐ, Cục Điều tiết điện lực phải gửi yêu cầu bằng văn bản cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ để tiến hành việc kiểm toán. Yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực phải bao gồm các nội dung và phạm vi công việc kiểm toán Đơn vị quản lý SLĐĐ;

b) Khi nhận được văn bản yêu cầu kiểm toán bất thường của Cục Điều tiết điện lực, Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ phải ký hợp đồng với Đơn vị kiểm toán SLĐĐ để tiến hành kiểm toán bất thường Đơn vị quản lý SLĐĐ;

c) Chi phí kiểm toán bất thường do bên đề nghị kiểm toán chi trả.

3. Đơn vị quản lý SLĐĐ phải hợp tác đầy đủ để thực hiện việc kiểm toán.

4. Sau khi tiến hành kiểm toán Đơn vị quản lý SLĐĐ, Đơn vị kiểm toán SLĐĐ phải công bố kết quả kiểm toán cho các đơn vị liên quan.

5. Trường hợp việc kiểm toán có thể gây ảnh hưởng đến việc thu thập số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ thì Đơn vị kiểm toán SLĐĐ phải đưa ra các giải pháp và phải thống nhất với các đơn vị liên quan trước khi tiến hành kiểm toán Đơn vị quản lý SLĐĐ.

6. Trường hợp kết quả việc kiểm toán cho thấy có sai sót trong các khâu thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ dẫn đến số liệu đo đếm sử dụng cho việc thanh toán tiền điện không chính xác, các đơn vị liên quan phải thống nhất tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn. Nếu quá trình kiểm toán phát hiện những sai phạm của Đơn vị quản lý SLĐĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải chịu trách nhiệm trước Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ và trước pháp luật đối với các sai phạm của mình.

Điều 35. Xử lý sự cố hệ thống đo đếm

1. Trường hợp phát hiện thiết bị đo đếm hoặc hệ thống đo đếm bị hư hỏng hay hoạt động sai, đơn vị phát hiện phải thông báo ngay tới Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ, Công ty MBĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ để cùng phối hợp xử lý. Thời hạn tiến hành khắc phục sự cố hệ thống đo đếm kể từ thời điểm phát hiện không được quá hai (02) ngày, trừ khi có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ.

2. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm chủ trì và phải phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc giải quyết các sự cố về đo đếm.

3. Trong mọi trường hợp, trừ trường hợp khẩn cấp được quy định tại khoản 4 Điều này, quá trình xử lý sự cố phải có sự tham gia, chứng kiến của Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ. Việc xử lý sự cố phải được ghi lại bằng biên bản làm việc, có chữ ký của các thành viên tham gia thực hiện. Biên bản phải có chữ ký và đóng dấu của đại diện có thẩm quyền của các đơn vị liên quan.

4. Trường hợp khẩn cấp, khi sự cố xảy ra đối với hệ thống đo đếm có thể gây nguy hiểm cho người hoặc thiết bị, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ được phép chủ động xử lý sự cố nhưng phải thông báo ngay tới Công ty MBĐ, Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ và phải lập biên bản ghi lại chi tiết các thông tin về sự cố và biện pháp khắc phục như: thời điểm xảy ra sự cố, tình trạng sự cố, thời gian khắc phục, chỉ số công tơ tại các thời điểm bị sự cố và sau khi được phục hồi. Biên bản phải có dấu và chữ ký xác nhận của đại diện có thẩm quyền của Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ. Sau đó, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ phải thông báo ngay với Công ty MBĐ, Đơn vị phát điện, Đơn vị quản lý SLĐĐ và các đơn vị liên quan để thực hiện các thủ tục niêm phong kẹp chì, ước tính số liệu đo đếm trong trường hợp cần thiết.

5. Trường hợp công tơ hoặc hệ thống đo đếm bị hư hỏng, dẫn đến việc số liệu đo đếm thu thập về trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ bị sai lệch, trong thời hạn ngắn nhất, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải tiến hành xác định sản lượng điện năng chính xác trong khoảng thời gian hư hỏng của công tơ và hệ thống đo đếm điện năng phục vụ việc vận hành thị trường điện, thanh toán hoặc truy thu, thoái hoàn tiền điện đã thanh toán. Số liệu điện năng chính xác phải được cập nhật vào cơ sở dữ liệu đo đếm và được gửi đến Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ để cập nhật dữ liệu đầu vào của phần mềm thanh toán và công bố trên trang Web của thị trường điện.

6. Trường hợp sự cố hệ thống đo đếm dẫn đến việc không xác định được số liệu đo đếm chính xác, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải ước tính số liệu đo đếm làm căn cứ thanh toán tiền điện trong khoảng thời gian sự cố. Việc ước tính số liệu đo đếm phải được thực hiện theo Quy trình xác định và ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện.

7. Biên bản tính toán và xác nhận sản lượng điện năng ước tính hoặc điện năng truy thu, thoái hoàn phải có dấu và chữ ký của đại diện có thẩm quyền của Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ.

8. Trường hợp đơn vị có liên quan không chấp nhận kết quả sản lượng điện năng ước tính hoặc điện năng truy thu, thoái hoàn, đơn vị đó có thể trình vụ việc đến Cục Điều tiết điện lực giải quyết theo quy định tại Điều 48 của Thông tư này.

9. Trong trường hợp thiết bị đo đếm bị hư hỏng, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ phải chịu trách nhiệm thay thế hoặc sửa chữa trong thời hạn ngắn nhất để các thiết bị đo đếm đảm bảo yêu cầu kỹ thuật và hoạt động trở lại bình thường. Việc thay thế hoặc sửa chữa phải thực hiện theo quy định tại Điều 25 của Thông tư này. Để công việc xử lý sự cố hỏng công tơ đo đếm được kịp thời, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ phải có sẵn công tơ dự phòng cho các chủng loại đang lắp đặt và phải được kiểm định sẵn, bảo quản theo đúng yêu cầu kỹ thuật quy định.

10. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ về quá trình xử lý sự cố hệ thống đo đếm. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, Đơn vị quản lý SLĐĐ và Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ phải lưu giữ các thông tin về tất cả các sự cố và quá trình xử lý sự cố.

Điều 36. Xử lý sự cố hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm

1. Trong quá trình quản lý vận hành và theo dõi, kiểm tra hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm, đơn vị nào phát hiện thấy xảy ra lỗi hoặc sự cố với hệ thống đọc và truyền số liệu dẫn đến việc truy cập số liệu từ xa không thực hiện được, đơn vị đó phải có trách nhiệm thông báo ngay về Đơn vị quản lý SLĐĐ để làm đầu mối xử lý, giải quyết. Ngay khi nhận được thông tin, Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm liên hệ với các bên liên quan bao gồm Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, Đơn vị phát điện, Công ty MBĐ và Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ khẩn trương tiến hành kiểm tra, phát hiện lỗi và đề ra biện pháp khắc phục kịp thời.

2. Sau khi kiểm tra, nếu phát hiện lỗi xảy ra tại khâu nào, đơn vị chịu trách nhiệm trong khâu đó phải khẩn trương xử lý, khắc phục để trong thời gian ngắn nhất có thể phục hồi tình trạng hoạt động của hệ thống thu thập và xử lý số liệu.

3. Sau khi hệ thống thu thập và xử lý số liệu đã được phục hồi, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm thực hiện các biện pháp kết nối công tơ với trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ để đọc bổ sung các số liệu còn thiếu trong quá trình hệ thống đọc số liệu bị lỗi.

4. Trường hợp chưa thể xử lý lỗi kịp thời, Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm tiến hành thu thập số liệu công tơ trực tiếp tại chỗ thông qua cổng giao diện của công tơ và sử dụng các biện pháp thích hợp (như qua thư điện tử, fax…) chuyển số liệu về Đơn vị quản lý SLĐĐ để cập nhật vào cơ sở dữ liệu đo đếm chung của toàn hệ thống.

5. Trường hợp hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm bị lỗi hoặc sự cố dẫn đến việc không đọc được số liệu công tư hoặc đọc được số liệu nhưng bị sai, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải phối hợp các đơn vị liên quan để thu thập số liệu đo đếm chính xác phục vụ việc truy thu, thoái hoàn. Số liệu đo đếm chính xác phải được cập nhật vào cơ sở dữ liệu đo đếm và được gửi đến Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ để cập nhật dữ liệu đầu vào của phần mềm thanh toán.

Chương 5.

GIAO NHẬN ĐIỆN NĂNG

MỤC 1. THU THẬP VÀ QUẢN LÝ SỐ LIỆU ĐO ĐẾM

Điều 37. Mục đích thu thập số liệu đo đếm

1. Lập hóa đơn thanh toán cho các Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ.

2. Tính toán, công bố sản lượng điện năng của các Đơn vị phát điện phục vụ công tác vận hành thị trường điện.

3. Phân tích cân bằng cung, cầu về điện năng và sử dụng cho các mục đích khác phục vụ công tác vận hành hệ thống điện.

4. Quản lý điện năng phát và tiêu thụ của các Đơn vị phát điện và Đơn vị sở hữu vận hành lưới phân phối điện, điện năng giao nhận và tổn thất trên lưới điện truyền tải và so sánh kết quả đo đếm chính với kết quả đo đếm dự phòng.

5. Cung cấp số liệu đo đếm cho các thành viên tham gia thị trường điện và các đơn vị liên quan phục vụ tính toán tổn thất điện năng, xử lý sự cố đo đếm, thay thế số liệu, giải quyết tranh chấp về điện năng.

Điều 38. Phân cấp thu thập, quản lý và lưu trữ số liệu đo đếm

1. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm quản lý vận hành hệ thống thu thập và xử lý số liệu công tơ để đảm bảo cập nhật đầy đủ, chính xác số liệu từ các công tơ đo đếm do đơn vị mình quản lý về máy tính đặt tại chỗ.

2. Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm quản lý, vận hành cơ sở số liệu đo đếm điện năng và chương trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo đầy đủ, chính xác, tin cậy và bảo mật, từ cổng giao tiếp của thiết bị phục vụ thu thập số liệu đến Đơn vị quản lý SLĐĐ và từ Đơn vị quản lý SLĐĐ đến Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ. Các số liệu đo đếm điện năng thu thập phải được lưu trữ ít nhất 5 năm.

Điều 39. Phân quyền truy cập và khai thác số liệu đo đếm liên quan đến thanh toán trong thị trường điện

1. Đơn vị quản lý SLĐĐ chịu trách nhiệm thiết lập, quản trị hệ thống, cập nhật, kiểm tra và bảo mật cơ sở số liệu và chương trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ mua bán, thanh toán và vận hành thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ có quyền truy nhập, khai thác cơ sở số liệu và chương trình tổng hợp số liệu điện năng mua bán, thanh toán của các Đơn vị phát điện.

3. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có quyền truy cập, khai thác số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý của mình.

Điều 40. Đọc và truyền số liệu đo đếm

1. Phương thức đọc số liệu đo đếm

a) Việc đọc số liệu của các công tơ về Đơn vị quản lý SLĐĐ phải được tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với nhau:

- Phương thức 1: Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ đọc số liệu của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý của mình về máy tính đặt tại chỗ. Sau đó các số liệu này sẽ được truyền tự động về Đơn vị quản lý SLĐĐ;

- Phương thức 2: Đơn vị quản lý SLĐĐ tiến hành kết nối trực tiếp tới các công tơ của các Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ để đọc số liệu và đồng bộ thời gian của tất cả các công tơ;

b) Quá trình đọc số liệu và đồng bộ thời gian công tơ phải được các Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ thực hiện hàng ngày và phải đảm bảo toàn bộ số liệu đo đếm của ngày hôm trước sẽ được cập nhật về Đơn vị quản lý SLĐĐ trước 10 giờ 00 phút ngày hôm sau. Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm phối hợp với cùng Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ lập lịch đọc số liệu công tơ để đảm bảo việc truy cập số liệu đo đếm không bị nghẽn;

c) Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ có trách nhiệm hàng ngày kiểm tra, theo dõi hệ thống đọc số liệu tại chỗ để đảm bảo số liệu các công tơ của nhà máy điện được truyền đầy đủ và chính xác về máy tính đặt tại chỗ và về Đơn vị quản lý SLĐĐ. Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ phải thông báo ngay cho Đơn vị quản lý SLĐĐ các thông tin về tình trạng không đọc hoặc không truyền được số liệu đo đếm, kể cả trường hợp số liệu đo đếm bị gửi muộn và các nguyên nhân sự cố hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý của đơn vị mình;

d) Hàng ngày, Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ, chính xác của số liệu đo đếm của ngày hôm trước thu thập được từ Đơn vị quản lý vận hành HTĐĐ, xử lý các số liệu này và chuyển các số liệu đo đếm điện năng cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ trước 15 giờ 00 phút để phục vụ việc vận hành thị trường điện. Việc kiểm tra số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ được quy định tại Điều 41 của Thông tư này.

2. Yêu cầu về thu thập số liệu đo đếm

Các số liệu đo đếm được đọc về máy tính đặt tại chỗ và truyền về trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ phải bao gồm:

a) Số liệu đọc theo ngày gồm các giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát, theo chu kỳ 30 phút của tất cả các công tơ đo đếm chính và dự phòng;

b) Số liệu đọc theo chu kỳ thanh toán gồm chỉ số chốt tại thời điểm 24 giờ 00 phút ngày cuối cùng của chu kỳ thanh toán trên các bộ ghi tổng và biểu giá của các bộ ghi điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của toàn bộ các công tơ đo đếm chính và dự phòng của Đơn vị phát điện.

MỤC 2. XỬ LÝ SỐ LIỆU ĐO ĐẾM

Điều 41. Kiểm tra số liệu đo đếm

1. Mục đích việc kiểm tra số liệu đo đếm là nhằm khẳng định độ chuẩn xác và phù hợp giữa cơ sở số liệu đo đếm được lưu trữ tại Đơn vị quản lý SLĐĐ với số liệu đo đếm lưu trữ trong công tơ đo đếm của Đơn vị phát điện, làm căn cứ lập hóa đơn phục vụ mục đích thanh toán tiền điện.

2. Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu của Đơn vị quản lý SLĐĐ để đảm bảo tính chính xác và hợp lệ của các số liệu đo đếm.

3. Việc kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo Quy trình kiểm tra số liệu đo đếm và dựa trên nguyên tắc sau:

a) Số liệu đo đếm của công tơ dự phòng của Đơn vị phát điện sẽ được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của công tơ đo đếm chính của Đơn vị phát điện và làm căn cứ khẳng định các hệ thống đo đếm tại Đơn vị phát điện vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy;

b) Số liệu của các công tơ đo đếm do các Đơn vị phát điện đọc và truyền về Đơn vị quản lý SLĐĐ sẽ được đối chiếu, so sánh với số liệu của chính công tơ đó do Đơn vị quản lý SLĐĐ kết nối đọc số liệu trực tiếp về để làm căn cứ khẳng định số liệu đọc về cơ sở số liệu là đảm bảo tin cậy và chính xác;

c) Số liệu điện năng trong mỗi chu kỳ thanh toán của các công tơ đo đếm được xác định từ tổng các lượng điện năng theo chu kỳ 30 phút của các ngày trong chu kỳ thanh toán sẽ được đối chiếu, so sánh với sản lượng điện năng của chính công tơ đó trong cả chu kỳ thanh toán xác định từ chỉ số chốt công tơ tại các thời điểm 0 giờ 00 phút ngày đầu tiên và 24 giờ 00 phút ngày cuối cùng của chu kỳ thanh toán đó.

4. Trường hợp Đơn vị quản lý SLĐĐ phát hiện sự bất thường hoặc nghi ngờ tính chính xác của số liệu đo đếm thu thập được, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải điều tra và giải quyết các vấn đề trong thời hạn ngắn nhất.

5. Trường hợp kết quả kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong máy tính đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ thì:

a) Các đơn vị liên quan bao gồm Đơn vị phát điện, Đơn vị quản lý SLĐĐ, Công ty MBĐ phải phối hợp tìm nguyên nhân và thống nhất phương án giải quyết;

b) Số liệu lưu trữ trong công tơ sẽ là căn cứ và cơ sở chính để xác định điện năng qua điểm đo đếm.

6. Trong thời hạn 06 ngày kể từ ngày số liệu đo đếm mua bán điện được công bố trên trang web của thị trường điện, Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ có trách nhiệm kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm. Trường hợp không thống nhất với số liệu này, các đơn vị này có thể yêu cầu Đơn vị quản lý SLĐĐ thực hiện kiểm tra lại để khẳng định tính chính xác của số liệu đã cung cấp hoặc phát hiện nguyên nhân và tiến hành xử lý các sai lệch về số liệu đo đếm nếu có.

7. Trường hợp Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ không thống nhất về số liệu đo đếm phục vụ thanh toán, các đơn vị này có quyền trình vụ việc đến Cục Điều tiết điện lực giải quyết theo quy định tại Điều 48 của Thông tư này.

8. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm hợp lệ trước thời hạn cuối cùng để cung cấp cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ và các bên liên quan, Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện. Việc ước tính số liệu đo đếm và các thủ tục tính toán điện năng truy thu, thoái hoàn được quy định tại Điều 44 của Thông tư này.

Điều 42. Tính toán quy đổi số liệu đo đếm

1. Các trường hợp phải tính toán quy đổi số liệu đo đếm

a) Quy đổi số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng về đầu cực các tổ máy phát điện phục vụ các mục đích sau:

- Xác định giá biên của thị trường điện;

- Tách biệt lượng điện năng được điều độ theo lịch huy động thị trường điện (thanh toán theo giá thị trường) và lượng điện năng được điều độ theo điều kiện ràng buộc phải phát (thanh toán theo giá chào của các tổ máy) trong các chu kỳ giao dịch của thị trường điện khi một hay một số tổ máy phát điện của đơn vị phát điện được điều độ theo điều kiện ràng buộc phải phát.

Phương pháp xác định giá biên của thị trường điện và các quy định liên quan đến xử lý ràng buộc phải phát được quy định trong Quy định thị trường điện;

b) Quy đổi số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng về điểm đấu nối trong trường hợp các vị trí đo đếm không trùng với điểm đấu nối;

c) Tính toán điện năng mua bán truyền tải qua các điểm đấu nối trong trường hợp vị trí đo đếm không đảm bảo đo đếm chính xác điện năng mua bán như trường hợp các vị trí đo đếm được xác lập tại các phía cao áp và trung áp của máy biến áp nâng áp ba cuộn dây.

2. Trong các trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này, Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ phải thống nhất phương thức tính toán quy đổi số liệu đo đếm. Phương thức tính toán quy đổi số liệu đo đếm đã thỏa thuận phải gửi đến Đơn vị quản lý SLĐĐ để áp dụng trong chương trình thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý SLĐĐ.

Điều 43. Tính toán và định dạng số liệu đo đếm phục vụ mua bán điện

Số liệu và định dạng số liệu của sản lượng đo đếm phục vụ thanh toán trong Thị trường phát điện cạnh tranh theo quy định tại Quy định thị trường điện. Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm tính toán sản lượng điện năng đo đếm phục vụ thanh toán tiền điện dựa trên số liệu đo đếm được thu thập và phương thức tính toán điện năng quy đổi quy định tại Điều 42 của Thông tư này.

Điều 44. Ước tính số liệu đo đếm

1. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày hôm trước theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều 40 của Thông tư này, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải tiến hành ước tính số liệu đo đếm để cung cấp cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ phục vụ vận hành thị trường điện và thanh toán tiền điện.

2. Việc ước tính phải được thực hiện theo Quy trình xác định và ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện do Đơn vị quản lý SLĐĐ xây dựng và được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

3. Đơn vị quản lý SLĐĐ phải thông báo cho Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ các trường hợp hiện đang áp dụng số liệu đo đếm ước tính và giá trị sản lượng điện năng ước tính tại thời điểm cung cấp số liệu đo đếm.

4. Sau khi thực hiện việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp thu thập được số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu, thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng việc ước tính số liệu đo đếm điện năng.

5. Trong trường hợp không thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm căn cứ cho việc thanh toán giữa các đơn vị.

MỤC 3. XÁC NHẬN CHỈ SỐ CÔNG TƠ VÀ SỐ LIỆU ĐIỆN NĂNG PHỤC VỤ THANH TOÁN

Điều 45. Đọc chỉ số công tơ và xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ

1. Vào ngày đầu tiên của mỗi chu kỳ thanh toán, Đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp cùng Công ty MBĐ hoặc đơn vị được ủy quyền của Công ty MBĐ thực hiện chốt chỉ số và xác nhận sản lượng điện năng của chu kỳ thanh toán liền kề trước đó tại các hệ thống đo đếm chính và dự phòng. Chỉ số của công tơ được chốt tại thời điểm 24 giờ 00 phút ngày cuối cùng của chu kỳ thanh toán trước đó.

2. Chỉ số công tơ và sản lượng điện năng của từng hệ thống đo đếm phải được ghi vào Biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng, được dại diện có thẩm quyền của Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ xác nhận, có chữ ký và dấu của các đại diện có thẩm quyền của cả hai đơn vị.

3. Trong thời hạn hai (02) ngày kể từ ngày đầu tiên của mỗi chu kỳ thanh toán, Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi Biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng về Đơn vị quản lý SLĐĐ để kiểm tra, đối chiếu và gửi về Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ để cập nhật vào hồ sơ thanh toán.

Điều 46. Trách nhiệm xác nhận số liệu theo chương trình đọc số liệu công tơ

1. Sau khi nhận được Biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng, Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm lập Biên bản tổng hợp sản lượng điện năng theo từng giờ cho từng vị trí đo đếm của các Đơn vị phát điện dựa trên các số liệu đo đếm thu được từ chương trình tổng hợp số liệu đo đếm của hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm. Biên bản tổng hợp sản lượng điện năng phải được kiểm tra, so sánh số liệu theo các biện pháp quy định tại Điều 41 của Thông tư này, đảm bảo chính xác và phù hợp với sản lượng điện năng xác định theo Biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng đã được Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ thực hiện.

2. Biên bản tổng hợp sản lượng điện năng theo từng giờ của từng Đơn vị phát điện phải có chữ ký xác nhận của đại diện có thẩm quyền của Đơn vị phát điện, Công ty MBĐ và Đơn vị quản lý SLĐĐ. Trước ngày làm việc thứ tám (08) của mỗi chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý SLĐĐ phải gửi biên bản trên về đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ để làm căn cứ và hồ sơ pháp lý cho việc thanh toán giữa Đơn vị phát điện và Công ty MBĐ.

Điều 47. Hồ sơ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trên thị trường điện

1. Hồ sơ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trên thị trường bao gồm các Biên bản xác nhận điện năng giữa các đơn vị theo quy định tại Điều 45 và Điều 46 của Thông tư này và là một phần của chứng từ thanh toán của các Đơn vị phát điện và các thành viên tham gia thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành HTĐ-TTĐ phải lưu trữ hồ sơ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thời hạn năm (05) năm.

Chương 6.

GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP

Điều 48. Giải quyết tranh chấp

1. Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến Thông tư này, các đơn vị phải tự giải quyết thông qua thỏa thuận trong thời hạn 60 ngày. Đối với các tranh chấp về thanh toán nội bộ thì thời hạn là 15 ngày.

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

3. Quyết định giải quyết tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực là quyết định cuối cùng và bắt buộc các đơn vị có liên quan phải thực hiện.

Chương 7.

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 49. Tổ chức thực hiện

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

2. Tất cả các nhà máy điện thuộc đối tượng áp dụng của Thông tư này nếu có hệ thống đo đếm điện năng không phù hợp phải hoàn thiện trang thiết bị để đáp ứng được yêu cầu của Thông tư này và hoàn thành trước ngày 30 tháng 6 năm 2010.

3. Các Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện BOT đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn được tiếp tục sử dụng các CT, VT như hiện trạng nhưng công tơ, mạch đo và hệ thống thu thập số liệu đo đếm điện năng phải được đầu tư, nâng cấp để phù hợp với yêu cầu kỹ thuật của Thông tư này. Khi các đơn vị này tiến hành thay thế mới CT, VT thì phải tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật của Thông tư này.

4. Đơn vị quản lý SLĐĐ phải tiến hành xây dựng các quy định, quy trình kỹ thuật quy định tại Điều 32 của Thông tư này và hoàn thành trước ngày 30 tháng 6 năm 2010.

Đơn vị quản lý SLĐĐ có trách nhiệm đầu tư lắp đặt và nâng cấp đường truyền thu thập số liệu, thiết bị, phần mềm thuộc hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm để đáp ứng được yêu cầu của Thông tư này và hoàn thành trước ngày 30 tháng 6 năm 2010.

5. Trong quá trình thực hiện Thông tư này nếu có vấn đề vướng mắc, các đơn vị có liên quan phải kịp thời báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực để điều chỉnh, bổ sung cho phù hợp.

Điều 50. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành sau 45 ngày kể từ ngày ban hành.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Cục trưởng có liên quan thuộc Bộ, các đơn vị điện lực và các tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này./.

Nơi nhận:
- Như khoản 2 Điều 50;
- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương;
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán nhà nước;
- Bộ trưởng;
- Các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Đỗ Hữu Hào

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No.: 27/2009/TT-BCT	Hanoi, September 25, 2009

CIRCULAR

REGULATION ON POWER METERING IN THE COMPETITIVE GENERATION MARKET

MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE

Pursuant to Decree No. 189/2007 / ND-CP dated December 27, 2007 of the Government stipulating the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Electricity Law dated December 03, 2004;

Pursuant to Decision No. 26/2006 / QD-TTg dated January 26, 2006 by the Prime Minister on approving the road map and conditions of formation and development of the electricity market levels in Vietnam;

At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority,

DEFINES:

...

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

GENERAL REGULATION

Article 1. Scope

This Circular defines the responsibility, order and procedures for investment and management of operation of power metering system; gathering and processing of power metering data; order and procedures for delivery of power; technical requirements for equipment of metering, collecting, storing and processing of power metering data in service of sale and purchase of electricity in the competitive generation market.

Article 2. Subjects of application

This Circular applies to the generating organization and other organizations providing services related to the power metering in the competitive generation market:

1. Generating organizations involved in the competitive generation market and generation organizations owning BOT power plant.

2. Electricity system and market operating organization.

3. Electricity trading company

4. Organizations owning and operating power transmission grid.

...

6. Organizations providing services related to the power metering, including:

a) Experimenting and testing organization;

b) Metering data managing organization;

c) Metering data auditing organization

Article 3. Explanation of terms

In this Circular, the terms below are construed as follows:

1. Current transformer (CT) is a device that transforms the electrical current, expanding the scope of current and power measurement for the metering system.

2. Voltage transformer (VT) is a device transforming the voltage and expanding the scope of voltage and power measurement for the metering system.

3. Voltage switch is a switchgear, logic circuit or relay with function of voltage selection.

...

5. Meter is a power metering device for integral of capacity over time, storing and display of metered power value.

6. Power trading company is the only organization having function to buy wholesale of electricity in the electricity market and sell wholesale to electricity companies.

7. Connection point is the point connecting the equipment, power grid and power plant of the generating organization to the power transmission grid or power distribution grid.

8. Metering data auditing organization is an organization providing the auditing services of process of gathering and processing of metered data of the metering data managing organization.

9. Generating organization is an organization owning and managing one or a lot of power plants involved in the electricity market or one or a lot of BOT power plants.

10. Power grid managing organization is the organization owning and operating the power transmission grid or power distribution grid.

11. Metering data managing organization is an organization providing, installing, managing the operation of system of gathering, processing and storing of power metering data for electricity market.

12. Metering system operation managing organization is an organization directly managing the metering system under its management. This organization may be the power plant or organization managing power grid.

13. Experimenting and testing organization is an organization having function of experiment, testing and calibration of metering equipment and system and setup of program and password for the meter.

...

15. Circuit connector is the device on which the positions are used to connect the metering circuit.

16. Metering system is a system including the metering equipment and circuit which are integrated to meter and determine the amount of power transmitted through a metering point.

17. System of gathering, processing and storing of metered data is a combination of hardware equipment and transmission of information and software programs that perform the function of gathering, transmission, processing and storing of power metering data for sales and billing in the electricity market.

18. Junction box is the connection position of meter, current transformer, transformer with lid to ensure the lead seal.

19. Metering circuit is an electric circuit system linking the metering equipment for power metering.

20. Password of “Setup” is the password permitting the access to meter to install and change of parameters and working program of meter.

22. Password of “Only read” is the password permitting the access to meter to read data but not permitting the change of setup parameter and working program of meter.

22. Password of "Time synchronization" is the password permitting the access to the meter to read data and synchronize the time of the meter. This password does not permit the setup, change the parameters and the working program of the meter.

23. BOT power plant is a power plant which is invested in the form of Building – Operation - Transfer

...

25. Regulation on electricity market is the regulation on electricity market operation in the competitive generation market.

26. Metering data is the power output metered by meter, calculated power production or power production based on the estimation of metered data for billing in the electricity market.

27. Participants of electricity market are organizations participating in the competitive generation market specified in the Regulation on electricity market.

28. Electricity market is the competitive generation market which is formed and established under the provisions in Article 18 of the Electricity Law;

29. Metering equipment includes meter, current transformer, voltage transformer and other auxiliary devices for power metering.

30. Metering information is information about devices, metering system and metering point including features, technical parameters and information related to the management and operation.

31. IEC standard is the electrical technical standard issued by the International Electrotechnical Commission.

32. Official website of electricity market is the official website of the competitive generation market.

33. Metering point is the physical position on the primary circuit where the traded power is metered and determined.

...

GENERAL RESPONSIBILITY OF ORGANIZATIONS IN MANAGEMENT OF POWER METERING

Article 4. Responsibility of generating organization

1. Negotiating and reaching the agreement with the power trading company on the metering position for connection points between power plants and power grid, installation positions of metering equipment of the main metering system and redundant metering system corresponding to each connection point.

Where there are metering positions placed at the power station of the power grid managing organization, the generating organization must negotiate and reach an agreement with the power trading company and the power grid managing organization.

2. Metering, installation, acceptance, testing, replacement and removal of system of metering, lead seal and equipment used for gathering and metering data transmission.

3. Managing the operation and maintenance of equipment of system of metering, gathering and data transmission for the metering positions located in the power plant;

Signing contract of management of operation and maintenance of equipment of metering systems with the power grid managing organization in case there are metering positions placed at the power station of the power grid managing organization.

4. Coordinating with the metering data managing organization, the power trading company and the power grid managing organization in the management, security, supply and confirmation of metering data, checking, testing and handling of breakdowns of metering systems.

Article 5. Responsibility of power trading company

...

2. Coordinating with the parties concerned to determine the meter figure and power metering data as a basis for electricity billing.

3. Based on the metering data for billing and finalization of power delivered and traded with the generating organization.

Article 6. Responsibility of power grid managing organization

1. Negotiating and reaching an agreement with the generating organization and the power trading company on the metering positions in cases there are metering positions placed at the power station of the power grid managing organization.

2. Signing contract to provide services of managing the operation, security, supply, confirmation of metering data and equipment maintenance of system of metering, gathering and transmission of data with the power generating organization in case there are metering positions located in the power station of the power grid managing organization.

Article 7. Responsibility of electricity system and market operating organization

1. Developing standard and process of selecting the metering data managing organization and the metering data auditing organization for submission to the Electricity Regulatory Authority for approval.

2. Selecting the metering data managing organization and the metering data auditing organization for submission to the Electricity Regulatory Authority for approval.

3. Signing the services provision contract with the metering data auditing organization and the metering data auditing organization.

...

Article 8. Responsibility of the metering data managing organization

1. Providing and managing the operation of equipment, programs and softwares of the system of gathering, processing and storing of metering data placed at the center for gathering, processing and storing of metering data of the metering data managing organization.

Providing and managing the operation of metering data gathering transmission line from the communication port of the equipment for data gathering placed at the metering position.

2. Providing the metering data for the electricity system and market operating organization and other organizations concerned under the Regulation on electricity market. Taking responsibility for the completeness and accuracy of metering data for the purpose of billing in the electricity market.

Article 9. Responsibility of the experimenting and testing organization

1. Experimenting and testing the metering equipment and metering circuit.

2. Setting up parameters and passwords for meters; managing and providing passwords of meter as decentralized.

Performing and proposing measures of lead seal for metering equipment and metering circuit to ensure the security of the metering system.

Article 10. Responsibility of metering data auditing organization

...

2. Securing information related to the auditing activities.

Chapter 3.

POWER METERING POSITION AND TECHNICAL REQUIREMENTS FOR POWER METERING SYSTEM

SECTION 1. SETTING POWER METERING POINT AND POWER METERING SYSTEM

Article 11. Power metering point

1. Identification principle

a) The metering point identified must be identical or adjacent to the connection point;

b) Where it is ineligible for arranging the metering system as stipulated at Point a, Clause 1 of this Article, the generating organization and the power trading organization shall negotiate about the alternative power metering point and determine the mode of power conversion from the alternative metering point to the connection point.

In case the alternative power metering point is placed at the power station of the power grid managing organization, the generating organization shall negotiate and reach an agreement with the power trading company and the power grid managing organization on the metering point and negotiate with the power trading company about the mode of power conversion from the alternative metering point to the connection point.

...

2. Specific case

a) Connection point of the power plant

- The main metering point is identified at the main circuit breaker or terminals of the high, medium voltage of the booster transformer and high voltage of backup auxiliary transformer to receive power from the connection point, unless otherwise agreed.

- Backup 1 metering point is identified at the outgoing feeder of the power plant, unless otherwise agreed.

- Backup 2 metering point is identified under the agreement between the power generating organization and the power trading company;

b) The connection point does not belong to the power plant

- Where the power plant has a line in contact with the connection point and no power bypassing the busbar of the power plant, the main and backup 1 metering point is identical or adjacent to the connection point.

- The backup 2 metering point is identified under the agreement between the power generating organization and the power trading organization;

- Where the power plant has 02 or more lines with power bypassing the busbar of the power plant, the metering point is selected in accordance with provision at Point a, Clause 2 of this Article.

...

1. At each metering point, there must be a main metering system and 02 backup metering systems (backup 1 and 2).

2. The main metering system must identify the metering quantities of power trading as a main basis for power billing through the connection point and elimination of elements affecting the metering result by the loop structure of electrical system.

3. The backup metering system has the following functions:

a) Replacing the main metering system as basis for calculating quantities of power trading in case the main metering system operates inaccurately or has breakdowns

b) Monitoring and checking the metering result of the main metering system in the normal working condition of the main metering system;

c) Combining the main metering system and other backup metering systems to calculate the power production for calculation in some special cases.

SECTION 2. TECHNICAL REQUIREMENTS FOR THE POWER METERING AND DATA TRANSMISSION SYSTEM

Article 13. Minimum configuration of power metering system

The minimum configuration of power metering system includes:

...

2. Voltage transformer.

3. Power meter

4. Electrical circuit and the secondary cable

5. Devices for gathering of metering data and data transmission.

6. Safety devices, seal location and lead seal.

7. Auxiliary devices, connection switching devices, metering circuit isolator for testing, logic devices for voltage transformer and devices of voltage and current

Article 14. Technical requirements of power meter

1. General requirements

a) 3-phase 4-wire type;

...

c) With many tariffs;

d) Metering of active and reactive power by separate two ways of receiving and sending into 4 quadrants;

dd) With function of metering of maximum capacity and recording of total loading chart;

e) With function of connection to computer, gathering and reading data on the spot and from a distance;

g) Being powered from the secondary voltage metering system with required maintenance of operation upon loss of 1 or 2 phase voltage.

h) With levels of password;

i) With places of seal and lead seal to ensure impossible access to the wiring terminals and change of parameters set up in the meter without removing the lead seal;

k) With function of storing the metering information and loading chart at least 60 days with the cycle of recording the metering value not exceeding 30 minutes.

2. Requirements for accuracy level

...

b) The backup meter must satisfy the accuracy level 0.5 with the active power by standard IEC 62053-22 and 2.0 with reactive power by standard IEC 62053-23 or other equivalent standards.

Article 15. Technical requirements of current transformer for power metering

1. General requirements

a) Having a secondary winding used separately for metering devices and power meter.

b) Value of nominal secondary current is 1A or 5A;

c) Having the place of lead seal at the lid of junction box of secondary winding connecting the metering devices and power meter to ensure no impact on the connected circuit without removing the seal.

2. Requirements for accuracy level

a) The current transformer for main metering must satisfy the accuracy level 0.2 with active power by standard IEC 60044-1 or other equivalent standards.

b) The current transformer for backup metering must satisfy the accuracy level 0.5 with active power by standard IEC 60044-1 or other equivalent standards.

...

1. General requirements

a) Having a secondary winding used separately for metering devices and power meter.

b) Value of nominal secondary current is 100V or 110V;

c) Having a place of lead seal at the lid of junction box of secondary winding connecting the metering devices and power meter to ensure no impact on the connected circuit without removing the seal.

2. Requirements for accuracy level

a) Voltage transformer for the purpose of main metering must satisfy the accuracy level 0.2 by the standard IEC 60044-2 for inductive voltage transformer and standard IEC 60044-5 for capacitive voltage transformer or other equivalent standards.

b) Voltage transformer for the purpose of backup metering must satisfy the accuracy level 0.5 by the standard IEC 60044-2 for inductive voltage transformer and standard IEC 60044-5 for capacitive voltage transformer or other equivalent standards.

Article 17. Technical requirements of metering circuit

1. The secondary winding of CT, VT and secondary cable connected to the power meter of the main metering system must not be used for any purpose and must be independent from the backup metering system.

...

3. Where the meter is supplied with voltage from one of VT busbar through the voltage circuit transformer, the wiring terminals of voltage switch must ensure the condition of seal and lead seal and the power meter must be programmed to record the time and duration of the voltage switching.

4. The loading of secondary circuit of CT and VT including the power meter must not exceed the rated loading of CT and VT.

5. Where the current circuit of the backup metering system is used in conjunction with other metering devices, it is required to affect the accuracy of the metering system and be eligible for sealing with lead all current circuit, metering devices and power meter.

6. The trial junction boxes must be installed for the testing of metering devices and eligible for seal and lead seal.

Article 18. Technical requirements for the system of gathering and processing of metering data

1. The power meters must be connected with the remote data reading system in accordance with the connection standard and data gathering software of the metering data managing organization.

2. The portal and integrated communication equipment and modem in the meter must fit the connection standard of the metering data managing organization and allow the remote connection with the meter from the computer in place and from the center for gathering, processing and storing the metering data of the metering data managing organization.

3. The format of data file and connection interface standard supplied by the metering data managing organization depends on the model of information gathering and the mode of metering data transmission.

4. The data gathering system must include the computed in place and the host computer placed at the metering data managing organization. The metering data gathered from the computer in place must be transmitted to the database of the host computer.

...

6. The information equipment connecting with the power meter must be installed with the appropriate lightning protection devices to prevent the effect of lightning impulse propagating through the information network causing damage to the meter.

7. The devices installed in panel cabinet must fit the safety and convenience requirements for the management work.

8. System of data transmission and format of data file and connection interface standards of the metering system must comply with the Regulation on technical standard of the system of data transmission developed by the metering data managing organization specified in Article 32 of this Circular.

Article 19. Functional requirements for the system of gathering and processing of metering data at the metering points

The system of gathering and processing of metering data at the metering points must have the following functions:

1. The gathering of metering data of meters is under the scope of the metering system operation managing organization is permitted for the implementation in 02 forms as follows:

a) Daily automation at predetermined time;

b) Manual performance upon requirement.

2. The metering data transmission to the metering data managing organization is done in the 02 forms as follows:

...

b) Manual performance upon requirement

3. Management of metering data:

a) Storing the metering data in the computer in place after the reading from the meter;

b) Automatically adjusting the metering data by the mode of calculation of converted metering data as agreed between the power generating organization and the power trading organization. The metering data managing organization shall set up the program of calculation of converted metering data for the computers in place and have the encoding measures to prevent unauthorized change;

c) Storing the adjusted data.

4. Managing time, reading schedule and data gathering.

5. Managing the access including the code and user’s access right to the system.

6. Managing the metering information:

a) Managing list of metering devices;

...

c) Managing the technical information of devices and metering system.

Article 20. Functional requirements for the system of gathering and processing of metering data of the metering data managing organization

The system of gathering and processing of metering data of the metering data managing organization must have the following functions:

1. Gathering the metering data from the metering points for the metering data managing organization through the computer in place of the metering system operation managing organization.

2. Gathering the metering data through the connection of direct data reading between the meter data reading program of the metering data managing organization to the meter within the scope of the metering system operation managing organization.

3. The gathering of metering data permits the implementation in two forms:

a) Daily automation at predetermined time;

b) Manual performance upon requirement.

4. Time synchronization with standard time source for all the meters in the system

...

a) Storing of data after reading from the meter;

b) Checking, comparison, adjustment and addition of metering data;

c) Storing of adjusted data.

6. Management of time, reading schedule and data gathering.

7. Management of access including code and user’s access right to system.

8. Management of metering data:

a) Management of information and metering list of generating organization;

b) Management of declaration of information, metering point and metering system;

c) Management of technical information of devices and metering system.

...

Article 21. Technical requirements for seal and lead seal and security

1. The entire system of power metering includes CT and VT junction box, power meter, circuit connector, connector, current circuit, voltage circuit, auxiliary devices, converted logic circuit, meter cabinet and information network must be sealed or sealed with lead to prevent unauthorized intervention.

2. The software of power meter must have protection password with different access permissions.

3. The metering data after being read and transmitted to the server placed at the metering point must be encoded to prevent unauthorized change before being transmitted to the metering data managing organization.

4. The system management software of reading, transmission and integration of power metering must be secured by many password levels to ensure the security, accuracy and reliability of metering data.

Chapter 4.

MANAGEMENT AND OPERATION OF POWER METERING SYSTEM, DATA GATHERING AND PROCESSING

SECTION 1. INSTALLATION, ACCEPTANCE, REPLACEMENT AND REMOVAL OF DATA METERING AND TRANSMISSION SYSTEM

Article 22. Agreement upon metering point

...

Where there are metering points placed at the power stations of power grid managing organization, the generating organization must negotiate and reach an agreement with the power trading company and the power grid managing organization.

2. When there is a change or a new metering point, the organization requiring the new metering point must inform and negotiate with the organizations concerned about the metering points and design of the data metering and transmission system and the modes of conversion of metering data.

Article 23. Investment and installation of data metering and transmission system

After the organizations concerned have reached an agreement on metering points, design of data metering and transmission system, the generating organization must inform the electricity system and market operating organization and the metering data managing organization of the agreed contents while the organizations concerned shall carry out the following tasks:

1. The generating organization

a) Purchasing and installing the metering devices, metering system and metering data gathering system at the metering points including the computer in place and devices for data gathering;

b) Ensuring the metering points are in accordance with the agreement between the organizations concerned as stipulated in Clause 1, Article 22 of this Circular;

c) Ensuring the data metering and transmission system in place meets the technical requirements in accordance with the agreed design and the relevant legal normative documents on metering.

d) Signing contract with the experimenting and testing organization to carry out the following tasks:

...

- Taking measures of seal or lead seal over the metering devices including the meter, CT, VT, metering circuit, circuit connector, intermediate box to ensure the security of the metering system within its management.

dd) Providing the metering data managing organization with information including the metering points, technical features of metering devices, design of data metering and transmission system and the modes of conversion of metering data.

e) Coordinating with the metering data managing organization to conduct the checking of data metering and gathering system.

2. Power grid managing organization

In case the metering points are placed at the power station of the power grid managing organization, this organization shall cooperate with the generating organization during the installation of metering system; cooperate with the generating organization and the metering data managing organization to conduct the checking of the entire data metering and gathering system.

3. Metering data managing unit

a) Issuing the code of metering point and address code of meters to the newly-installed metering system.

b) Adding the metering database at the center for gathering, processing and storing the metering data of the metering data managing organization in service of management of operation and ensuring the metering data gathering and processing related to the newly-installed metering system;

c) Providing and installing the metering data transmission line from the metering points to the center for gathering and processing of metering data of the metering data managing organization;

...

dd) Setting up softwares of metering data gathering and processing in the computer in place, encoding the power metering data after they are read and transmitted to the computer in place to ensure the prevention of unauthorized change of metering data before transmitted to the center for gathering, processing and storing of metering data of the metering data managing organization;

Article 24. Acceptance of data metering and transmission system

1. After completion of data metering and transmission system, the generating organization shall send the acceptance plan to the power trading organization, the experimenting and testing organization and the metering data managing organization and the power grid managing organization (in case the metering system is placed at the power station of the power grid managing organization) to request the acceptance and hold the acceptance.

2. The written request for acceptance must be sent to the organizations concerned at least 14 days prior to the acceptance day as planned. In this written request, the organization in charge of the acceptance shall enclose the relevant documents to confirm the data metering and gathering system is installed, tested, sealed or sealed with lead in accordance with regulation and enclose with records of checking and testing under current regulations.

3. Paticipants of acceptance include:

a) Generating organization;

b) Power trading organization;

c) Metering data managing organization;

d) Power grid managing organization (in case the metering system is placed at the power station of the power grid managing organization);

...

4. During the acceptance of data gathering and metering system, the experimenting and testing organization and the metering data managing organization shall:

a) The experimenting and testing organization

- Provide the metering system operation managing organization and the generating organization (in case the metering system belongs to the power station of the power grid managing organization) and the power trading company with the records of checking and testing and installation of meter and password at level “only read”. Moreover, it is required to determine the security measures and locations of seal and lead seal.

- Providing the metering data managing organization with the password “Time synchronization” and information related to the metering points so that the metering data managing organization can update its metering database management program;

- Storing the records of checking and testing, documents and technical parameters related to the metering equipment and system;

- Storing and securing the password at level “Setup” of the meter and taking responsibility before law for the security of password at level “Installation” and the accuracy of data programmed and installed in the meter;

b) Metering data managing organization

- Provide the metering system operation managing organization, the generating organization (in case the metering system belongs to the power station of the power grid managing organization) and the power trading company with the records of checking and testing of data gathering system;

- Storing records of checking, documents and technical parameters related to the metering data gathering equipment;

...

6. The organization in charge of acceptance shall keep all documents, including: technical materials, testing record and acceptance record of the data metering and transmission while sending a set of document to all organizations concerned.

Article 25. Replacement of metering equipment and set parameters

The change of metering devices and set parameters of the meter or data stored in the meter must comply with the following order:

1. The metering system operation managing organization having devices which need replacement or re-setup of parameters must inform the electricity system and market operating organization, the power trading company, the metering data managing organization and the generating organization. The replacement of metering devices and set parameters must have the agreement between the generating organization and the power trading company. In case the metering system operation managing organization is the power grid managing organization, there must be an agreement between the generating organization, the power trading company and the power grid managing organization.

2. The generating organization is responsible for providing the alternative devices and sign contract with the experimenting and testing organization to carry out the experimenting and testing of alternative devices, checking and re-setting up new parameters while holding the acceptance of metering system after the completion of replacement of equipment or re-installation of metering parameters. The procedures for acceptance are specified in Article 24 of this Circular.

3. The metering data managing organization must update the changed parameters of metering devices into the metering database and program of gathering, processing and storing of metering data in the computer in place and at the center for gathering, processing and storing of metering data.

Article 26. Removal of metering points

1. Where there is one or many power metering points under the management of the generating organization removed due to the change of structure of device connection, change of operational mode, power trading mode or other reasons, the generating organization shall inform in writing the plan for removal of metering points to the electricity system and market operating organization, the power trading organization, the metering data managing organization and the power grid managing organization (in case the metering points which are removed are located in the power station of the power grid managing organization) while reach an agreement with the power trading on the way of calculation of power delivery after the removal of metering points.

The written notice must be sent to the organizations concerned at least 14 days prior to the day of removal of metering points as planned.

...

a) Generating organization;

b) Power trading company;

c) Metering data managing organization;

d) Power grid managing organization (in case the power grid managing organization is the operation managing organization of metering points to be removed);

dd) The experimenting and testing organization (in case the metering system must be checked before the metering points are removed).

3. During the removal of metering points, the organizations involved must perform the following procedures:

a) Closing the meter number at the time of official removal of metering points;

b) Making a written certification of removal of metering points including the information: the removal of metering points done, the official time of removal of metering points, the metering information of such metering points and other contents of work done. The written certification must be sealed and signed by the representatives of organizations concerned;

c) In case of necessity, the organizations may request the checking of working state of the metering system at the time before the removal of metering points.

...

Article 27. Management of metering information

The metering system operation managing organization is responsible for managing information related to the metering system, including:

1. Drawing of identified metering points.

2. As-built drawing of installation outline of metering system.

3. Code and name of metering points, date of application.

4. Parameters and features of meter, CT, VT of the main and backup metering systems, including:

a) Fabrication number of meter, CT, VT;

b) Code of meter, CT, VT;

c) Type of device and model of meter;

...

dd) Record of meter testing, VT, CT;

e) Record of meter setup;

g) Method of seal, lead seal for meter and metering system;

5. Details of data information connection include:

a) Code of meter address for access to data;

b) Password at level “Only read”;

c) Type of connection device and fabrication number;

6. The metering system operation managing organization shall provide information about metering system with other detailed information for the power trading company and the metering data managing organization to be updated in the database and the program of gathering, processing and storing of metering data in service of operation and billing in the electricity market.

SECTION 2. PROGRAMMING, INSTALLATION AND SECURITY

...

After installation of meter, the experimenting and testing organization, the metering data managing organization and the metering system operation managing organization where the meter is installed shall carry out the following tasks:

1. The experimenting and testing organization

a) Conducts the programming and setup of working parameter of meter;

b) Sets up, manages and stores passwords at levels: “Only read”, “Time synchronization”, “Setup” with the list of corresponding meters. Takes responsibility before law for the security of password levels;

c) Provides all organizations concerned with password at level “Only read” of the meter;

d) Provides the metering data managing organization with the password at level “Time synchronization” of the meter;

dd) Takes responsibility before the generating organization and law for the security of devices with seal or lead seal.

2. The metering data managing organization

a) Synchronizes time for the meter during the operation and ensures the security of password at level “Time synchronization” provided by the experimenting and testing organization;

...

3. The metering system operation managing organization is responsible for securing the password at level “Only read”.

Article 29. Management of seal and lead seal on the meter and the metering system

1. The experimenting and testing organization shall carry out the seal or seal with lead on the meter and other related devices in the metering system before the metering system is put into operation. The seal or seal with lead or removal of seal or seal with lead of the metering system shall be done by the experimenting and testing organization before the presence of the generating organization and the power trading organization.

2. The metering system operation managing organization is responsible for management of metering system to ensure no unauthorized break on the seal or lead seal and takes responsibility before law for the management of seal or lead seal of the meter and the metering system.

3. The experimenting and testing organization shall manage the devices of seal or lead seal to ensure they are used for the right purpose and legally.

Article 30. Management of system of gathering, processing and storing of metering data

The metering data managing organization and the metering system operation managing organization shall take responsibility for managing the system of gathering, processing and storing of metering data as follows:

1. The metering data managing organization

a) Sets up and secures the parameters for the software program of meter data reading on the spot and at the center for data gathering and processing of the metering data managing organization;

...

2. The metering system operation managing organization

a) Secures the set parameters for the software program of meter data reading within its management;

b) In all cases, the metering system operation managing organization must not interfere in the data reading and transmission program for modification of set parameters and data read from the meter to the computer in place.

SECTION 3. OPERATION OF POWER METERING SYSTEM

Article 31. Responsibility for operation of power metering system

1. The metering system operation managing organization shall manage, monitor the operation, maintenance, replacement of metering systems within its management to ensure the accuracy, stability, reliability and security of the metering systems.

2. During the management of operation, the metering system operation managing organization must regularly monitor and checking the operation condition of the metering systems within its management. In case of unusual detection or breakdown in the metering system, the metering system operation managing organization must inform the metering data managing organization, the power trading company and other organizations concerned for cooperated handling. The process of handling of breakdowns is done as stipulated in Article 35 of this Circular.

3. The replacement of devices and technology applicable to the metering system is done only when there is a negotiation and agreement between the power generating and the power trading company. The replacement of metering devices and set parameters is specified in Article 25 of this Circular.

4. The removal of seal or lead seal on the meter and the metering system is done only by the experimenting and testing organization in case of replacement, testing, experimenting and handling of breakdown of the metering system.

...

6. The precision of meter and metering devices must be maintained under the correct standard level of devices.

Article 32. Responsibility for preparation of technical standard and procedures for operation of system of metering, gathering and management of metering data

1. The metering data managing organization is responsible for preparation and submission to the Electricity Regulatory Authority for issuance of documents as follows:

a) Procedures for time synchronization;

b) Procedures for checking the metering data;

c) Procedures for identification and estimation of metering data for billing and operation of electricity market;

d) Regulation on technical standard of the metering data transmission system.

2. The metering data managing organization shall cooperate with the power generating organization, the power trading company and the parties concerned during the preparation of such procedures.

Article 33. Periodical and irregular testing of metering system

...

2. Periodical testing

a) The periodical testing of metering devices is done by the experimenting and testing organization in accordance with the requirement and cycle defined by the state management organ on metering.

b) The process of testing is done only with the presence of the power generating organization and the power trading organization;

c) The experimenting and testing organization shall prepare and agree with the metering system operation managing organization on the periodical testing plan. The metering system operation managing organization shall inform in writing the periodical testing plan to the power trading organization, the generating organization and the metering data managing organization at least fourteen working days (14) in advance before the day of periodical testing of the metering devices.

Within five (05) working days after receiving the notice of the metering system operation managing organization, the power trading company, the generating organization and the metering data managing organization shall reply in writing about the agreement with the periodical testing plan. In case of no agreement with the estimated periodical testing plan, the parties concerned must give their plausible reasons and propose a new plan;

d) Where the meter and the metering system are not tested periodically in accordance with the provisions in Clause 2 of this Article, the power trading company and the generating organization have the right to refer the case to the Electricity Regulatory Authority for settlement as stipulated in Article 48 of this Circular.

3. Irregular testing

a) The power trading company and the generating organization have the right to request the irregular testing over the meter and the metering system at any time.

b) In case of testing as required by the generating organization: the generating organization must inform the power trading organization, the metering data managing organization and the metering system operation managing organization at least fourteen (14) working days in advance before the estimated testing day and only conducts the task after the power trading company replies in written agreement.

...

d) In case of failure to reach an agreement with the estimated irregular testing plan, the parties concerned must give their plausible reasons.

dd) Where the result of irregular testing indicates that the error of the metering devices within permissible limit, the organization shall require the payment of expenses for the testing. In case the error of the metering devices exceeds the permissible limit, the metering system operation managing organization shall pay the expenses for the irregular testing.

4. Where the result of testing indicates the metering devices have error exceeding the permissible limit, such devices must be corrected, repaired or replaced within the shortest time and must be tested by the experimenting and testing organization before re-used or issued with certificate if replaced by new ones. The metering system operation managing organization shall pay all related expenses.

5. Where the testing result indicates that the metering devices have error exceeding the permissible limit causing discrepancy to the metering data for the billing, the data metering managing organization must cooperate with the organizations concerned to re-determine the correct metering data during the time of error of the metering devices exceeding the permissible limit in service of arrears or refund of electricity charge. The determination of correct metering data must be done under the Procedures for determination and estimation of metering data for the billing and operation of electricity market.

Article 34. Auditing the metering data managing organization

1. Periodical audit

a) Annually, the electricity system and market operating organization shall request the metering data managing organization to sign contract with the metering data auditing organization to conduct the audit of procedures and system of the metering data managing organization, including:

- Checking the entire system of gathering, processing and storing of metering data of the metering data managing organization;

- Checking the procedures, softwares and programs of gathering, processing and storing of metering data to ensure the compliance with requirements of electricity market;

...

2. Irregular audit

a) The generating organizations and the power trading company have the right to request the irregular audit of a part or the whole of operation of the metering data managing organization. The written request shall be sent to the Electricity Regulatory Authority stating the reasons for the irregular audit. When receiving the request from such organizations, the Electricity Regulatory Authority shall consider the necessity and reasonableness of such request. Within 14 working days, the Electricity Regulatory Authority shall issue a written decision on approval or disapproval for the irregular audit over the metering data managing organization.

Where the Electricity Regulatory Authority accepts the request for irregular audit over the metering data managing organization, the Electricity Regulatory Authority shall send the written request to the electricity system and market operating organization to conduct the audit. The request of the Electricity Regulatory Authority must include the contents and scope of auditing work over the metering data managing organization.

b) When receiving the written request for irregular audit from the Electricity Regulatory Authority, the electricity system and market operating organization must sign contract with the metering data managing organization to conduct the irregular audit over the metering data managing organization;

c) The expenses of irregular audit shall be born by the audit requester.

3. The metering data managing organization must fully cooperate to conduct the audit.

4. After the audit, the metering data managing organization and the metering data auditing organization must announce the audit result to the organizations concerned.

5. Where the audit may cause effect on the data gathering of the metering data managing organization, the metering data auditing organization must introduce solutions and reach an agreement with the parties concerned before conducting the audit over the metering data managing organization.

6. Where the result of audit indicates there are mistakes in the gathering, processing and storing of data from the metering data managing organization leading to the incorrect billing of electricity from the metered and used data, the organizations concerned must agree upon the calculation of electricity production for arrears or refund. If the audit detects the mistakes of the metering data managing organization, such organization must take responsibility before the electricity system and market operating organization and before the law for its mistake.

...

1. When detecting the failure or malfunction of the metering devices or the metering system, the organization which has detected the case must notify the metering system operation managing organization, the generating organization, the electricity system and market operating organization, the power trading company and the metering data managing organization for cooperated handling. The remedial period of breakdown of metering system from the time of detection must not exceed two (02) days, unless otherwise agreed between the generating organization and the power trading company.

2. The metering system operation managing organization shall take charge of and cooperate with the organizations concerned in settlement of metering breakdowns.

3. In any case, except for emergency specified in Clause 4 of this Article, the process of handling the breakdown must have the participation and witness of the generating organization and the power trading company. The handling of breakdown must be recorded and signed by the participants. The record must be signed and sealed by the competent representatives of the organizations concerned.

4. In case of emergency, upon occurrence of breakdown for the metering system possibly causing danger to people or devices, the metering system operation managing organization is permitted to handle the breakdown but must notify immediately the power trading company, the generating organization, the electricity system and market operating organization and the metering data managing organization and record in detail the information on the breakdown and the remedial measures such as: the time and state of breakdown, time of remedy, meter number at the times of breakdown and after recovery. The record must be signed and sealed by the competent representative of the metering system operation managing organization. After that, the metering system operation managing organization must inform immediately the power trading company, the generating organization, the metering data managing organization and other organizations concerned in order to perform the procedures for seal and lead seal and estimate the metering data in case of necessity.

5. Where the meter or the metering system is broken down leading to the incorrectness of the data metered and gathered to the center for gathering, processing and storing of data of the metering data managing organization, within the shortest time, the metering data managing organization must determine the correct power production during the time of breakdown of the meter and the power metering system in service of operation of electricity market, billing, arrears or refund of paid electricity charge. The correct power data must be updated in the metering database and sent to the electricity system and market operating organization for update of input database of the billing software and publication on the website of the electricity market.

6. Where the breakdown of the metering system leads to the failure to determine the correct metering data, the matering data managing organization must estimate the metering data as a basis for billing of electricity charge during the breakdown. The estimation of metering data must be done by the procedures for determination and estimation of metering data for the billing and operation of electricity market.

7. The record of calculation and certification of estimated power production or power with the arrears or refund must be signed and sealed by the competent representative of the generating unit and the power trading company.

8. Where the organizations concerned do not accept the result of estimated power production or power with the arrears or refund, such organizations may submit the case to the Electricity Regulatory Authority for settlement under the provisions of Article 48 of this Circular.

9. Where the metering devices are broken down, the metering system operation managing organization is responsible for replacement or repair in the shortest time so that such devices meet the technical requirements and are put into normal operation. The replacement or repair must comply with the provisions in Article 25 of this Circular. To handle the breakdown of meter in a timely manner, the metering system operation managing organization must have backup meter available for all types which are being installed. These meters must be tested beforehand and preserved in accordance with the prescribed technical requirements.

...

Article 36. Handling of breakdown of system of gathering, processing and storing of metering data

1. During the management of operation, monitoring and checking of system of gathering, processing and storing of metering data, any organization detecting error or breakdown of the system of reading and transmission of data leading to the failure to access data from a distance, such organization must notify the metering data managing organization for immediate handling or settlement. As soon as receiving the information, the metering data managing organization shall contact the parties concerned including the metering system operation managing organization, the generating organization, the power trading organization and the electricity system and market operating organization must promptly check and detect errors and take remedial measures in a timely manner.

2. After the checking is done, if the errors are detected at any stage, the organization in charge of such stage must promptly handle and remedy to restore the operational condition of the system of gathering and processing of metering data in a shortest time.

3. After the system of gathering and processing of metering data is recovered, the metering system operation managing organization and the metering data managing organization shall carry out the connection with the center for gathering, processing and storing of data of the metering data managing organization to additionally read the missing data during the failure of data reading system.

4. If the errors cannot be promptly handled, the metering system operation managing organization is responsible for gathering direct meter data on the spot through the interface portal of meter and using appropriate measures (e-mail, fax…) to transmit data to the metering data managing organization for update in the common metering database of the entire system.

5. If the system of gathering, processing and storing of metering data has errors or breakdown which leads to the failure of reading number of meter or wrong reading, the metering data managing organization must cooperate with the organizations concerned to gather correct data for the arrears or refund. The correct metering data must be updated in the metering database and sent to the the electricity system and market operating organization for update of input data of the billing software.

Chapter 5.

POWER DELIVERY

SECTION 1. GATHERING AND MANAGEMENT OF METERING DATA

...

1. Preparing the billing for the generating organization and power trading company

2. Calculating and announcing the power production of the generating organizations in service of electricity market.

3. Analyzing and balancing the supply and demand of power and use for other purposes in service of power system operation.

4. Managing the power generated and consumed of the generating organizations and organizations owning and operating the power contribution grid, the power delivered and lost on the transmission grid and comparing the result of main metering with the backup metering.

5. Providing the metering data for the members participating in the electricity market and the organizations concerned in service of calculation of power loss, handling of metering breakdown, data replacement and settlement of dispute over power.

Article 38. Decentralization of gathering, management and storing of metering data

1. The metering system operation managing organization is responsible for managing the operation of system of gathering and processing of meter data to ensure the adequate and correct update of data from the meter under its management to the computer in place.

2. The metering data managing organization is responsible for managing and operating the power metering database and program of gathering, processing and storing of metering data and ensuring the completeness, accuracy, reliability and security, from the communication port of the devices used for data gathering to the metering data managing organization and from such organization to the electricity system and market operating organization. The power metering data gathered must be stored at least 5 years.

Article 39. Access permission and use of metering data related to the billing in the electricity market

...

2. The electricity system and market operating organization has the right to access and use the database and the program of aggregation of power trading and billing data of generating organization.

3. The metering system operation managing organization has the right to access and use the metering data within its management.

Article 40. Reading and transmission of metering data

1. Mode of data reading

a) The data reading of meters to the metering data managing organization must be done daily with two parallel and independent modes:

- Mode 1: The metering system operation managing organization shall read data of meters within its management to the computer in place. After that, these data shall be transmitted automatically to the metering data managing organization;

- Mode 2: The metering data managing organization shall make direct connection to the meters of the metering system operation managing organization to read data and synchronize time of all meters;

b) The process of data reading and time synchronization must be done daily by the metering system operation managing organization and the metering data managing organization and all metering data of the previous day must be updated to the metering data managing organization before 10:00 AM of the following day. The metering data managing organization shall cooperate with the metering system operation managing organization to schedule the data reading of meter to ensure the access to metering data is not blocked;

c) The metering data operation managing organization shall daily check and monitor the data reading system in place to ensure the data of meters of power plants are transmitted fully and accurately to the computer in place and to the metering data managing organization. The metering system operation managing organization must inform immediately the metering data managing organization of information about the failure to read or transmit the metering data, including the case where the metering data are sent late and cause of breakdown of system of metering data gathering and transmission within its management.

...

2. Requirements for gathering of metering data

The metering data read to the computer in place and transmitted to the center for gathering, processing and storing of metering data of the metering data managing organization must include:

a) The data read daily include the value of active and reactive power by two ways of receiving and sending for every 30 minutes of all main and backup meters.

b) Data read under the billing cycle includes the number closed at 24:00 PM of the last day of billing cycle on the main register and the tariff of the active and reactive power register by two ways of receiving and sending of all main and backup meters of the generating organization.

SECTION 2. PROCESSING OF METERING DATA

Article 41. Checking of metering data

1. The purpose of checking of metering data is for confirmation of precision and consistence between the metering database stored at the metering data managing organization with the metering data stored in the meter of the generating organization as a basis for preparing invoice for the purpose of billing of electricity charge.

2. The metering data managing organization shall check the metering data gathered at the center for gathering, processing and storing of data of the metering data managing organization to ensure the accuracy and validity of the metering data.

3. The checking and comparison of metering data is done under the Procedures for checking of metering data and is based on the following principles:

...

b) The data of meters read and transmitted by the generating organizations to the metering data managing organization shall be compared with the main data of such meters connected for direc data metering by the metering data managing organization as a basis for confirming the data is correct and reliable;

c) The power data in each billing cycle of meters determined from the total of power for a cycle of every 30 minutes of the days in the billing cycle shall be compared with the power production of such meters in the entire billing cycle determined from the number of meter closing at the time of 0:00 of the first day and 24:00 of the last day of such billing cycle.

4. Where the metering data managing organization detects the abnormality or suspects the accuracy of the gathered metering data, the metering data managing organization must investigate and settle such problems in the shortest time.

5. Where the result of checking and comparison of metering data detects the difference between the meter data with data in the computer in place or the data in the metering database of the metering data managing organization:

a) The organizations concerned including the generating organization, the metering data managing organization and the power trading company must coordinate to find out the cause and reach an agreement upon the settlement plan;

b) The data stored in the meter shall be the main ground and basis for determining the power through the metering points.

6. Within 06 days from the date the metering data of power trading is published on the website of the electricity market, the generating organization and the power trading company shall check and compare the metering data. If disagreeing with the data, such organizations may request the metering data managing organization to re-check to confirm the correctness of the data provided or detect causes and handle the differences of metering data (if any);

7. In case the generating organization and the power trading organization do not agree upon the metering data in service of billing, such organizations have the right to submit this case to the Electricity Regulatory Authority for settlement in accordance with the provisions in Article 48 of this Circular.

8. Where the valid metering data cannot be gathered before the deadline to be provided for the electricity system and market operating organization and the parties concerned, the metering data managing organization shall estimate the metering data for the billing and operation of electricity market. The estimation of metering data and procedures for calculating the power arrears or refund is specified in Article 44 of this Circular.

...

1. Cases of calculation and conversion of metering data:

a) Conversion of metering data of the main metering system and the backup metering systems to the terminal of generating units for the following purposes:

- Determining the marginal price of electricity market;

- Separating the power which is dispatched according to the schedule of electricity market (billing at market price) and the power which is dispatched under the binding condition to generate electricity (paid at the offering price of generating units) in the transaction cycles of electricity market when one or a number of generating units of the generating organization are dispatched under the binding condition to generate electricity.

The method of determining the marginal price of the electricity market and the regulations related to the handling of binding generation specified in the Regulation on electricity market;

b) Converting the metering data of the main metering system and backup metering systems to the connection point in case the metering points do not coincide with the connection points.

c) Calculating the power traded and transmitted through the connection points in case the metering point does not ensure the correct metering of traded power as in case the metering points are established in the direction high and medium voltage of the 3 phase booster transformer.

2. In cases specified in Clause 1 of this Article, the generating organization and the power trading company must agree upon the mode of calculation and conversion of metering data. The mode of calculation and conversion of metering data which has been agreed upon must be sent to the metering data managing organization for application in the program of gathering and processing of metering data of the metering data managing organization.

Article 43. Calculation and format of metering data for power trading

...

Article 44. Estimation of metering data

1. Where the correct metering data of the previous day cannot be gathered as stipulated at Point b, Clause 1, Article 40 of this Circular, the metering data managing organization must estimate the metering data to be provided for the electricity system and market operating organization in service of operation of electricity market and billing of electricity charge.

2. The estimation must be done in accordance with the Regulation on determination and estimation of metering data for the billing and operation of electricity market which the metering data managing organization develops and is approved by the Electricity Regulatory Authority.

3. The metering data managing organization must notify the electricity system and market operating organization of the cases of application of estimated metering data and the value of estimated power production at the time of supply of metering data.

4. After estimating the power metering data, the organizations concerned must takes measures to gather the correct metering data as a basis for the arrears or refund for the cycles applying the estimation of power metering data.

5. Where the correct metering data cannot be determined, the estimated metering data can be used as a basis for the billing between the organization.

SECTION 3. DETERMINATION OF METER NUMBER AND POWER DATA FOR BILLING

Article 45. Reading the meter number and confirming the power production by the closed meter number

1. On the first day of each billing cycle, the generating organization shall cooperate with the power trading company or the authorized organization of the power trading company to close the number and confirm the power production of the preceding billing cycle in the main and backup metering systems. The meter number is closed at 24:00 PM on the last day of the previous billing cycle.

...

3. Within two (02) days from the first day of each billing cycle, the generating organization shall send the Record of confirmation of meter number and power production to the metering data managing organization for checking, comparison and to the electricity system and market operating organization for update in the billing documents.

Article 46. Responsibility for data certification by the meter data reading program

1. After receiving the Record of confirmation of meter number and power production, the metering data managing organization shall prepare the Record of aggregation of power production for every hour for each metering point of the generating organizations based on the metering data gathered from the program of aggregation of metering data of the system of gathering, processing and storing of metering data. The Record of aggregation of power production must be checked and compared its data by the measures specified in Article 41 of this Circular and ensure the accuracy and consistence with the power production which is determined by the Record of certification of meter number and power production done by the generating organization and the power trading company.

2. The Record of aggregation of power production for every hour of each generating organization must be signed by the competent representative of the generating organization, the power trading company and the metering data managing organization. Before the 8^th working day of each billing cycle, the metering data managing organization shall send the above Record to the electricity system and market operating organization as a basis and legal documents for the billing between the generating organization and the power trading company.

Article 47. Dossier for determination of power production for billing in electricity market

1. The dossier for determination of power production for billing in electricity market includes the Records of power certification between organizations as specified in Article 45 and 46 of this Circular and is a part of billing documents of the generating organizations and other members involved in the electricity market.

2. The electricity system and market operating organization must store the dossier for determination of power production for billing within five (05) years.

Chapter 6.

SETTLEMENT OF DISPUTE

...

1. Where there is any dispute between the organizations related to this Circular, such organizations must settle it by themselves through negotiation within 60 days and 15 days for dispute over internal billing.

2. After the time limit specified in Clause 1 of this Article but such organizations fail to settle their dispute, they shall have the right to refer the case to the Electricity Regulatory Authority for settlement in accordance with regulations of law.

3. The decision on settlement of dispute from the Electricity Regulatory Authority is the final and abiding one.

Chapter 7.

IMPLEMENTATION ORGANIZATION

Article 49. Implementation organization

1. The Electricity Regulatory Authority is responsible for dissemination, guidance and inspection of implementation of this Circular.

2. All power plants subject to this Circular, if having the inappropriate power metering system, they must improve their devices to meet the requirement of this Circular and completes this before June 30, 2010.

3. The generating organizations owning the BOT power plant and signing long-term power sale contract may continue to use the current CT, VT but their meter, metering circuit and the system of power metering data gathering must be invested and upgraded to meet the technical requirements of this Circular. When such organizations replace new CT, VT, they must comply with the technical requirements of this Circular.

...

The metering data managing organization must invest, install and upgrade the transmission line for data gathering, devices and softwares of the system of gathering, processing and storing of metering data to meet the requirements of this Circular and complete this before June 30, 2010.

5. Any problem arising during the implementation of this Circular should be promptly reported to the Ministry of Industry and Trade and the Electricity Regulatory Authority for adjustment and modification accordingly.

Article 50. Effect

1. This Circular takes effect 45 days from the date of issuance.

2. Director of the Electricity Regulatory Authority, Ministerial Chief of Office, Ministerial Chief Inspector, Directors of Departments and organizations and individuals are liable to excute this Circular./.

PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER

Do Huu Hao

You are not logged!

So you only see the Attributes of the document.
You do not see the Full-text content, Effect, Related documents, Documents replacement, Gazette documents, Written in English,...

You can register Member here

You are not logged!

So you only see the Attributes of the document.
You do not see the Full-text content, Effect, Related documents, Documents replacement, Gazette documents, Written in English,...

You can register Member here

You are not logged!

So you only see the Attributes of the document.
You do not see the Full-text content, Effect, Related documents, Documents replacement, Gazette documents, Written in English,...

You can register Member here

You are not logged!

So you only see the Attributes of the document.
You do not see the Full-text content, Effect, Related documents, Documents replacement, Gazette documents, Written in English,...

You can register Member here

Circular No. 27/2009/TT-BCT regulation on power metering in the competitive generation market

Official number:	27/2009/TT-BCT	Legislation Type:	Circular
Organization:	The Ministry Of Industry And Trade	Signer:	Do Huu Hao
Issued Date:	25/09/2009	Effective Date:	Premium
Gazette dated:	Updating	Gazette number:	Updating
		Effect:	Premium

You are not logged!

So you only see the Attributes of the document.
You do not see the Full-text content, Effect, Related documents, Documents replacement, Gazette documents, Written in English,...

You can register Member here

Circular No. 27/2009/TT-BCT dated September 25, 2009, regulation on power metering in the competitive generation market

Download document in VN

Download document and table of contents in Vietnamese

Download document in EN

You are not logged!

So you only see the Attributes of the document.
You do not see the Full-text content, Effect, Related documents, Documents replacement, Gazette documents, Written in English,...

You can register Member here

FeedBack For THƯ VIỆN PHÁP LUẬT New
Full Name:
Email:
Tel:
Content:

FullName:
Email:
Phone:
Content: