시행규칙

조조정 절차에 관한 국가 전력 시스템 운영을 규정함

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정부가 2012년 11월 12일 제정한 제95호 2012년 국무회의령에 근거하여 통상부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정함.

2004년 12월 3일 전력법 및 2012년 11월 20일 전력법 일부 개정 법률에 의거

2013년 10월 21일 정부가 제정한 제2013-137호 명령 「전력법 및 전력법 일부 개정 법률 시행에 관한 세부 규정」에 근거함

전력 규제국 국장의 제안에 따라,

공업부 장관은 국가 전력 시스템 조정 절차를 규정한 시행규칙을 발령한다.

장 1

총칙

조 1. 적용범위

1. 본 통지는 다음과 같은 사항을 규정함

a) 국가 전력 시스템 내 조정 권한 분류;

b) 국가 전력 시스템 조정 및 운전에 참여하는 조직 및 개인의 책임;

c) 국가 전력 시스템 운전 방식의 작성 및 승인;

d) 국가 전력 시스템 실시간 조정 및 운전;

đ) 국가 전력 시스템 조정 작업에 참여하는 부서의 임무; 발전소, 변전소, 송전망 및 제어 센터의 운전;

e) 국가 전력 시스템 조정 및 운전 직무에 직접 참여하는 직책 교육;

2. 국경 간 전력 거래의 경우, 연결선로의 조정 운전은 사전에 체결된 조정 협정에 따라 이루어진다.

조 2. 적용대상

1. 베트남 전력그룹.

2. 국가 전력 시스템 조정 기관.

3. 발전 기관.

4. 송전 기관.

5. 배전 기관.

6. 배전 및 소매 기관.

7. 송전망에서 직접 전력을 수용하는 사용자, 배전망을 통해 전력을 수용하는 사용자 중 자체 변전소를 보유한 자.

8. 각 기관의 운전 직원.

9. 관련 조직 및 개인.

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석된다.

1. AGC (영어 약어: Automatic Generation Control)는 발전기의 출력을 증감시키는 자동 장치로서, 발전기의 주파수를 허용 범위 내에서 안정적으로 유지하기 위해 경제적인 발전기 운전 원칙에 따라 작동한다.

2. 전력 시스템 안전성 특정 시간 또는 일정 기간 동안 전력 수요를 충족할 수 있는 전력 공급 능력을 의미하며, 시스템 제약을 고려한다.

3. AVR (영어 약어: Automatic Voltage Regulator)는 발전기 단극의 전압을 제어하기 위한 자동 시스템으로, 발전기의 자기 회로에 영향을 미쳐 허용 한도 내에서 단극 전압을 유지한다.

4. 당일 보고서 이전 날의 운전 상황 및 지표를 포함한 보고서.

5. 사고 보고서 사고 발생 후 설비 및 시스템 상태에 대한 보고서로, 주요 내용은 사고 경과, 영향, 원인 분석, 예방 대책 제안 등이다.

6. 조정 권한 분류된 조정 권한에 따라 전력 시스템을 지휘하고 조정할 수 있는 조정 단계.

7. 정상 운전 모드 전력 송전 시스템 및 전력 배전 시스템 규정에서 정한 허용 범위 내의 운전 지표를 갖춘 운전 모드.

8. 운전 인증 전력공사 또는 조정 권한이 있는 조정 기관 또는 상위 조정 기관이 직업 교육 및 검사를 마친 국가 전력 시스템 조정 및 운전 직무에 직접 참여하는 직책에게 발급하는 증명서.

9. DCS에 관한 (영어 약어: Distributed Control System)는 분산 제어 원칙에 따라 전력 발전소 또는 변전소 내의 제어 장치가 네트워크로 연결되어 신뢰성을 높이고 제어 장치의 결함으로 인한 영향을 최소화하도록 설계된 시스템.

10. DIM (영어 약어: Dispatch Instruction Management)는 조정 권한이 있는 조정 기관과 발전소 사이의 조정 명령 정보 관리 시스템.

11. DMS (영어 약어: Distribution Management System)는 배전망 관리, 감시 및 최적화를 지원하는 자동화된 소프트웨어 시스템.

12. 조도 시스템 전력 는 발전, 송전, 배전 과정을 국가 전력 시스템 내에서 기술적 규범과 운전 방식에 따라 지휘하고 제어하는 활동이다.

13. 조도원 는 국가 전력 시스템을 지휘하고 조정하는 자로서 다음을 포함한다:

a) 국가 조도원;

b) 지역 조도원;

c) 중앙부처 소속 도시 또는 성 직할 시, 성 분배 조도원(이하 "성 분배 조도원"이라 한다);

d) 구, 현 분배 조도원.

14. 초급 주파수 조정 은 주파수 변화에 따른 대량의 터빈 출력 조정 장치를 갖춘 발전기들의 즉각적인 조정 과정이다.

15. 이차 주파수 조정 은 초급 주파수 조정 후에 AGC 시스템을 통해 특정한 발전기들, 주파수에 따른 부하 해제 시스템 또는 조도 명령을 통해 이루어지는 추가적인 조정 과정이다.

16. 국가 전력 시스템 조도 단위 는 국가 전력 시스템 내에서 발전, 송전, 배전 과정을 지휘하고 제어하는 단위로서 다음 조도 단계를 포함한다:

a) 국가 조도 단계;

b) 지역 조도 단계.

17. 발전 단체 발전 사업자

18. 분배 전력 기관 는 국가 전력 시스템에 연결된 하나 이상의 발전소를 소유하고 발전 분야에서 전력 사업 영업 허가를 받은 전력 사업자이다.

a) 전력공사;

분배 및 판매 전력 사업자

19. 분배 및 소매 전력 기관 는 분배 및 소매 전력 사업, 전력 구매 사업을 수행하며 발전 사업자로부터 전력을 구매하여 사용자에게 판매하는 전력 사업자로서 다음을 포함한다:

20. 전력 송전 단위 b) 총공사 소속 도시 또는 성 전력 회사(이하 "성 전력 회사"라 한다).

21. 전력 구매 및 소매 전력 사업자 는 분배 및 소매 전력 사업, 전력 구매 사업을 수행하며 분배 전력 사업자로부터 전력을 구매하여 사용자에게 판매하는 전력 사업자이다.

전송 전력 사업자

는 전력 전송 분야에서 영업 허가를 받고 전국 전력 전송망 관리와 운영을 책임지는 전력 사업자이다.

전력 관리 운영 단위

는 국가 전력 시스템에 연결된 전력선이나 설비를 관리하고 운영하는 조직 또는 개인으로 다음을 포함한다:

a) 발전 사업자;

b) 전송 전력 사업자;

22. c) 분배 전력 사업자; d) 분배 및 소매 전력 사업자;

23. đ) 전력 전송망에서 직접 전력을 수용하는 사용자; e) 중압 및 110kV 분배망에 직접 연결된 변전소를 소유한 분배망 사용자.

24. EMS (영어 약어: Energy Management System)는 전력 시스템을 최적화하기 위해 에너지를 자동으로 관리하는 소프트웨어 시스템이다.

25. 전력 사용자 는 전력 시스템에서 전력을 구매하여 사용하고 다른 조직 또는 개인에게 재판매하지 않는 조직 또는 개인이다.

26. 전기 시스템 중압 분배망 사용자

27. 는 중압 및 110kV 분배망에 직접 연결된 변전소를 소유한 분배망 사용자이다. 전력 전송망에서 직접 전력을 수용하는 사용자

28. 는 전력 전송망에 직접 연결된 변전소를 소유한 사용자이다. 발전 시설

29. 는 발전기, 전력망 및 보조 시설로 구성된 시스템이다. 국가 전력 시스템

30. 는 전국 범위에서 통일적으로 지휘되는 전력 시스템이다. 지역 전력 시스템

31. 는 220kV 이하의 전압 등급을 가지며 북부, 중부, 남부 지역으로 구분되는 전력 시스템이다. 전력 전송 시스템

32. 는 전력 전송망과 그에 연결된 발전소로 구성된 시스템이다. 분배 전력 시스템

33. 전력망 는 분배 전력망과 그에 연결된 발전소로 구성되어 전력 사용자에게 전력을 공급하는 시스템이다.

34. SCADA 시스템 (영어 약어: Supervisory Control And Data Acquisition)는 전력 시스템을 모니터링, 제어 및 운영하기 위한 데이터 수집 시스템이다.

35. 조도 명령 는 실시간으로 전력 시스템의 운전 상태를 지휘하고 제어하는 명령이다.

36. 전력망 는 산업통상자원부가 규정한 분배 전력망 규정에 따라 구체적으로 정의된 부분 전력망이다.

37. 중압 전력망 는 1000V부터 35kV까지의 정격 전압을 가진 분배 전력망이다.

38. 전력 전송망 는 산업통상자원부가 규정한 전력 전송 시스템 규정에 따라 구체적으로 정의된 부분 전력망이다.

39. 대형 발전소 는 설치 총 용량이 30MW를 초과하는 발전소이다.

소형 발전소

는 설치 총 용량이 30MW 이하인 발전소이다.

운영 인력

는 전력 생산, 전송, 배전 과정을 직접 제어하는 인력으로 다음을 포함한다:

40. a) 각 조도 단계의 조도원; b) 발전소 또는 발전단지 제어 센터의 당직반장, 반장, 주당직원, 부당직원;

41. 중대 사고 c) 전력소 또는 전력소 그룹 제어 센터의 반장, 주당직원, 부당직원;

42. d) 분배 전력망 당직 작업원. 기본 연결도

43. 는 설비의 일반적인 개폐 상태, 선로의 길이와 종류, 전력소와 발전소의 주요 사양을 나타내는 전력 시스템 도면이다. 대규모 정전

44. 는 넓은 지역 또는 전체 전력 전송망에서 발생하거나 화재, 폭발로 인해 인명과 재산 피해를 입히는 사고이다. RTU/Gateway 단말기 장치

45. 는 전력소 또는 발전소에 설치되어 SCADA 제어 센터로 데이터를 수집하고 전송하는 장치이다. 전력소

46. 는 변전소, 차단소 또는 보상소이다. 제어 센터

조 4. 전력 시스템 운영에 관한 일반 규정

1. 국가 전력 시스템 운영 단위는 국가 전력 시스템을 안전하고 신뢰성 있게 안정적으로 운용하며 품질과 경제성을 보장하기 위해 국가 전력 시스템을 지휘하고 운영하는 통상적인 책임을 가지고 있다.

2. 국가 전력 시스템 운영 단위는 전력 시스템의 연간, 월간, 주간 운영 계획, 당일 운영 방식 및 시간별 발전소 동원 일정을 전력 송전 시스템 규정과 전력 분배 시스템 규정에 따라 작성해야 한다. 당일 운영 방식 및 시간별 발전소 동원 일정을 작성할 때는 전력 시장의 당일 및 시간별 발전소 동원 일정 외에도 기상 변동, 전력 수요 변화, 전력 시스템 안전 보장 제약사항 및 법률이 정한 우선 순위를 고려해야 한다. 당일 및 시간별 전력 시스템 운영 방식은 보조 서비스를 제공하는 발전기 동원 일정(있을 경우)과 시장의 당일 및 시간별 발전소 동원 일정에서 시스템 안전 보장을 위해 변경된 발전기 정보를 포함해야 한다.

3. 국가 전력 시스템 운영 단위는 실시간 전력 시스템 운영을 지휘해야 한다. 각 운영 관리 단위는 관리 범위 내에서 전력 발전소와 전력망을 안전하고 신뢰성 있게 운영하기 위해 해당 지휘 단계의 지휘 명령을 준수해야 한다.

4. 전력 시스템을 실시간으로 지휘하고 운영하는 과정에서 각 지휘 단계와 각 운영 관리 단위는 본 시행규칙 및 관련 규정을 준수해야 한다.

5. 비상 상황에서는 전력 시스템의 안전을 보장하기 위해 각 지휘 단계는 당일 운영 방식 및 시간별 발전소 동원 일정을 공표한 내용과 다른 방법으로 전력 시스템을 운영할 수 있는 권리를 가진다. 이러한 변경 사항은 운영 보고서에 기록되어야 하며 관련 규정에 따라 공표된다.

장 II

지휘 단계 및 각 지휘 단계의 권한

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

국가 전력 시스템 지휘 단계 구분

지휘, 감독 및 정보 보유 권한

조 5. 국가 전력 시스템 지휘 단계 구분

국가 전력 시스템 지휘는 다음 세 가지 주요 단계로 구분된다:

1. 국가 지휘 단계는 국가 전력 시스템 지휘 작업에서 가장 높은 지휘 단계이다. 국가 지휘 단계는 국가 전력 시스템 지휘 센터가 담당한다.

2. 지역 지휘 단계는 해당 지역 전력 시스템을 지휘하며, 국가 지휘 단계의 직접 지휘를 받는다. 지역 지휘 단계는 북부, 남부, 중부 지역 전력 시스템 지휘 센터가 담당한다.

3. 분배 지휘 단계

a) 지방 분배 지휘 단계는 해당 지방의 분배 전력 시스템을 지휘하며, 해당 지역 지휘 단계의 직접 지휘를 받는다. 지방 분배 지휘 단계는 호치민시 전력공사, 하노이시 전력공사 및 각 지방 전력공사가 담당한다;

b) 구/현 분배 지휘 단계는 해당 구/현의 분배 전력 시스템을 지휘하며, 해당 지방 분배 지휘 단계의 직접 지휘를 받는다. 분배 전력망 규모, 조직 구조, 자동화 수준 및 실제 요구 사항에 따라 각 전력공사는 구/현 분배 지휘 단계 설립 계획을 작성하여 전력그룹의 승인을 받아야 한다.

조 6. 권한 분류 원칙, 제어 및 검사 권한

1. 다음 기본 원칙에 따라 제어 권한을 분류한다:

가) 하나의 전기 장치는 한 단계의 제어 센터만이 제어할 수 있는 권한을 가진다;

나) 전기 장치의 전압 등급과 전력망의 전송 또는 배전 기능에 따라;

다) 발전소의 설비용량에 따라;

라) 전기 장치 관리 범위에 따른 운영 관리 단위의 경계에 따라.

2. 다음 기본 원칙에 따라 검사 권한을 분류한다:

전기 장치는 하위 제어 센터가 제어 권한을 행사하는 경우 그 시스템 또는 장치의 운전 상태를 변경하거나 영향을 미치는 경우 상위 제어 센터만이 검사를 할 수 있다.

3. 특정 전기 장치가 하위 제어 센터의 제어로 인해 시스템의 운전 상태에 영향을 미치지 않는 경우, 해당 제어 센터는 하위 제어 센터나 운영 관리 단위에게 그 장치의 제어 권한을 위임할 수 있다. 위임은 양 당사자의 확인이 포함된 문서로 이루어져야 한다.

4. 매년 실정에 따라 이 통지에서 정한 제어 및 검사 권한 분류 규정을 근거로 전력그룹은 각 제어 센터가 협력하여 제어 및 검사 권한을 가진 장치 목록을 작성하고 관련 운영 관리 단위에 보낸다.

제어 및 검사 권한의 세부 사항은 전력국가시스템에서의 작업절차 규정에 따라 전력소 또는 발전소의 전기장치 일련번호 도면 승인 결정에 부속되어야 한다.

절 2

제어권,

검사권, 정보획득권

조 7. 제어권

1. 제어권은 시스템 또는 제어권을 가진 전기 장치의 운전 상태를 변경하는 권한이다.

2. 시스템 또는 전기 장치의 운전 상태 변경은 제어권을 가진 제어 센터의 명령에 따라야 하며, 이 통지의 조 10 항 2호에서 규정한 경우를 제외한다.

조 8. 상위 제어 센터의 검사권

1. 상위 제어 센터의 검사권은 하위 제어 센터 또는 운영 관리 단위가 제어권을 행사하도록 허용하는 권한이다.

2. 시스템 또는 상위 제어 센터의 검사권을 행사할 수 있는 전기 장치의 운전 상태 변경 명령은 상위 제어 센터의 허가를 받아야 하며, 이 통지의 조 10 항 1호에서 규정한 경우를 제외한다.

3. 명령을 완료한 후 하위 제어 센터 또는 운영 관리 단위는 상위 제어 센터에 결과를 보고해야 한다.

조 9. 정보획득권

정보획득권은 제어 또는 검사 권한이 없는 전기 장치의 운전 상태 변경이나 시스템 또는 제어권을 가진 전기 장치의 운전 상태에 영향을 미치는 경우 그 정보를 받거나 제공할 수 있는 권한으로, 이 통지의 조 10 항 1호에서 규정한 경우를 제외한다.

조 10. 사고 또는 사고 위험 시의 지령, 검사 및 정보 취득 권한

1. 사고 처리 또는 사고 위험 대응 시, 지령권을 가진 단계는 사전 지령을 내릴 수 있는 권리를 가집니다. 지령이 실행된 후, 지령권을 가진 단계는 즉시 지시 검사권을 가진 단계에 보고하고 정보 취득 권한을 가진 단위에 통보해야 합니다.

2. 생명과 설비 안전을 위협하는 긴급 상황(화재 포함)에서 발전소 또는 변전소에서는 발전소 당직장 또는 변전소 팀장이 관련 절차에 따라 설비 조작을 수행할 수 있으며, 해당 조치에 대한 책임을 집니다. 조치가 완료되면 당직장 또는 팀장은 상위 운영자에게 즉시 보고해야 합니다.

목 3

국가 지령 단계의 권한

조 11. 국가 지령 단계의 지령 권한

1. 전국 전력망 주파수.

2. 500kV 전력망 전압.

3. 대형 발전소의 발전기, 제14조 시행규칙 제5항 및 제6항에 규정된 대형 발전소를 제외합니다.

4. 500kV 전력망(보상 장치와 220kV, 35kV 또는 22kV 측의 500kV 변환기 차단 장치 포함).

5. 전국 전력망 부하.

조 12. 국가 지령 단계의 검사 권한

1. 110kV, 220kV 전압 노드의 전압 조정으로 인해 발전원 조정이 필요한 지역 전력망의 전압 노드.

2. 지방 지령 단계의 지령 권한을 가진 발전소의 발전기로, 발전기의 운전으로 전국 전력망의 정상 운전 상태가 변경되는 경우.

3. 지방 전력망의 송전망으로, 연결망 변경으로 인해 국가 지령 단계의 지령 권한을 가진 대형 발전소의 발전원 조정이 필요한 경우.

4. 국가 지령 단계의 지령 권한을 가진 대형 발전소의 출력 감소를 초래하는 보조 장치.

5. 500kV 변전소 또는 국가 지령 단계의 지령 권한을 가진 대형 발전소의 자체 전원 공급원.

조 13. 국가 지령 단계의 정보 취득 권한

국가 지령 단계는 전국 전력망의 지령 업무를 지원하기 위해 지령 하부 단계와 운영 관리 단위로부터 정보 제공을 요구할 수 있습니다.

1. 지방 전력망의 운전 상태 정보 및 지시 검사 권한을 가지지 않는 전기 장치의 기술 정보.

2. 110kV 변전소의 예측 부하 및 실제 부하 데이터.

3. 전국 전력망의 지령 업무를 지원하기 위한 기타 정보.

절 4

지방 지령 단계의 권한

조 14. 지방 지령 단계의 지령 권한

1. 국가 전력망과 독립적으로 운전되는 지방 전력망 또는 그 일부의 주파수.

2. 지방 전력망의 66kV, 110kV, 220kV 전력망 전압. 110kV, 220kV 전력망에 연결된 발전소의 무효 전력, 국가 지령 단계의 지령 권한을 가진 발전소 제외.

3. 지방 전력망의 66kV, 110kV, 220kV 전력망(110kV, 220kV 전압의 장치와 110kV, 220kV 변환기의 다른 측의 총 출입선 포함).

4. 지방 전력망의 110kV, 220kV 전력망에 연결된 소형 발전소의 발전기.

5. 국가 전력망과 독립적으로 운전되거나 국가 지령 단계의 지령 권한을 위임받은 경우, 지방 전력망의 110kV, 220kV 전력망에 연결된 대형 발전소의 발전기.

6. 지방 전력망의 110kV 이하 전압의 전력망에 연결된 대형 발전소의 발전기.

7. 지방 전력망 부하.

조 15. 분배망 지휘급의 검사권

1. 분배망 지휘급의 지휘권에 속하는 분배망 중 연결 상태 변경으로 인해 전기 시스템 지방망의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

2. 분배망 지휘급의 지휘권에 속하는 소규모 발전소의 발전기 중 발전기 동원으로 인해 전기 시스템 지방망의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

3. 전력 변전소 또는 소규모 발전소의 자체 사용 전력 공급원은 지방망 지휘급의 지휘권에 속한다.

조 16. 분배망 지휘급의 정보 취득권

1. 국가 지휘급의 지휘권에 속하는 대규모 발전소의 발전기 중 발전기 동원으로 인해 전기 시스템 지방망의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

2. 500kV 전력망 중 연결 상태 변경으로 인해 전기 시스템 지방망의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

절 5

분배망 지휘급의 권한

조 17. 분배망 지휘급의 지휘권

1. 분배망 또는 그 일부가 독립 운영되는 경우의 분배망 전기 시스템 주파수

2. 중압 전력망의 전압(본 통고 제20조 제2항에서 규정하는 경우를 제외함)

3. 중압 전력망(본 통고 제20조 제1항에서 규정하는 경우를 제외함)

4. 중압 전력망에 연결된 소규모 발전소의 발전기(본 통고 제20조 제3항에서 규정하는 소규모 발전소를 제외함)

5. 분배망 전력 시스템 부하

조 18. 분배망 지휘급의 검사권

1. 분배망 지휘급의 지휘권을 구청 또는 군 지휘급에게 위임받은 소규모 발전소의 발전기(본 통고 제20조 제3항에서 규정하는 경우를 제외함)

2. 구청 또는 군 지휘급의 지휘권에 속하는 중압 전력망 및 분배망 관리 및 판매 기관의 관리 범위 내의 전력망 중 연결 상태 변경으로 인해 분배망 지휘급의 지휘권에 속하는 분배망 전력 시스템의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

3. 전력 변전소 또는 소규모 발전소의 자체 사용 전력 공급원은 분배망 지휘급의 지휘권에 속한다.

4. 분배망에 연결된 고객의 디젤 발전기(구청 또는 군 지휘급에게 위임되지 않은 경우를 제외함)

조 19. 분배망 지휘급의 정보 취득권

1. 분배망 지휘급의 지휘권에 속하는 분배망에 연결된 대규모 발전소의 발전기 중 발전기 동원으로 인해 분배망 지휘급의 지휘권에 속하는 분배망 전력 시스템의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

2. 고객이 소유하고 분배망에 연결된 전력 변전소, 전력망, 발전소는 분배망 지휘급의 지휘권에 속하지 않음

3. 지방망 전력 시스템의 운전 상태 변경으로 인해 분배망 지휘급의 지휘권에 속하는 분배망 전력 시스템의 정상 운전 상태가 변경되는 경우

목 6

 구청 또는 군 지휘급의 권한

조 20. 구청 또는 군 지휘급의 지휘권

1. 총회사 또는 지방회사가 구청 또는 군 지휘급에게 위임한 35kV 이하 전력망

2. 구청 또는 군 지휘급에게 위임된 지역의 35kV 이하 전력망의 전압

3. 총회사 또는 지방회사가 구청 또는 군 지휘급에게 위임한 분배망에 연결된 소규모 발전소의 발전기

4. 총회사 또는 지방회사가 구청 또는 군 지휘급에게 위임한 분배망에 연결된 고객의 디젤 발전기

5. 구청 또는 군 지휘급의 지휘권에 속하는 구청 또는 군 전력망 부하

조 21. 구군 분배 조정급의 검사권

1. 고객의 분배선은 조정급의 관리 대상이 아니다.

2. 고객 소유의 전기 변전소는 구군 분배 조정급의 관리 대상이 아니다.

조 22. 구군 분배 조정급의 정보 취득권

지방 분배 조정급의 관리 하에 있는 전기 설비의 운전 방식 변경이 고객에게 전기를 공급하는 데 영향을 미치거나 구군 분배 조정급의 관리 하에 있는 분배망의 기본 연결 구조를 변경해야 하는 경우 해당 조정급은 이를 통보받아야 한다.

절 7

 운영 관리 단위의 권한

발전소, 변전소, 제어센터

조 23. 발전소, 변전소, 제어센터의 제어권

1. 발전소 또는 발전소 제어센터의 운영 관리 단위는 다음 장치들을 제어할 수 있다.

가) 발전소 내부에서 자체 사용을 위해 분리된 상태에서 작동하는 발전기 집단

나) 발전소 자체 사용을 위한 전력 시스템

다) 발전소 소유로 고객에게 직접 전기를 공급하는 분배망

라) 국가 전력망과 연결되지 않은 발전소 보조 장치 및 전기 장치

2. 변전소 또는 변전소 제어센터의 운영 관리 단위는 다음 장치들을 제어할 수 있다.

가) 변전소 자체 사용을 위한 전력 시스템

나) 국가 전력망과 연결되지 않은 변전소 보조 장치 및 전기 장치

다) 고객 변전소 내부의 분배망

조 24. 발전소, 변전소, 제어센터의 정보 취득권

발전소, 변전소 또는 발전소, 변전소 제어센터의 운영 관리 단위는 다음 정보를 취득할 수 있다.

1. 국가 전력망으로부터 발전소 또는 변전소에 공급되는 자체 사용 전력 정보

2. 관리 범위 외의 전기 장치의 고장이나 비정상 현상을 공유하는 접속점에서 발생한 정보

장 III

각 조정급 및 시스템 전력망 국가 운영 참여 단위의 책임

조 25. 전력망 국가 시스템 조정의 기본 목표

전력망 국가 시스템 조정 작업 중 각 조정급은 다음 기본 목표를 달성해야 한다.

1. 안전하고 신뢰할 수 있는 전력 공급 보장

2. 전력망의 안정성 유지

3. 규정된 운전 기준 준수

4. 경제적인 전력망 운전

각 조정급의 책임

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

조 26. 국가 조정급의 책임

1. 국가 전력망을 지휘하고 제어한다.

가) 국가 전력망 주파수 제어

나) 500千伏输电网络的电压控制

다) 受控范围内的大型发电厂发电机组功率控制

라) 500千伏输电网络的操作和故障处理

마) 联接区域电力系统的500千伏输电网络黑启动和恢复

바) 国家电网负荷控制

사) 受控范围内大型发电厂或500千伏输电网络故障原因通报受影响的区域调度级，并通知因电源不足或500千伏输电网络传输限制导致的供电减少情况

아) 水力发电水库调节，遵守相关程序和规定

자) 执行受控操作影响区域电力系统正常运行模式时，向区域调度级通报

2. 全国电力系统的运行方式制定

3. 根据国家电网运行要求进行计算和检查，包括：

가) 各时期基本运行方式下的国家电网运行模式计算，或其他特殊要求下的计算

나) 500千伏输电网络保护和自动装置定值计算、检查及发布；受控范围内大型发电厂发电机-变压器保护装置、客户500千伏输电网络线路和变电站定值计算、检查及批准；全国电网广域故障防御系统保护定值计算

다) 向区域调度级提供500千伏变压器在最大和最小运行模式下220千伏节点短路参数（短路功率、短路电流）；受控区域内输电网络保护和自动装置定值限制

라) 受控区域内大型发电厂500千伏和220千伏变电站、110千伏变电站及连接线路保护和自动装置定值检查

마) 新建电力工程接入受控电力系统的影响评估参与

바) 国家电网稳定性的计算、检查及提高措施建议

사) 国家电网频率和电压卸载计算

아) 500千伏系统故障、国家电网重大故障原因分析及预防措施建议；参与区域电网重大故障、受控发电厂故障原因分析及预防措施建议

5. 主持国家500千伏系统、国家电网重大故障原因分析及预防措施建议；参与区域电网重大故障、受控发电厂故障原因分析及预防措施建议

6. 管理国家调度级配备的SCADA/EMS系统、专用计算机系统、通信信息系统

7. 总结国家电网运行情况，按工商业部发布的输电系统规定报告

조 27. 지역 운영책임

1. 전력 시스템 지역 운영 과정에서 국가 운영 지휘를 준수한다.

2. 권한 내에 있는 전력 시스템 지역을 지휘 제어한다.

가) 권한 내에 있는 전력 시스템 지역의 전압 제어

나) 국가 전력 시스템에서 분리된 경우, 권한 내에 있는 전력 시스템 지역(또는 일부)의 주파수 제어

다) 권한 내에 있는 발전소의 발전기 출력 제어

라) 권한 내에 있는 전력 시스템 지역의 장애 처리 및 조작

마) 전력 시스템 지역의 블랙스타트 및 복구

바) 권한 내에 있는 전력 시스템 지역의 연결 전력 송전선로와 관련된 지역 운영 지휘와의 협력

사) 지역 운영 지휘가 분배 전력 시스템의 정상 운전에 영향을 미칠 경우, 분배 전력 운영 지휘에 통보

아) 전력 시스템 지역의 부하 제어

자) 권한 내에 있는 전력 시스템 지역의 장애 원인과 예상 복구 시간을 분배 전력 운영 지휘에 통보. 전력 시스템 지역의 전력 공급 감소 또는 전송 한도 초과로 인한 전력 공급 감소를 분배 전력 운영 지휘에 통보

3. 국가 운영 지휘에 전력 시스템 지역의 예상 운전 방식을 등록하고, 국가 운영 지휘의 승인을 받은 운전 방식을 기반으로 전력 시스템 지역의 운전 방식을 작성한다.

4. 전력 시스템 지역의 운전 요구사항에 따라 계산 및 검사를 수행한다.

가) 각 기간별 기본 운전 방식에 따른 전력 시스템 지역의 다양한 운전 상태 계산; 다른 특별 요구사항에 따른 계산

나) 권한 내에 있는 220kV, 110kV 전력망의 보호 Relay 설정 계산, 검사 및 발행(110kV/220kV 전압 등급의 설비 포함); 전력 시스템 지역의 보호 Relay 설정과 관련된 값 검사 및 통과; 권한 내에 있는 발전소의 발전기-변환기 설비, 220kV, 110kV 송전선 및 변전소의 보호 Relay 설정 값 검사 및 통과

다) 분배 전력 운영 지휘에게 다음 정보 제공: 110kV 전압 노드의 최대 및 최소 운전 상태에 대한 단락 계산 값; 분배 전력망의 보호 Relay 및 자동화 설정 한도

라) 검사 권한 내에 있는 분배 전력망의 보호 Relay 및 자동화 설정 값 검사

마) 새로운 전력 시설이 권한 내에 있는 전력 시스템에 연결되는 영향 평가 참여

5. 전력 시스템 지역의 운영 관리 단위와 협력하여, 국가 운영 지휘 요구사항에 맞는 주파수 및 전압에 따른 부하 제거 시스템의 위치, 설정 변경 명령서 발행, 설정 변경 검사 및 작동 확인을 한다.

6. 권한 내에 있는 전력 시스템 지역의 장애 원인 분석, 확인 및 예방 조치 제안 주도

7. 전력 시스템 지역에 설치된 SCADA/EMS 시스템, 전용 컴퓨터 시스템, 통신 및 정보 시스템의 운영 관리

8. 전력 시스템 지역의 일일, 주간, 월간, 분기, 연간 운영 상황 요약 및 보고서 작성; 규정에 따른 보고

조 28. 분배 전력 지휘급의 책임

1. 지휘급 분배 전력 지휘급의 지휘를 수행하며, 분배 전력 시스템의 조정 및 운전 과정에서 지휘급 지역 지휘급의 지시를 준수한다.

2. 지휘급 분배 전력 지휘급은 그 권한 내에 있는 분배 전력 시스템을 지휘 및 제어하는 것을 포함하되 다음과 같다:

a) 그 권한 내에 있는 전력망의 전압 제어

b) 분배 전력 시스템(또는 일부 분배 전력 시스템)이 지역 전력 시스템에서 분리된 경우 해당 분배 전력 시스템(또는 일부 분배 전력 시스템)의 주파수 제어

c) 분배 전력 시스템 내에서 그 권한 내에 있는 발전소의 발전량 제어

d) 그 권한 내에 있는 설비의 작동 및 고장 처리

e) 분배 전력 시스템 복구

f) 분배 전력 시스템의 부하 제어

g) 연계된 도시 간 분배 전선 작업 시 관련 지휘급 분배 전력 지휘급과 협력

h) 그 권한 내의 조정이 도시 또는 군 전력망의 정상 운전에 영향을 미칠 때 도시 또는 군 지휘급 분배 전력 지휘급에 통보

i) 정전 또는 공급 감소로 인한 고객에게 직접 통보할 임무를 부여받은 단위나 부서에 고장 원인과 재가동 예상 시간을 통보

3. 분배 전력 시스템의 운영 방식 예상 계획을 지휘급 지역 지휘급에 등록하고, 지휘급 지역 지휘급의 승인을 받은 운영 방식을 기반으로 분배 전력 시스템의 운영 방식을 작성한다.

4. 분배 전력 시스템의 운영 요구 사항에 따라 계산을 수행하며 다음을 포함한다:

a) 각 기간별 기본 운영 방식에 따른 운영 상태 계산 또는 특별 요구 사항에 따른 계산

b) 그 권한 내에 있는 분배 전력망의 보호 릴레이 및 자동화 시스템에 대한 설정 값 계산 및 배포; 분배 전력망에 대한 보호 릴레이 장치의 설정 값 검토 및 승인을 위한 분배 및 판매 전력 단위와 분배 전력망에 연결된 고객의 전력 변환소를 위한 설정 값 검토 및 승인

c) 그 권한 내에 있는 분배 전력 시스템의 전력 손실 계산 및 손실 감소를 위한 조치 제안

d) 도시 또는 군 지휘급 분배 전력 지휘급에 그 권한 내에 있는 분배 전력망의 보호 릴레이 및 자동화 시스템의 설정 값 한도를 제공

e) 그 권한 내에 있는 분배 전력망의 보호 릴레이 및 자동화 시스템의 설정 값을 검토

5. 지휘급 지역 지휘급의 요구 수준에 따라 그 권한 내에 있는 분배 전력망의 자동 부하 제거 시스템의 설정 및 작동을 모니터링 및 검사한다.

6. 그 권한 내에 있는 분배 전력 시스템의 고장 원인 분석 및 예방 조치 제안을 주도한다.

7. 지휘급 분배 전력 지휘급에 설치된 SCADA/DMS 시스템, 자동화 시스템, 통신 시스템, 정보 시스템 및 전용 컴퓨터 시스템의 운영 관리를 수행한다.

8. 지휘급 지역 지휘급의 요구 사항에 따라 요약보고서를 작성하고 데이터를 제공하며 규정된 보고 체제를 준수한다.

조 29. 도시 및 군 지휘급 분배 전력 지휘급의 책임

도시 및 군 지휘급 분배 전력 지휘급이 구성될 경우, 그 책임은 이 통지 제5조 제3항 점 b에 따라 승인된 설립 계획에서 구체적으로 정해진다.

절 2

 국가 전력 시스템 운전에 참여하는 단위의 책임

 국가 전력 시스템 운전

조 30. 발전 단위의 책임

1. 지령 권한을 가진 지령 기관의 운전 방식 및 지령을 준수한다.

2. 제어 속도 시스템과 자극 시스템의 신뢰성 있는 운전을 보장한다. 산업 기준 및 지령 권한을 가진 지령 기관의 요구에 부응하도록 보호 시스템 및 자동 제어 시스템을 설정하여 전력 시스템의 안정적인 운전을 보장한다.

3. 발전소의 안전하고 안정된 운전을 보장하며, 운전 준비 상태를 최고 수준으로 유지한다.

4. 관리 범위 내의 DCS 시스템, RTU/Gateway 단말기 및 통신 정보 시스템이 안정적이고 신뢰성을 유지하며 지속적으로 작동하도록 한다.

5. 발전 가능 상태, 예비 용량, 발전소의 운전 방식 이행 상황을 지령 권한을 가진 지령 기관에게 규정 또는 요청 시 보고한다.

6. 발전소 자체 시스템의 기본 운전 방식 및 운영 과정에서 사용되는 기술 도면을 작성하여 발전소가 가장 안전하게 운전되도록 한다.

7. 관리 권한을 가진 설비의 유지보수 및 수리를 규정 및 승인된 계획에 따라 수행한다.

8. 설비의 이상 현상 및 사고 발생 상황을 지령 권한을 가진 지령 기관에게 규정에 따라 보고한다.

9. 발전소 내 사고 복구 작업을 조직하여 설비를 가장 짧은 시간 내에 다시 운전할 수 있도록 하며, 사고 예방을 위한 분석, 원인 파악 및 대책 실행을 주도적으로 수행한다.

10. 지령 기관의 요청 시 발전소 설비의 기술 문서, 기술 매개변수, 운전 매개변수, 운전 절차를 제공한다.

11. 연간 최소 1회 이상 운영 직원들을 대상으로 사고 처리 훈련 및 화재 예방 및 진화 훈련을 실시하며, 검색 운전 임무를 부여받은 발전소의 경우 검색 운전 훈련 및 전체 발전소 정전 훈련을 최소 1회 실시한다.

조 31. 송전 단위의 책임

1. 지령 권한을 가진 지령 기관의 운전 방식 및 지령을 준수한다.

2. 관리 범위 내의 보호 릴 시스템 및 자동화 시스템의 안정적인 운전을 보장한다. 관리 범위 내의 보호 릴 시스템 및 자동화 시스템의 조정 값을 지령 권한을 가진 지령 기관의 조정 명세서에 따라 설정한다.

3. 관리 범위 내의 DCS 시스템, RTU/Gateway 단말기 및 통신 정보 시스템이 안정적이고 신뢰성을 유지하며 지속적으로 작동하여 국가 전력 시스템의 안전한 운전 및 지령을 지원한다.

4. 설비의 이상 현상 및 사고 발생 상황을 지령 권한을 가진 지령 기관에게 규정 또는 요청 시 보고한다.

5. 지령 기관이 제도 운영 계산, 전국 전력 시스템의 보호 릴 및 자동화 시스템 설정 조정을 수행하기 위해 요청 시 관리 권한을 가진 전선 및 변전소 설비의 기술 문서, 기술 매개변수, 운전 매개변수, 운전 절차를 제공한다.

6. 전선 및 변전소의 유지보수 및 수리를 규정 및 승인된 계획에 따라 수행한다.

7. 송전망의 안전하고 신뢰성 있는 운전을 보장하기 위한 관리 작업을 조직한다.

8. 변전소 내 전선 또는 전기 설비의 사고 복구 작업을 조직하여 설비를 가장 짧은 시간 내에 다시 운전할 수 있도록 하며, 사고 원인 분석 및 사고 예방을 위한 대책 실행을 주도적으로 수행한다.

9. 연간 최소 1회 이상 운영 직원들을 대상으로 사고 처리 훈련 및 화재 예방 및 진화 훈련을 실시한다.

조 32. 전력 분배 단위의 책임

1. 운영 방식 및 지령에 따라 권한 있는 지령 기관의 지령을 준수해야 한다.

2. 관리 범위 내에서 보호 릴 시스템, 자동화 시스템 및 부하 자동 제거 시스템이 안정적으로 작동하도록 보장해야 한다. 보호 릴 시스템 및 부하 자동 제거 시스템의 설정 값을 권한 있는 지령 기관의 설정 명령서에 따라 설정해야 한다.

3. 관리 범위 내의 DCS 시스템, RTU/Gateway 단말기 및 통신 정보 시스템이 안정적이고 신뢰성을 유지하며 지속적으로 작동하여 국가 전력 시스템의 안전한 운전 및 지령을 지원한다.

4. 관리 범위 내에서 전력 수요 관리를 수행하고 안전하고 신뢰성 있는 분배 전력망 운영을 보장해야 한다.

5. 규정 및 승인된 계획에 따라 전선과 변전소의 유지보수 및 수리를 수행해야 한다.

6. 설비의 고장 및 비정상 현상을 지령 기관에 보고해야 하며, 고장 복구 상황도 요구 시 보고해야 한다.

7. 관리 범위 내의 전력 수요, 기술 문서, 기술 매개변수, 운전 매개변수, 전선 및 변전소 설비의 운전 절차를 지령 기관에게 제공하여 국가 전력 시스템 전체의 운전 모드 계산, 보호 릴 및 자동화 시스템 설정 조정을 수행할 수 있도록 해야 한다.

8. 관리 범위 내의 대형 부하의 예상 출현 시간 및 운전 시간을 지령 기관에 제공해야 한다.

9. 연간 최소 1회 이상 운영 직원들을 대상으로 사고 처리 훈련 및 화재 예방 및 진화 훈련을 실시한다.

조 33. 전력 분배 및 소매 단위의 책임

1. 관리 범위 내에서 분배 전력망을 운영할 때 지령 기관의 지령 및 운영 방식을 준수해야 한다.

2. 관리 범위 내에서 보호 릴 시스템, 자동화 시스템 및 부하 자동 제거 시스템이 안정적으로 작동하도록 보장해야 한다. 보호 릴 시스템 및 부하 자동 제거 시스템의 설정 값을 권한 있는 지령 기관의 설정 명령서에 따라 설정해야 한다.

3. 관리 범위 내의 DCS 시스템, RTU/Gateway 장치 및 통신 시스템이 안정적으로, 지속적으로, 신뢰성 있게 작동하도록 보장해야 한다.

4. 관리 범위 내에서 전력 수요 관리를 수행하고 안전하고 신뢰성 있는 분배 전력망 운영을 보장해야 한다.

5. 규정 및 승인된 계획에 따라 전선과 변전소의 유지보수 및 수리를 수행해야 한다.

6. 설비의 고장 및 비정상 현상을 지령 기관에 보고해야 하며, 고장 복구 상황도 요구 시 보고해야 한다.

7. 관리 범위 내의 전력 수요, 기술 문서, 기술 매개변수, 운전 매개변수, 전선 및 설비의 운전 절차를 지령 기관에게 제공하여 국가 전력 시스템 전체의 운전 모드 계산, 보호 릴 및 자동화 시스템 설정 조정을 수행할 수 있도록 해야 한다.

8. 관리 범위 내의 대형 부하의 예상 출현 시간 및 운전 시간을 지령 기관에 제공해야 한다.

9. 연간 최소 1회 이상 운영 직원들을 대상으로 사고 처리 훈련 및 화재 예방 및 진화 훈련을 실시한다.

조 34. 통신 서비스 제공 단위의 책임

1. 전력 시스템 지령을 지원하기 위한 정보 연결을 원활하게 보장해야 한다.

2. 전력 시스템 지령을 지원하기 위한 통신 채널이 안정적으로, 지속적으로, 신뢰성 있게 작동하도록 보장해야 한다.

3. 지령에 참여하는 단위의 정보 부서와 협력하여 국가 전력 시스템 지령을 지원하기 위한 정보가 지속적으로 제공되도록 보장해야 한다.

4. 현재 규정에 따라 통신 채널의 관리, 수리 일정을 작성하고 등록해야 한다. 계획에 따른 수리 작업을 수행하여 품질을 보장하고 일정을 준수하며, 지령 및 국가 전력 시스템 운영을 방해하지 않아야 한다.

조 35. 발전용 가스 공급 단위의 책임

1. 발전용 가스 공급을 우선적으로 보장해야 한다.

2. 전력 시스템 국가 지령 기관과 협력하여 발전용 가스 사용 플랜트를 위한 가스 예측, 배정 및 교부 절차를 마련하고, 관련 기관의 규정에 따라 가스 사용 원칙을 준수하도록 보장해야 한다.

3. 전력 시스템 국가 지령 기관과 협력하여 연간, 월간, 주간, 일일 발전용 가스 공급 계획을 세워야 한다.

4. 발전용 가스 공급 시스템의 유지보수 및 수리 계획을 통보하여 국가 전력 시스템 연간, 월간, 주간, 일일 계획 수립 및 운영을 지원해야 한다.

5. 발전용 가스 공급 시스템이 기술 조건에 맞게 안전하고 신뢰성 있게 운영되도록 보장해야 한다.

6. 발전용 가스 공급 중단 또는 감소 사태를 즉시 국가 지령 기관, 전력 규제청 및 관련 발전 단위에 통보하고, 사태 복구 상황을 보고해야 한다.

장 IV

전력 시스템 운전 방식

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

운전 방식 등록, 승인 방법

전력 시스템 운전 방식 등록, 승인

조 36. 전력 시스템 운전 방식의 주요 내용

전력 시스템 실시간 운영 조정을 위한 계산 및 준비를 위해 다음의 주요 내용을 포함하여 전력 시스템 운전 방식을 작성해야 한다.

1. 신설 공사의 운영 개시 계획.

2. 전력 시스템 기본 연결도.

3. 전력 시스템 부하 예측.

4. 전력 시스템 안전성 평가; 발전 용량 및 전력 생산량 부족 가능성 통보.

5. 발전원 및 배전망 유지 보수 계획.

6. 작업 표.

7. 운영 중 장비 테스트 계획.

8. 수문 상황에 따른 최소 두 가지 시나리오의 발전원 동원 계획.

9. 보조 서비스 제공 발전기 동원 계획(있을 경우).

10. 발전용 가스 공급 계획.

11. 제어권한 내 전력 송배전망 운영 계획.

조 37. 전력 시스템 운전 방식 승인

1. 전력 시스템 운전 방식은 다음과 같이 구성된다:

a) 연간, 월간, 주간, 일간, 시간별 운전 방식;

b) 특별 운전 방식으로, 공휴일, 명절, 중요한 정치, 문화 및 사회 행사 등에 대한 전력 시스템 운전 방식이 포함된다.

2. 조 36에서 규정된 내용 외에도 연간 운전 방식 승인 후 변경 사항이 없는 한 다음 달, 다음 주, 다음 날, 다음 시간의 운전 방식에는 모든 내용을 요구하지 않는다.

3. 국가 전력 시스템 운전 방식

a) 국가 전력 시스템 연간 운전 방식

- 국가 전력 시스템 연간 운전 방식은 전력 공급 보장을 위한 운영 및 감독 업무의 기반이 되며, 다음 주요 내용을 포함한다: 전력 부하 예측; 발전원 동원 계획; 전력 송전망 운영 계획; 발전원, 배전망 및 연료 공급 제약사항;

- 매년 10월 15일 이전까지 국가 운영 조정 기관은 국가 전력 시스템 연간 운전 방식을 완성하고 베트남 전력 그룹에 제출해야 한다;

- 매년 11월 1일 이전까지 베트남 전력 그룹은 국가 전력 시스템 연간 운전 방식을 승인하고 전력 규제청에 보고해야 한다;

- 매년 11월 15일 이전까지 전력 규제청은 국가 전력 시스템 연간 운전 방식을 산업부에 제출하여 승인받아야 한다;

b) 국가 전력 시스템 월간, 주간 운전 방식 및 특별 운전 방식은 국가 운영 조정 기관이 베트남 전력 그룹의 승인을 받아 작성한다;

c) 국가 전력 시스템 다음 날 운전 방식은 국가 운영 조정 기관이 주간 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고 승인한다.

4. 지역 전력 시스템 운전 방식

a) 지역 전력 시스템 연간 운전 방식은 지역 운영 조정 기관이 국가 전력 시스템 연간 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고 승인한다;

b) 지역 전력 시스템 월간, 주간 운전 방식 및 특별 운전 방식은 지역 운영 조정 기관이 국가 전력 시스템 월간, 주간 운전 방식 및 특별 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고 승인한다;

c) 지역 전력 시스템 다음 날 운전 방식은 지역 운영 조정 기관이 주간 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고 승인한다.

5. 분배 전력 시스템 운전 방식(분배 전력 시스템은 지방 분배 운영 조정 기관과 구/군 분배 운영 조정 기관의 관할권을 포함)

a) 지방 분배 전력 시스템 연간 운전 방식은 지방 분배 운영 조정 기관이 지역 전력 시스템 연간 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고, 지방 전력 회사 또는 지방 전력 회사에 제출하여 승인받는다;

b) 지방 분배 전력 시스템 월간, 주간 운전 방식 및 특별 운전 방식은 지방 분배 운영 조정 기관이 지역 전력 시스템 월간, 주간 운전 방식 및 특별 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고, 지방 전력 회사 또는 지방 전력 회사에 제출하여 승인받는다;

c) 지방 분배 전력 시스템 다음 날 운전 방식은 지방 분배 운영 조정 기관이 주간 운전 방식 승인을 바탕으로 작성하고 승인한다.

조 38. 운행방식 등록 내용

관리 범위, 지휘권 및 감시권에 따라 전력망 중앙지휘기관, 지방 분배 지휘기관 및 현지 분배 지휘기관은 각각 지휘 및 감시 권한 내의 운영 방식을 등록하기 위해 다음 사항을 포함하여 계획을 세워야 한다.

1. 지휘 권한 내의 시스템 부하 예측

2. 상위 지휘기관의 감시 권한 내의 전력망 유지 보수 계획 예상

3. 상위 지휘기관의 감시 권한 내의 새로운 전기 공사의 운영 계획 예상

4. 상위 지휘기관의 감시 권한 내의 설비 실험 운영 계획 예상

5. 지휘 권한 내의 전원 동원 계획 예상

조 39. 운행방식 등록 절차

1. 연간 운행방식 등록

a) 매년 7월 15일 이전, 현지 분배 지휘기관은 지방 분배 지휘기관에 다음 해의 운행방식 등록을 제출한다.

b) 매년 8월 1일 이전, 지방 분배 지휘기관은 전력망 중앙지휘기관에 다음 해의 운행방식 등록을 제출한다.

c) 매년 8월 15일 이전, 전력망 중앙지휘기관은 국가 지휘기관에 다음 해의 운행방식 등록을 제출한다.

2. 월별 운행방식 등록

a) 매 달 말일로부터 10일 이전, 현지 분배 지휘기관은 지방 분배 지휘기관에 다음 달의 운행방식 등록을 제출한다.

b) 매 달 말일로부터 9일 이전, 지방 분배 지휘기관은 전력망 중앙지휘기관에 다음 달의 운행방식 등록을 제출한다.

c) 매 달 말일로부터 8일 이전, 전력망 중앙지휘기관은 국가 지휘기관에 다음 달의 운행방식 등록을 제출한다.

3. 주별 운행방식 등록

a) 매 주 월요일 오전 10시 이전, 현지 분배 지휘기관은 지방 분배 지휘기관에 다음 2주간의 운행방식 등록을 제출한다.

b) 매 주 화요일 오전 10시 이전, 지방 분배 지휘기관은 전력망 중앙지휘기관에 다음 2주간의 운행방식 등록을 제출한다.

c) 매 주 수요일 오전 10시 이전, 전력망 중앙지휘기관은 국가 지휘기관에 다음 2주간의 운행방식 등록을 제출한다.

4. 일별 운행방식 등록

a) 매일 오전 9시 이전, 주별 운행방식과 변경이 있을 경우, 현지 분배 지휘기관은 지방 분배 지휘기관에 다음 날의 운행방식 등록을 제출한다.

b) 매일 오전 10시 이전, 주별 운행방식과 변경이 있을 경우, 지방 분배 지휘기관은 전력망 중앙지휘기관에 다음 날의 운행방식 등록을 제출한다.

c) 매일 오전 11시 이전, 주별 운행방식과 변경이 있을 경우, 전력망 중앙지휘기관은 국가 지휘기관에 다음 날의 운행방식 등록을 제출한다.

조 40. 운행방식 통보 절차

1. 연간 운행방식 통보

a) 매년 11월 20일 이전, 국가 지휘기관은 다음 해의 국가 전력망 운행방식을 통보하기 위해 중앙지휘기관에 통보해야 한다.

b) 매년 11월 25일 이전, 중앙지휘기관은 다음 해의 지역 전력망 운행방식을 통보하기 위해 지방 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

c) 매년 12월 1일 이전, 지방 분배 지휘기관은 다음 해의 현지 분배 전력망 운행방식을 통보하기 위해 현지 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

2. 월별 운행방식 통보

a) 매 달 말일로부터 7일 이전, 국가 지휘기관은 다음 달의 국가 전력망 운행방식을 통보하기 위해 중앙지휘기관에 통보해야 한다.

b) 매 달 말일로부터 6일 이전, 중앙지휘기관은 다음 달의 지역 전력망 운행방식을 통보하기 위해 지방 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

c) 매 달 말일로부터 5일 이전, 지방 분배 지휘기관은 다음 달의 현지 분배 전력망 운행방식을 통보하기 위해 현지 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

3. 주별 운행방식 통보

a) 매 주 목요일 오후 3시 이전, 국가 지휘기관은 다음 2주간의 국가 전력망 운행방식을 통보하기 위해 중앙지휘기관에 통보해야 한다.

b) 매 주 목요일 오후 3시 30분 이전, 중앙지휘기관은 다음 2주간의 지역 전력망 운행방식을 통보하기 위해 지방 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

c) 매 주 목요일 오후 4시 이전, 지방 분배 지휘기관은 다음 2주간의 현지 분배 전력망 운행방식을 통보하기 위해 현지 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

4. 일별 운행방식 통보

a) 매일 오후 3시 이전, 국가 지휘기관은 주별로 공표된 운행방식과 변경이 있을 경우 다음 날의 국가 전력망 운행방식을 통보하기 위해 중앙지휘기관에 통보해야 한다.

b) 매일 오후 3시 30분 이전, 중앙지휘기관은 주별로 공표된 운행방식과 변경이 있을 경우 다음 날의 지역 전력망 운행방식을 통보하기 위해 지방 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

c) 매일 오후 4시 이전, 지방 분배 지휘기관은 주별로 공표된 운행방식과 변경이 있을 경우 다음 날의 현지 분배 전력망 운행방식을 통보하기 위해 현지 분배 지휘기관에 통보해야 한다.

절 2

 전력망 운행방식 설정

조 41. 전력 시스템 기본 연결도

1. 매년 8월 1일 이전에 분배 조정급 구군은 다음 연도 분배망 권한 내 기본 연결도를 작성하고 분배 조정급 성도에 제출할 책임이 있다.

2. 매년 8월 15일 이전에 분배 조정급 성도는 다음 연도 분배망 권한 내 기본 연결도를 작성하고 중부 조정급에 제출할 책임이 있다.

3. 매년 9월 1일 이전에 각 중부 조정급은 다음 연도 지역 전력망 기본 연결도를 작성하고 국가 조정급에 제출할 책임이 있다.

4. 매년 11월 20일 이전에 국가 조정급은 베트남 전력그룹의 승인을 받은 국가 전력망 기본 연결도를 공식 웹사이트에 게시할 책임이 있다. 이 연결도는 다음 연도 1월 1일부터 적용된다.

5. 국가 전력망 기본 연결도를 승인받은 후, 매년 12월 1일 이전에 중부 조정급은 지역 전력망 기본 연결도를 완성하고 중부 조정급 지도자의 승인을 받아 다음 연도 1월 1일부터 적용될 수 있도록 게시할 책임이 있다.

6. 지역 전력망 기본 연결도를 승인받은 후, 매년 12월 15일 이전에 성도 분배 조정급은 분배 조정급 구군을 위한 분배망 기본 연결도를 완성하고 분배 단위 지도자의 승인을 받아 다음 연도 1월 1일부터 적용될 수 있도록 게시할 책임이 있다.

7. 운영 과정에서 기본 연결도가 더 이상 적합하지 않다고 판단되면 각 조정급은 그들의 권한 내 전력망 새로운 기본 연결도를 작성하여 상위 조정급에게 제출하여 검토하도록 한다. 베트남 전력그룹은 국가 전력망 월간 및 주간 운용 방식의 새로운 기본 연결도를 승인하는 책임이 있으며, 분배 전력 단위는 성도 분배 조정급의 권한 내 분배망 월간 및 주간 운용 방식의 새로운 기본 연결도를 승인하는 책임이 있다.

조 42. 전력 부하 예측

1. 전력 시스템 전송 규정, 전력 시스템 분배 규정(공업부 발행) 및 국가 전력망 부하 예측 절차(전력 규제국 발행)에 따라 전력 부하 예측을 수행한다.

2. 분배 전력 단위는 분배 조정급 성도 직속 기관이 다음 연도, 다음 달, 다음 주, 다음 날 분배망과 지역 전력망 간 연결점의 전력 부하 예측을 지시하고, 이를 성도 분배 조정급에 제출해야 한다.

조 43. 전력 시스템 안전 평가

1. 조정급의 권한 내 전력 시스템은 해당 조정급이 안전 평가를 수행한다.

2. 각 조정급은 공업부 발행 전력 시스템 전송 규정, 공업부 발행 전력 시스템 분배 규정 및 전력 규제국 발행 중기 및 단기 전력 시스템 안전 평가 절차에 따라 권한 내 전력 시스템 안전 평가를 수행할 책임이 있다.

3. 권한 내 전력 시스템 안전 평가를 수행하는 동안 상위 조정급은 필요한 정보를 하위 조정급에게 제공하며, 하위 조정급은 권한 내 전력 시스템 안전 평가 결과와 관련 건의사항을 상위 조정급에 보고할 책임이 있다.

4. 발전 단위, 전송 전력 단위, 분배 전력 단위 및 직접 전력망 전송망에서 전력을 사용하는 고객은 전력 규제국 발행 중기 및 단기 전력 시스템 안전 평가 절차에 따라 국가 조정급에게 관련 정보를 제공할 책임이 있다.

조 44. 발전소 및 전력망 유지보수, 수리 계획

1. 각 계통운영기관과 운전관리기관은 발전소, 전력망 관리 범위 내에서 전력망 송전 시스템 규정과 분배 시스템 규정에 따라 유지보수, 수리 계획을 작성하고 등록하며 승인해야 하며, 송전 시스템 내 장비 유지보수 계획 작성 절차는 전기 규제원이 제정한 규정에 따라야 한다.

2. 장비 관리기관은 운영에서 분리하거나 예비 상태로 전환하기 위해 해당 권한을 가진 계통운영기관에 등록해야 한다. 공사 수행자 또는 다른 기관이 장비를 분리하려면 해당 장비 관리기관에 등록해야 한다. 해당 권한을 가진 계통운영기관은 등록을 받고 처리하며 장비를 교부하고 수령한다.

3. 수리 시간은 해당 권한을 가진 계통운영기관이 장비를 장비 관리기관에게 교부한 시점부터 다시 교부될 때까지로 계산된다.

4. 계획된 유지보수, 수리 또는 예비 상태로 전환을 수행하기 전에 장비 관리기관은 해당 권한을 가진 계통운영기관의 직무운영자가 승인하도록 통보해야 한다.

5. 장비 관리기관이 등록한 유지보수, 수리 계획을 처리할 수 없을 경우 해당 권한을 가진 계통운영기관은 이유를 명시하여 통보해야 한다.

조 45. 신설공사의 운영 시작 계획

1. 매년 7월 1일 이전에 장비 관리기관은 현재 연도와 그 다음 두 연도의 신설공사의 운영 시작 계획을 해당 권한을 가진 계통운영기관에 제공해야 한다. 이전에 제공된 신설공사의 운영 시작 일정에 변경이 없다면 장비 관리기관은 해당 권한을 가진 계통운영기관에 통보해야 한다.

2. 신설공사의 전력 연결 절차, 절차 및 조건은 산업통상자원부가 제정한 송전 시스템 규정과 분배 시스템 규정에 따라야 한다.

3. 장비 번호 부여

a) 모든 장비는 국가 전력 시스템 작동 절차 규정에 따라 이름과 번호를 부여받아야 한다.

b) 장비 관리기관과 관련 기관은 산업통상자원부가 제정한 국가 전력 시스템 작동 절차 규정에 따른 장비 번호 부여 규정을 준수해야 한다.

4. SCADA 및 통신 시스템 설정: 신설공사는 전력 시스템 정보 및 SCADA 시스템 연결 조건을 해당 권한을 가진 계통운영기관에 맞추어야 하며, 산업통상자원부가 제정한 송전 시스템 규정, 분배 시스템 규정 및 전기 규제원이 제정한 SCADA/EMS 및 SCADA/DMS 요구 사항 및 관리 운영 규정을 준수해야 한다.

5. 보호 Relay 및 자동화 시스템 설정 및 계산

a) 각 계통운영기관과 장비 관리기관은 이 시행규칙, 송전 시스템 규정, 분배 시스템 규정 및 전기 규제원이 제정한 발전소 및 변전소 보호 Relay 및 자동화 시스템 요구 사항에 따라 보호 Relay 및 자동화 시스템 설정, 검토 및 계산을 수행해야 한다.

b) 장비 관리기관은 새로운 공사의 전력 연결 전에 보호 Relay 설정 값을 해당 권한을 가진 계통운영기관의 요구 사항에 따라 완료하고 확인해야 한다.

c) 운영 중 보호 Relay 및 자동화 시스템 설정 값의 변경은 해당 권한을 가진 계통운영기관의 승인을 받아야 한다.

d) 각 계통운영기관은 국가 전력 시스템 내 보호 Relay 및 자동화 시스템 선택성과 민감성을 보장하기 위해 보호 Relay 및 자동화 시스템 설정 및 계산 과정에서 협력해야 한다.

6. 새로운 공사 전력 연결 전 기술 데이터 업데이트

a) 해당 권한을 가진 계통운영기관은 전송기관 또는 분배기관과 협력하여 새로운 전력 시스템 연결 계획을 고려한 전력 시스템 월간 운영 방식을 업데이트해야 한다.

b) 발전기관, 직접 송전망에서 전력을 수용하는 사용자, 분배망을 별도로 사용하는 사용자는 산업통상자원부가 제정한 송전 시스템 규정에 따라 동의된 연결 계획과 다른 내용을 업데이트하고 해당 권한을 가진 계통운영기관에 제공해야 한다.

7. 시험 전력 연결 방법 및 시험 프로그램

a) 사업자는 새로운 공사의 시험 전력 연결 방법 및 시험 프로그램을 해당 권한을 가진 계통운영기관에 등록해야 하며, 산업통상자원부가 제정한 송전 시스템 규정과 분배 시스템 규정을 준수해야 한다.

b) 해당 권한을 가진 계통운영기관은 장비 관리기관의 등록에 따라 새로운 공사의 시험 전력 연결 방법을 설정해야 한다. 등록된 시험 전력 연결 방법과 다르게 변경되는 경우 해당 권한을 가진 계통운영기관은 장비 관리기관에 통보해야 한다.

c) 해당 권한을 가진 계통운영기관은 등록된 시험 프로그램 외에 추가적인 시험을 요청할 수 있으며, 산업통상자원부가 제정한 송전 시스템 규정과 분배 시스템 규정을 준수해야 한다.

d) 시험 전력 연결 계획 또는 시험 프로그램은 승인 후에만 실행되며, 직무운영자의 명령에 따라야 한다. 직무운영자는 등록된 계획과 다르거나 안전한 시스템 운영에 영향을 미치는 경우 시험 전력 연결 또는 시험을 허용하지 않을 수 있다. 시험 전력 연결 또는 시험 프로그램의 변경은 재등록 및 승인 후에만 실행될 수 있다.

조 46. 작업표

1. 계획된 작업 또는 급작스러운 작업 모두가 작업을 수행하기 전에 작업 안전과 시스템 전기 운전 안전을 보장하기 위해 작업표를 작성하고 승인되어야 한다.

2. 각 계통 운영부서와 운전 관리 단위는 공상부가 발포한 국가 전력 시스템 작업 절차 규정을 준수하여 작업표를 작성하고 승인해야 한다.

조 47. 운전 중 실험 및 시험 계획

1. 운전 중, 각 계통 운영부서와 운전 관리 단위는 관리 범위 내의 전기 장비 실험 및 시험 계획을 수행하여 시스템 전기의 안전하고 신뢰성 있는 운전을 보장하도록 의무화한다. 이는 공상부가 발포한 전력 송전 시스템 규정, 전력 분배 시스템 규정 및 전력 규제청이 발포한 실험 및 실험 감독 절차 규정에 따라 이루어진다.

2. 운전 중 장비 실험 및 시험 계획은 계통 운영자가 승인할 수 있는 권한이 있을 때만 실시되며, 이는 계통 운영자 직원의 명령에 따라 이루어져야 한다. 직근 운영자 직원은 등록된 계획과 다르거나 시스템 전기의 안전하고 신뢰성 있는 운전에 영향을 미칠 경우 실험을 허용하지 않을 수 있다. 실험 계획의 모든 변경은 실시되기 전에 계통 운영자가 승인할 수 있는 권한이 있는 자에게 승인을 받아야 한다.

조 48. 전력 공급 소스 동원 계획

1. 국가 계통 운영자는 경쟁 전력 시장 운전 규정 및 공상부가 발포한 전력 송전 시스템 규정을 준수하여 서비스 지원 및 발전용 가스 공급을 포함하는 전력 공급 소스 동원 계획을 작성하는 책임이 있다.

2. 지역 계통 운영자 및 지방 분배 계통 운영자는 그들이 제어할 수 있는 전력 공급 소스 동원 계획을 작성하는데, 이는 공상부가 발포한 표준 피로 비용 가격 표 및 표준 전력 구매 계약 모델에 기반하며, 제어 가능한 전력망 제약 사항과 국가 계통 운영자의 시스템 전기 안전 평가를 고려한다.

장 V

조 49. 지시 명령 내용

국가 전력 시스템 실시간 운영

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

총칙

조 50. 지시 명령 형식

1. 운영 방법 통보.

2. 예비 중단, 유지 보수 중단, 검사, 실험 실시 및 제어 범위 내의 장비 재운전 허가.

3. 전력 공급 소스의 유공 및 무공 출력 조정을 통해 실제 상황에 대응.

4. 제어 범위 내의 보호 릴레이 및 자동화 설정값, 변압기 분압 단계 변경.

5. 제어 범위 내의 전력 시스템 연결도 변경, 장애 처리 및 이상 현상 대응.

6. 부하 용량 할당 및 제한, 부하 해제 또는 복구.

7. 하위 운영자 직원의 국가 전력 시스템 내 장비 운전에 대한 제안 승인.

조 51. 지시 명령 형식

업무 요구사항과 장비 제공에 따라 각 계통 운영자는 다음 중 하나의 형태로 지시 명령을 수행한다:

1. 말로 한 것.

2. 제어 범위 내의 전기 장비를 직접 제어하는 신호.

3. 글로 쓴 것.

제51조. 지시 명령 수행 요구사항

1. 말로 한 지시 명령 수행 요구사항

a) 말로 한 지시 명령은 상위 운영자 직원이 통신 시스템을 통해 하위 운영자 직원에게 직접 전달되어야 한다.

b) 말로 한 지시 명령은 간결하고 명확하며 정확해야 하며, 각 계통 운영자에서 녹음되고 최소 1년간 보관되어야 한다.

c) 운영자 직원은 모든 연락에서 이름과 직위를 명확히 밝혀야 하며, 연락 내용은 순서대로 시간별로 운전 일지에 완전히 기록되어야 한다.

d) 말로 한 지시 명령을 수행할 때, 통신 연락 채널은 다음과 같은 우선 순위로 사용된다:

- 제어 권한이 있는 계통 운영자와 발전소, 변전소, 제어 센터 사이에 직접 통신 채널 또는 무선 통신 채널이 연결되어야 한다.

- 고정 전화: 각 단위가 규정에 따라 등록하고 상호 통보하며 전력 시스템 운영 및 제어 목적으로만 사용해야 하는 고정 전화 번호. 안전을 보장하기 위해, 운영자 직원은 불분명한 전화번호로 전화를 다시 걸어 확인해야 한다.

- 무선 전화(무선): 고정 전화, 직접 통신 채널 또는 무선 통신 채널이 작동하지 않는 경우에만 사용될 수 있다. 각 단위가 규정에 따라 등록하고 상호 통보하며 전력 시스템 운영 및 제어 목적으로만 사용해야 하는 무선 전화 번호.

2. 제어 신호를 통해 지시 명령을 수행할 때의 요구사항

a) SCADA/EMS, SCADA/DMS는 지시 명령을 전송하는 시스템이 기술 표준 및 운영 관리를 공상부가 발포한 전력 송전 시스템 규정 및 전력 분배 시스템 규정에 따라 보장해야 한다.

b) 제어 신호를 통해 지시 명령을 수행한 경우, 지시 명령의 저장 기간은 최소 1년이다.

3. 글로 쓴 지시 명령을 수행할 때의 요구사항

글로 쓴 지시 명령은 정보 제어 관리 시스템(DIM) 또는 팩스 시스템을 통해 수행될 수 있으며, 구체적인 요구사항은 다음과 같다:

a) 정보 제어 관리 시스템(DIM)을 통해

- 전자 지시 명령 전송 시스템은 정보 전송 보안(암호화, 예비), 보안(소프트웨어, 데이터)에 대한 기술 표준 또는 국제 표준을 준수해야 한다.

- 전자 지시 명령의 저장 기간은 최소 5년이다.

- 각 단위는 운영자 직원에게 전자 지시 명령 전송 시스템 사용을 위한 교육을 조직해야 한다.

b) 팩스 시스템

- 팩스 시스템이 안정적이고 신뢰성을 유지하도록 보장해야 한다.

- 팩스 신호가 지시 명령을 내리는 단위와 지시 명령을 받는 단위 사이에 원활하게 통신되도록 보장해야 한다.

4. 하위 운영자 직원은 상위 운영자 직원의 지시 명령을 즉시 정확하게 수행해야 한다. 지시 명령의 수행이 사람이나 장비에 위험을 초래할 가능성이 있는 경우, 하위 운영자 직원은 수행하지 않아도 되지만 상위 운영자 직원에게 보고해야 한다.

5. 안전상의 정당한 이유 없이 상급 운전자의 운영 지령을 연기한다면, 하급 운전자와 연기의 원인이 된 단위는 법적으로 발생한 결과에 대한 모든 책임을 져야 한다.

6. 하급 운전자는 지령이 합리적이지 않다고 판단되면 상급 운전자에게 건의할 수 있다. 상급 운전자가 건의를 받아들이지 않는 경우에도 여전히 상급 운전자의 지령을 정확히 따르고 결과에 대해 책임을 지지 않는다.

조 52. 국가 운영 지휘 등급

1. 국가 전력 시스템의 최고 운영 지휘 등급이며, 지역 운영 지휘 등급, 국가 관리 권한 내의 발전소, 500kV 변전소 및 국가 전력 시스템 내의 운영 관리 단위에 지령을 내리는 곳이다.

2. 국가 전력 시스템의 직접 운영 지휘는 국가 운영 지휘원이 담당한다. 국가 운영 지휘원의 직접 하급 운전자는 다음과 같다:

가) 지역 운영 지휘원;

나) 국가 관리 권한 내의 대형 발전소 장반(발전소 또는 발전소 제어 센터에서 근무)

다) 500kV 변전소 반장(변전소 또는 변전소 제어 센터에서 근무)

조 53. 지역 운영 지휘 등급

1. 지역 운영 지휘 등급은 분배 운영 지휘 등급, 지역 내의 발전소, 국가 관리 권한 내의 설비를 갖춘 변전소 및 지역 전력 시스템 내의 운영 관리 단위에 지령을 내리는 곳이다.

2. 지역 전력 시스템의 직접 운영 지휘는 지역 운영 지휘원이 담당한다. 지역 운영 지휘원의 직접 하급 운전자는 다음과 같다:

가) 지역 내의 분배 운영 지휘원;

나) 국가 관리 권한 내의 발전소 장반(발전소 또는 발전소 제어 센터에서 근무);

다) 국가 관리 권한 내의 변전소 반장(변전소 또는 변전소 제어 센터에서 근무);

조 54. 분배 운영 지휘 등급

1. 분배 운영 지휘 등급은 분배 운영 지휘 등급, 구청 또는 현의 분배 운영 지휘 등급, 국가 관리 권한 내의 작은 발전소 및 기타 운영 관리 단위에 지령을 내리는 곳이다.

2. 중앙 정부 직속 도시의 구청 또는 현의 분배 전력 시스템의 직접 운영 지휘는 분배 운영 지휘원이 담당한다. 분배 운영 지휘원의 직접 하급 운전자는 다음과 같다:

가) 구청 또는 현의 분배 운영 지휘원;

나) 국가 관리 권한 내의 설비를 갖춘 발전소 장반;

다) 국가 관리 권한 내의 설비를 갖춘 변전소 반장;

는 전력 생산, 전송, 배전 과정을 직접 제어하는 인력으로 다음을 포함한다:

조 55. 구청 또는 현의 분배 운영 지휘 등급

1. 구청 또는 현의 분배 운영 지휘 등급은 국가 관리 권한 내의 작은 발전소 및 공사 전력 회사 또는 구청 전력 회사가 관리하는 운영 관리 단위에 지령을 내리는 곳이다.

2. 구청 또는 현의 분배 전력 시스템의 직접 운영 지휘는 구청 또는 현의 분배 운영 지휘원이 담당한다. 구청 또는 현의 분배 운영 지휘원의 직접 하급 운전자는 다음과 같다:

가) 국가 관리 권한 내의 설비를 갖춘 변전소, 작은 발전소 반장;

나) 구청 또는 현의 전력 회사, 분배 및 소매 전력 회사에서 근무하는 작업반 직원

조 56. 전력 시스템의 운영 및 운전 관계

1. 상급 운전원은 하급 운전원이 충분한 증거로 인해 운전 능력이 부족하거나 엄격한 운전 절차, 기준, 지령을 위반한 경우 해당 운전원을 교체하도록 하급 운전원의 직속 상사에게 요청할 수 있다.

2. 하급 운전원의 직속 상사는 상급 운전원의 동의 없이는 조정 지령을 변경할 수 없다. 상급 운전원의 조정 지령에 동의하지 않을 경우, 조정 지령 권한을 가진 상위 조정 지휘자에게 건의할 수 있다. 답변을 기다리는 동안 상급 운전원이 지체 없이 지령을 수행하라고 요구하는 경우, 하급 운전원의 직속 상사는 해당 지령을 수행하는 것을 방해하지 않아야 하며, 지령이 사람의 생명이나 설비의 안전을 위협하는 경우를 제외한다.

3. 직속 상사와 운전원 사이의 관계

가) 직속 상사는 자신의 직속 하위 운전원에게 지령을 내릴 수 있으나, 그 지령은 상급 운전원의 지령과 현행 기준, 절차, 규정에 위반되지 않아야 한다;

나) 직속 상사의 지령이 상급 운전원의 조정 지령과 충돌하는 경우, 하위 운전원은 이를 수행하지 않을 권리가 있으며, 상급 운전원에게 통보할 수 있으나, 생명의 위험 또는 설비의 안전이 위협받는 경우를 제외한다(본 조 제2항 제10호 통지 이에 따른);

다) 직속 상사가 직속 운전원이 운전 능력을 갖추지 못하고 있다는 충분한 이유가 있는 경우, 해당 운전원의 직무를 일시 중단시키고 직접 사고 처리 책임을 맡거나 다른 사람을 지정하여 대체하게 할 수 있으며, 상급 운전원에게 알려야 한다. 직무 중단된 운전원은 대체자가 모든 상황을 이양받을 때까지 직무를 떠날 수 없다.

4. 모든 업무와 관련 없는 사람은 제한 없이 제어실에 들어갈 수 없으며, 상위 책임자 또는 단위의 직속 상사만 예외로 허용된다.

조 57. 일일 운전 보고 및 사고 보고

1. 일일 운전 보고:

가) 매일 오전 5시 30분 이전에 발전소, 변전소 또는 중앙 제어 센터는 직전 날의 보고서를 조정 지령 권한을 가진 상위 조정 지휘자에게 제출해야 한다. 상위 조정 지휘자는 일일 보고서 양식과 제출 방법을 조정 작업 요구에 따라 구체적으로 정한다.

나) 매일 오전 5시 30분 이전에 분배 조정 지휘자(구청, 군)는 직전 날의 보고서를 분배 조정 지휘자(성)에게 제출해야 한다. 분배 조정 지휘자(성)는 일일 보고서 양식과 제출 방법을 조정 작업 요구에 따라 구체적으로 정한다.

다) 매일 오전 6시 30분 이전에 분배 조정 지휘자(성)는 직전 날의 보고서를 지역 조정 지휘자에게 제출해야 한다. 지역 조정 지휘자는 일일 보고서 양식과 제출 방법을 조정 작업 요구에 따라 구체적으로 정한다.

라) 매일 오전 7시 30분 이전에 지역 조정 지휘자는 직전 날의 보고서를 국가 조정 지휘자에게 제출해야 한다. 국가 조정 지휘자는 일일 보고서 양식과 제출 방법을 조정 작업 요구에 따라 구체적으로 정한다.

마) 매일 오전 8시 30분 이전에 국가 조정 지휘자는 직전 날의 보고서를 전력 규제국과 베트남 전력그룹에게 제출해야 한다.

2. 국가 전력 시스템에서 사고가 발생하면 각 조정 지휘자와 운전 관리 단위는 산업부가 발행한 국가 전력 시스템 사고 처리 절차 규정에 따라 사고 보고를 수행해야 한다.

절 2

운전 근무 교대 체제

조 58. 교대 및 수령에 관한 규정

1. 수령에 관한 규정

a) 운영직원은 교대 시간 전에 최소한 15분 동안 현 시운전과 직전 시운전에서 발생한 사항을 파악하여 발전소, 전력설비, 제어권한 내의 전력시스템의 시운전 상태를 정확히 이해해야 함.

b) 교대를 받기 전에 운영직원은 다음 내용을 이해하고 수행해야 함:

- 당일의 운전방식;

- 실제 연결도와 기본 연결도와의 차이점 및 설비 상태;

- 운전일지와 교대일지에 기록된 내용;

- 계획된 시운전 중단 및 재개, 예비 상태로 전환 작업;

- 명령서와 전송된 전보 내용;

- 교대 직원에게 직접적인 교대 내용을 전달하고 상위 지시사항을 설명하며 주의할 점을 강조하거나 미해결 사항을 해명;

- 제어 시스템, 보조 장비 및 통신 정보의 작동 확인;

- 작업장 청결 상태 및 교대 중 사용되는 장비와 도구의 상태 확인;

- 교대 중 인원 현황 및 각 단위별로 정해진 다른 구체적 내용;

- 교대일지에 서명.

2. 교대로 하기 위한 규정

a) 교대 전에 교대 직원은 다음과 같은 책임을 가지고 있음:

- 교대 중의 모든 업무를 완료하고, 교대일지 작성, 계산, 각 단위별로 정해진 운전 자료 작성, 산업 청소;

- 교대 직원에게 발전소, 전력설비, 제어권한 내의 전력시스템의 변경 사항, 조정 및 운전 관련 새로운 지시사항을 간략하게 정확하게 전달;

- 교대 직원에게 교대 중 발생한 이상 현상과 현재 진행 중인 이상 현상에 대해 전달;

- 교대 직원의 질문에 대한 해답 제공;

- 교대 직원에게 교대일지에 서명하도록 요구;

- 교대일지에 서명.

b) 다음 경우 교대는 허용되지 않음:

- 사고가 발생하거나 복잡한 작업을 수행 중일 때, 제3항에서 규정한 경우를 제외하고;

- 교대 직원에게 교대 중의 운전 상황을 충분히 전달하지 않은 경우 또는 교대 중의 모든 업무를 완료하지 않은 경우;

- 교대 직원이 술이나 알코올, 금지된 자극제를 섭취하여 정신이 혼란스러운 경우, 이 경우 교대 직원은 단위의 지휘관에게 보고하여 대체 인력을 배치하도록 요청해야 함;

- 교대 직원이 교대 시간이 지나도 도착하지 않은 경우, 이 경우 교대 직원은 단위의 지휘관에게 보고하여 대체 인력을 배치하도록 요청해야 함.

3. 사고가 발생하거나 복잡한 작업을 수행 중일 경우, 다음 조건 중 하나를 충족할 때만 교대가 허용됨:

a) 교대 직원이 사고 처리 방법 또는 다음 작업 단계를 이해하고 교대를 수락하고 서명한 후;

b) 단위의 지휘관에게 보고하고 허가를 받은 후. 지휘관이 교대를 허가하면 그 지휘관은 자신의 결정에 대한 모든 책임을 부담함.

4. 교대 절차는 교대 직원과 교대 직원이 교대일지에 서명한 후에만 완료되며, 교대 절차가 완료되면 교대 직원은 교대 중의 모든 권한과 책임을 가지게 됨.

조 59. 직근 근무 중인 운영직원에 대한 규정

1. 직근 근무 중인 운영직원은 다음과 해야 한다.

가) 모든 연락 시 이름과 직위를 명확히 밝혀야 하며, 연락 내용은 시간 순으로 운용일지에 완전히 기록해야 한다.

나) 직근 중 사고나 비정상 현상이 발생하면, 운영직원은 산업부가 발포한 국가 전력 시스템 사고 처리 절차 규정 및 국가 전력 시스템 재개동 및 복구 절차 규정에 따라 적절하게 대응하고, 상급 운영직원 및 단위 지도자에게 필요한 정보를 보고해야 한다.

다) 사고가 발생한 경우, 사고 처리가 끝난 직후에는 운영직원은 산업부가 발포한 국가 전력 시스템 사고 처리 절차 규정에 따라 즉시 상황보고서를 조정권한을 가진 조정소에 제출해야 한다.

2. 직근 근무 중인 운영직원은 다음 규정을 위반해서는 안 된다.

가) 법으로 엄격히 금지된 술이나 다른 자극제를 섭취하거나 사용하지 않아야 한다.

나) 교대 근무자가 도착하기 전까지는 근무 위치를 떠날 수 없다. 특별한 이유로 직근을 계속할 수 없을 경우, 운영직원은 단위 지도자에게 보고하여 다른 사람을 교대로 대체하도록 배치해야 한다.

다) 규정된 시간을 초과하여 연속적으로 직근 근무를 할 수 없다.

라) 단위 지도자의 허가 없이는 업무와 관련 없는 사람을 제어실, 발전소, 변전소, 제어센터에 들어오게 할 수 없다.

마) 개인적인 업무를 수행해서는 안 된다.

목 3

무인 운영 발전소 및 변전소

조 60. 무인 운영 발전소 또는 변전소 허용 조건

1. 운영 관리 단위는 무인 운영 제어 센터 설립을 위한 계획을 작성하고, 제어 절차 검사 감독 운영 프로세스를 작성하여 직접 관리 단위의 승인을 받기 위해 조정소의 공식 서면 의견을 얻어야 한다. 대형 발전소 그룹 또는 송전 변전소 그룹의 제어 센터에 대해서는 운영 관리 단위는 전력 규제청에 보고해야 한다.

2. 무인 운영 발전소 또는 변전소는 작업 환경 안전, 소방 안전 및 불법 침입 방지 등 보안 요구사항을 준수해야 한다.

3. 무인 운영 발전소 또는 변전소는 제어 센터에서 상태 신호 수집, 측정, 보호를 모니터링하고 제어해야 한다.

4. 제어 센터에 설치된 모니터링, 제어, 통신 시스템 및 신호 수집 장비는 산업부가 발포한 전력 송전 시스템 규정 및 전력 분배 시스템 규정의 기술 요구사항을 충족해야 한다.

5. 운영 시작 전, 운영 관리 단위는 무인 운영 발전소 또는 변전소의 운영 절차를 작성하고 발포하여 제어 센터의 운영직원들이 발전소 또는 변전소의 무인 운영에 대한 조작 및 사고 처리를 지시받도록 해야 한다.

6. 운영 시작 전, 운영 관리 단위와 조정 권한을 가진 조정소는 무인 운영 발전소 또는 변전소의 운영 협력 절차를 작성하고 일치시켜야 하며, 이는 제어 센터의 운영직원들이 발전소 또는 변전소의 무인 운영에 대한 조작 및 사고 처리를 지시받도록 하는 것이다.

조 61. 원격 제어 발전소 또는 변전소 운영

1. 발전소 또는 변전소의 원격 제어 운영은 제어 센터에서 이루어진다. 필요하다면, 운전 관리 단위는 직접적인 현장 운전 감독을 위해 발전소 또는 변전소에 추가 직원을 배치할 수 있다.

2. 제어 센터에서의 각 시프트 운전은 최소한 02(이상) 명의 운전 직원이 배치되며 그 중 01(이하) 명은 시프트장 또는 팀장으로 임명된다. 운전 관리 단위는 제어 센터에서의 직원 시프트 배치에 대한 세부 사항을 규정한다.

3. 운전 관리 단위는 무인 운영 발전소 또는 변전소에서 장비를 현장 점검하기 위해 직원을 파견해야 하며 특히 전력 공급량이 높은 시점에서는 더욱 그렇다.

4. 무인 운영 발전소 또는 변전소에서 사고가 발생하면, 운전 관리 단위는 즉시 해당 권한을 가진 제어 단위에 알리고 사고 해결을 위해 발전소 또는 변전소로 직원을 파견해야 한다.

절 4

주파수 제어

조 62. 주파수계

1. 주파수계는 모든 제어 단위와 발전소에 설치되어야 한다.

2. 제어 단위와 발전소의 주파수계는 정확성을 보장하기 위해 0,01Hz를 초과하지 않도록 정기적으로 검사 및 교정되어야 한다.

조 63. 발전기 속도 조절 시스템 요구사항

1. 각 발전기의 속도 조절 시스템은 전력산업부가 발행한 전력망 규칙에 따른 기본 주파수 조정 요구사항을 충족해야 한다.

2. 발전소는 다음 중 하나의 이유로 속도 조절 시스템의 작동을 제한할 수 있다:

a) 작업자의 안전을 보장하거나 장비에 위험을 초래하는 것을 피하기 위한 경우, 이 경우 발전소는 해당 제한을 제어 단위에 즉시 통보해야 한다;

b) 제어 단위와 발전소 간에 미리 합의된 제한;

c) 제어 명령에 따른 제한.

조 64. 주파수 제2차 제어 등급 규정

주파수 제2차 제어는 다음과 같이 03(이상) 개 등급으로 구분된다:

1. 주파수 제2차 제어 등급 I(이하 "주파수 제어 등급 I"로 약칭)는 AGC 시스템의 반응으로 50Hz의 정해진 주파수를 유지하며 허용되는 진동 범위는 ± 0,2Hz이다.

2. 주파수 제2차 제어 등급 II(이하 "주파수 제어 등급 II"로 약칭)는 50 ± 0,5Hz 범위를 벗어난 주파수를 50 ± 0,5Hz 범위 내로 되돌리는 자동 또는 수동 조정을 발전기 조정을 통해 수행한다.

3. 주파수 제2차 제어 등급 III(이하 "주파수 제어 등급 III"로 약칭)는 현재 적용되고 있는 규정에 따라 전력망 운영의 안정성을 확보하고 발전기의 발전 용량 분배를 보장하기 위해 제어 명령에 의해 조정된다.

조 65. 주파수 제어 규정

1. 제어 권한을 가진 제어 단위는 항상 주파수 제어 등급 I의 예비 발전 용량, 전력망의 부하 변화 추세를 모니터링하여 발전소의 발전 용량 조정을 적극적으로 수행하여 규정된 회전 예비 용량을 유지해야 한다.

2. 제어 권한을 가진 제어 단위는 주파수 제어 등급 I에 참여하도록 한 개 이상의 발전소를 지정한다. 발전소는 주어진 주파수 제어 임무에 따라 실제 상황에 맞게 자동 발전 용량 및 주파수 조정기를 작동시킨다. 예비 발전 용량이 거의 소진될 때, 주파수 제어 등급 I 임무를 수행하는 발전소는 제어 권한을 가진 제어 단위에 즉시 알린다.

3. 모든 주파수 제어 등급 I 임무를 수행하지 않는 발전소는 주파수 제어 등급 II에 참여해야 한다(규정에 의한 면제 사례를 제외한다). 시스템 주파수가 50 ± 0,5Hz 범위를 벗어나 15초 이상 지속되면, 주파수 제어 등급 II 임무를 수행하는 모든 발전소는 가능한 한 시스템 주파수를 50 ± 0,5Hz 범위로 되돌리기 위해 조정해야 한다. 시스템 주파수가 상한선까지 되돌아오면, 모든 주파수 제어 등급 II에 참여한 발전소는 발전 용량을 유지하고 제어 권한을 가진 제어 단위에 실제 발전 용량을 확인하도록 알린다.

조 66. 주파수 제어를 위한 조치

1. 발전소의 유공출력 조정은 다음 순서로 이루어진다:

가. 주파수 조정 서비스를 제공하는 발전기 집단

나. 주파수 조정 서비스 예비 용량이 규정된 수준보다 낮을 때 회전 예비 용량을 제공하는 발전기 집단

다. 전력 판매 가격 또는 입찰 순서에 따라 동원된 순서에 따라 있는 발전기 집단

라. 비용이 가장 적은 순서대로 동원되는 급속 예비 발전기 집단

2. 전력 예비 용량 중단: 시스템 주파수가 50.5Hz를 초과하고 이를 줄이는 조치가 없을 경우, 조정 당국은 안전한 전력 시스템, 경제성, 기술적 조건 및 재동원 가능성 등을 고려하여 발전소에 일부 발전기 집단 또는 연료 공급을 중단하도록 명령할 수 있다.

3. 부하 해제: 예비 용량이 소진되었음에도 불구하고 주파수가 49.5Hz 이하로 계속 감소할 경우, 조정 당국은 시스템 전력 운행의 안정성을 보장하고 주파수를 49.5Hz 이상으로 올리기 위해 부하 해제 조치를 취해야 한다.

4. 전압 조정: 조정 당국은 설계 전압에서 ±5% 범위 내에서 전압을 조정할 수 있다.

절 5

전압 조정

조 67. 전압 한도

전압 한도는 다음과 같이 결정된다:

1. 제조업체가 규정한 장치의 장시간 운전을 허용하는 최대 전압 값.

2. 장시간 운전을 허용하는 최소 전압 값은 발전소 자체 시스템의 안전, 시스템 또는 관련 선로의 정적 안정성 예비 용량을 보장하며, 이 한도는 전력 시스템의 운영 상태를 계산한 결과 각각의 조치 명령으로 규정된다.

3. 고객에게 전력을 공급하기 위한 전압 값.

조 68. 전압 조정 원칙

1. 허용된 한도 내에서 전압을 유지하여 시스템 전력 요소에 과압 또는 위험을 일으키지 않도록 한다.

2. 운영 비용과 손실을 최소화한다.

3. 제어 작업을 최적화한다.

조 69. 30MW 이상 발전기의 자기 공급 시스템 요구 사항

1. 각 발전기 집단의 자기 공급 시스템은 산업부가 발행한 전력 송전 시스템 규정에 따른 기술 요구 사항을 충족해야 한다.

2. 발전 단위는 다음 상황을 제외하고는 자기 공급 시스템(AVR)을 운영에서 분리하거나 제한하지 못한다:

가. 사람과 장비의 안전을 보장하기 위한 조치

나. 발전 단위와 조정 당국 사이에 합의가 이루어진 경우

발전 단위는 점 a와 점 b 항 2 조 2 조항에서 규정된 상황에서 즉시 조정 당국에 통보해야 한다.

3. 발전기 집단이 자기 공급 시스템 없이 운전될 경우, 조정 당국은 발전기 집단의 운전 제한을 적용할 수 있으며, 필요하다면 안전하고 신뢰할 수 있는 전력 시스템 운전과 허용된 한도 내에서 전압 조정을 보장하기 위해 발전기 집단을 중단할 수도 있다. 이 조치를 취하기 전에 조정 당국은 발전 단위와 협의하고 통보하여 적절한 운전 모드를 결정하여 발전기 집단의 안전한 운전에 미치는 영향을 최소화해야 한다.

4. 사고 또는 비정상 상태에서

가. 발전 단위와 합의된 경우, 조정 당국은 발전 단위에 특성 운전 외의 저항 출력을 발전기 집단에서 발생하도록 명령할 수 있다. 이 경우, 발전 단위는 조정 당국의 조정 명령을 따르지 않을 경우 처벌받지 않는다;

나. 조정 당국은 발전소 총괄자에게 변압기 단계를 변경하여 전압을 조정하도록 조정 명령을 내릴 수 있다.

조 70. 전압 조정에 관한 규정

1. 각 계통운영기관은 권한 내의 전력망에서 전압을 지속적으로 점검하고 감시해야 한다. 전압은 각 계통운영기관이 시스템의 운전 시점에서의 구체적인 조건에 따라 제어권한을 가진 계통운영기관이 조정한다.

2. 전압을 조정할 수 있는 권한을 가진 계통운영기관은 필요한 무효력량을 유지하기 위해 권한 내의 설비를 사용하여 전력망의 전압을 조정하여 시스템 전압을 허용 범위 내로 유지하고, 부하 변화, 발전원 변경 또는 연결망 변경으로 인한 시스템 전압의 변화에 대응하기 위한 예비 무효력량을 유지해야 한다.

조 71. 전압 계산 등급 및 무효력량 균형 분류

1. 국가계통운영기관은 500kV 전력망에서 무효력량 균형 계산, 전압 결정 및 조정을 책임지고, 220kV 전력망의 주 노드에서의 전압 계산 및 결정을 수행한다.

2. 지역계통운영기관은 국가계통운영기관이 결정한 500kV 전력망과 220kV 전력망의 주 노드 전압 수치를 기반으로 권한 내의 지역 전력망에서의 전압 계산, 결정 및 조정을 수행하여 허용 한도 내에서 적절하게 유지해야 한다.

3. 지방분배계통운영기관은 지역계통운영기관이 결정한 노드 전압 수치를 기반으로 권한 내의 분배 전력망에서의 전압 계산, 결정 및 조정을 수행하여 허용 한도 내에서 적절하게 유지해야 한다.

조 72. 전압 그래프에 대한 규정

1. 전압 그래프는 권한 내의 전압 조정을 수행할 수 있는 계통운영기관이 이 통지의 조 71에 따른 전압 계산에 맞게 발전소와 변전소에 제공한다.

2. 운영 관리 단위는 계통운영기관이 제공한 전압 그래프에 따라 전압 조정을 수행해야 하며, 본 조 제3항에서 정한 사고 상황을 제외하고는 그러하다.

3. 운영 관리 단위는 다음의 경우에 이 조 제1항과 제2항에서 정한 전압 그래프를 따르지 않을 수 있다:

a) 발전소 또는 변전소에서의 사고: 발전소 당직장은 즉시 전압 조정을 지시할 수 있는 계통운영기관에 보고하여 실제 상황에 맞는 전압 조정 명령을 내려야 한다.

b) 전력망에서의 사고: 전압 조정을 지시할 수 있는 계통운영기관은 직접 발전소 당직장에게 전력망 사고 처리를 위한 전압 조정 명령을 내려야 한다.

조 73. 전압 조정 방법

1. 무효력량 발생 장치(평형 보상기, 콘덴서, 리액터, 동기 보상기, 정적 보상기, 발전기)의 현재 운전 중인 무효력량 소스를 순차적으로 가까운 위치부터 멀리 위치까지 변경한다.

2. 변압기 단계를 실제 상황과 장비의 운전 규정에 맞게 조정한다. 고압측 전압이 명시된 전압보다 -5% 미만으로 낮아진 경우에는 저압측 또는 중압측 전압을 높이기 위해 변압기 단계 조정(수동 또는 자동)을 수행하지 않는다.

3. 허용 범위를 벗어난 전압 상태에서 예비 전원을 추가하여 무효력량을 발생시키거나 수용한다.

4. 전력망에서의 연결망 변경 또는 전력 유량 재분배(허용 범위를 초과한 과도한 전압 상태에서 남은 전선이 과부하되지 않는 한 저전력 전송선을 분리함)를 통해 전력망에서의 전압 조정을 수행한다.

5. 부하 해제가 규정된 전압 한도를 초과하는 저전압을 피하기 위해 사용될 수 있다.

목 6

전력망 제어

조 74. 전력망 제어 조작

1. 전력망 제어는 다음 목적을 위해 이루어진다.

a) 보수, 수리, 시험운전, 신설공사의 투입시험, 시험검사, 보호릴레이 및 자동장치의 시험검사를 위한 장비 분리;

b) 장비 결함이 의심되거나 발생할 가능성이 있는 경우 또는 긴급 수리를 위한 결함 처리;

c) 전압 제어;

d) 전력계통의 전력유량을 전선과 전기장비의 부하능력 및 시스템 안전에 맞게 변경한다.

2. 전기장비가 예방적으로 분리되어 (전력 없이) 90일 이상 지속되는 경우, 운용 관리 단위는 해당 전기장비를 재운영하기 전에 실험, 점검 및 운용 적합성을 확인해야 한다.

3. 전기장비 조작은 산업통상자원부가 발령한 전력계통 조작 절차 규정을 준수하여 이루어진다.

조 75. 자동 전력망 제어

1. 보호릴레이 및 자동장치의 작용으로 인해 전력망 제어는 사전 통보 없이 자동으로 이루어질 수 있으며, 이는 시스템 전력망에서의 결함을 격리하거나 제거하거나 또는 전력 공급을 다시 자동 복구하는 데 사용된다.

2. 과부하, 전압 차이 또는 허용 범위를 초과한 주파수 차이를 방지하기 위해 자동 개폐 순서도 시스템 전력망에서의 결함 상황에서 설정될 수 있다.

조 76. 전선 및 전기장비 분리

전선 및 전기장비 분리는 제어 당국의 명령 또는 제어 권한을 가진 제어 당국의 허가를 받은 경우 언제든지 이루어지며, 제어 당국은 시스템 전력망의 안전하고 신뢰성 있는 운용을 보장하기 위해 필요하다고 판단되는 경우 이를 수행한다. 이는 다음 중 하나 이상의 경우를 포함한다.

1. 작업자의 안전 위협.

2. 전력망 시스템의 안정성 위협.

3. 전력망 시스템의 결함 발생 위험 또는 운용 관리 단위의 장비 손상 위험.

4. 결함 상황에서 허용 한도를 초과한 전력망 시스템 요소의 과부하.

5. 전력망 시스템의 전압이 규정된 범위를 초과한 경우.

6. 전력망 시스템의 주파수가 규정된 범위를 초과한 경우.

7. 전력망 관련 기준, 규범, 산업 규정 및 기타 법률 규정 위반.

절 7

 전력원 제어

조 77. 발전 전력 그래프

1. 발전 전력 그래프는 국가 제어 당국이 산업통상자원부가 발령한 전력송전 시스템 규정 및 경쟁 전력시장 운영 규정을 준수하며 국가 제어 당국이 작성한 일정에 따라 국가 제어 당국의 권한 하에 이루어진다. 이는 다음과 같이 구성된다.

a) 경쟁 전력시장 운영 시 다음 날 및 시간대의 발전 전력 일정;

b) 경쟁 전력시장 중단 시 일일 방식의 발전 전력 예상 그래프.

2. 발전 전력 그래프는 지역 제어 당국이 승인된 주간 방식에 따라 지역 제어 당국이 작성한 일일 방식에 따라 지역 제어 당국의 권한 하에 이루어진다.

3. 발전 전력 그래프는 지방 분배 제어 당국이 승인된 주간 방식에 따라 지방 분배 제어 당국이 작성한 일일 방식에 따라 지방 분배 제어 당국의 권한 하에 이루어진다.

4. 발전 전력 그래프는 구/군 분배 제어 당국이 승인된 주간 방식에 따라 구/군 분배 제어 당국이 작성한 일일 방식에 따라 구/군 분배 제어 당국의 권한 하에 이루어진다.

조 78. 발전용량 운전도 이행

1. 국가 전력망에 연결된 발전소는 조정권한을 가진 중앙운영기관이 지시하는 발전용량 운전도를 준수하고 이행하여야 하며, 제79조와 본 통고의 제4항에서 규정한 경우를 제외한다.

2. 중앙운영기관의 지시에 따라 발전용량 운전도를 이행할 수 없는 경우에는 발전소 당직장은 즉시 조정권한을 가진 중앙운영기관에 보고하여 시급히 대응조치를 취하여 국가 전력망을 정상운영 상태로 회복하도록 한다.

3. 전력망 운영상태가 예상과 다른 경우 전력원 사고 또는 전력망 사고로 인해 조정권한을 가진 중앙운영기관은 기술적 조건 내에서 발전소의 발전용량 운전도를 변경하여 실제 운영상황에 대응할 수 있다.

4. 다음 각 호의 경우 발전소는 발전용량 운전도를 위반하지 않으며,

가. 계획 외 장비 중단으로 인한 발전소 발전용량 운전도 감소는 중앙운영기관의 동의를 받아야 함.

나. 장비 사고로 인한 발전소 발전용량 운전도 감소는 중앙운영기관의 요구에 따라 계획된 유지보수 기간 도래 후에도 연장운전을 해야 하는 경우.

다. 발전소와 국가 전력망 사이의 전송선 과부하로 인한 발전소 발전용량 운전도 증감 또는 국가 전력망의 전압 또는 주파수 조정 요구에 따른 발전소 발전용량 운전도 증감.

5. 예비 상태에 있는 발전기 단위가 필요할 때 호출되지 못하면, 예비 상태에서 중단된 시점부터 고장 또는 불가능 상태(예비 상태로 간주되지 않음)로 간주된다. 열발전소의 경우 예비 상태에서 중단된 기간이 30일을 초과하는 경우, 중앙운영기관은 발전소가 호출될 필요가 있을 경우 미리 발전소에 통보해야 하며, 통보 시간은 발전소와 중앙운영기관 간 협의에 따른다.

조 79. 자체 발전용량 조정

과부하 또는 전력망 안전에 영향을 미치는 상황이 아닌 경우 다음 발전소들은 자체 발전용량 조정을 허용한다.

1. 피크시즌 비용 회피 메커니즘에 따라 호출된 발전소.

2. 풍력, 태양광, 조류, 지열, 생물질, 생물가스 등 재생에너지 사용 발전소.

절 8

부하 제어

조 80. 비긴급 용량 사용 제한 통보

1. 상위 중앙운영기관은 비긴급 전력공급 중단 또는 감소가 필요한 경우 하위 중앙운영기관에게 용량 사용 제한을 통보해야 한다.

2. 지방 분배 중앙운영기관 또는 구/군 분배 중앙운영기관은 상위 중앙운영기관이 통보한 계획된 용량 사용 배분도를 엄격히 준수해야 한다.

조 81. 긴급 용량 사용 제한 지시

1. 전력망 부하 예측이 전력원 가능 용량보다 크고 전력원 가능 용량이 본 통고 제80조에서 규정한 통보보다 낮을 것으로 예상되는 경우, 상위 중앙운영기관은 긴급 상황에서 하위 중앙운영기관에게 용량 사용 제한을 지시하며, 구체적으로 다음과 같다.

가. 국가 중앙운영기관은 전력망 부하 제한을 시행하기 전 국가 전력망의 전력원 가능 용량을 지역 중앙운영기관에 통보한다.

나. 지역 중앙운영기관은 전력망 부하 제한을 시행하기 전 지역 전력망의 전력원 가능 용량을 지방 분배 중앙운영기관에 통보한다.

다. 전력원 가능 용량에 따른 분배 전력망 단위별 용량 사용 배분표를 바탕으로 지방 분배 중앙운영기관은 부하 제한을 위한 계획을 준비하고, 지방 분배 전력망 중앙운영기관 또는 직접 고객에게 통보하는 임무를 맡은 부서에 미리 통보한다.

2. 전력원 부족으로 인한 용량 사용 제한은 상위 중앙운영기관의 통보를 받은 후 종료된다.

조 82. 전력 부족으로 인한 긴급 절전 명령에 따른 전력 절단

1. 전력 부족으로 인한 긴급 절전 명령은 산업통상자원부가 발령한 분배 전력 시스템 규정과 전력 규제청이 발령한 국가 전력 시스템에서 부하 해제 절차와 절차를 규정한 절차에 따라 시행한다.

2. 전력 공급 가능 용량이 부하 용량을 초과하고 주파수가 49.5Hz 미만일 것으로 예측될 경우 상위 전력 조정 기관은 하위 전력 조정 기관에게 전력 절약 및 조정을 지시해야 한다. 이때 우선적으로 전력 분배 기관이 배정된 용량을 초과하지 않은 경우를 고려해야 한다. 이는 산업통상자원부가 발령한 전력 부족 시 국가 전력 시스템에서 전력 공급 계획 수립 및 실행에 관한 규정에 따른다.

3. 전력 분배 기관 또는 전력 분배 및 판매 기관이 배정된 용량 또는 전력을 초과하여 사용하여 국가 전력 시스템의 정상 운영에 영향을 미치는 경우, 지역 전력 조정 기관 또는 지방 전력 분배 조정 기관은 해당 권한 내의 전력 공급선을 절단할 수 있다. 이 경우 전력 분배 및 판매 기관 또는 전력 사용자는 모든 책임을 진다.

4 ||| 전력 부족 정도에 따라 상위 전력 조정 기관은 하위 전력 조정 기관에게 전력 절약, 조정 및 복구를 지시한다. 지방 전력 분배 조정 기관은 전력 절약, 조정 및 복구에 대한 조정 명령을 엄격히 준수해야 한다. 전력 공급 중단된 부하가 복구되려면 상위 전력 조정 기관의 지시가 필요하다.

조 83. 저주파 자동 부하 해제

1. 국가 전력 조정 기관은 저주파 자동 부하 해제 시스템에 연결된 부하 용량의 백분율을 계산하고 설정한다. 각 운전 관리 기관은 국가 전력 조정 기관이 계산한 최대 부하 용량의 백분율에 따라 저주파 자동 부하 해제를 준비해야 한다.

2. 저주파 자동 부하 해제 시스템에 연결된 부하는 여러 단계로 나뉘어진다. 매년 9월 1일 이전까지 국가 전력 조정 기관은 각 운전 관리 기관과 논의하여 부하 해제 단계, 위치, 크기 및 저주파 수준을 계산하고 결정해야 한다. 부하 해제 단계는 분배 전력 시스템에서 합리적인 동기화를 달성하기 위해 관련 규정에 따라 이루어진다.

3. 저주파 자동 부하 해제로 인해 해제된 부하는 상위 전력 조정 기관의 복구 허가 없이는 복구되지 않는다.

조 84. 과부하 또는 낮은 전압으로 인한 긴급 절전

1. 과부하 또는 낮은 전압이 발생하면 전력 조정 기관은 전력 절단을 통해 최소한의 손실을 제한할 수 있는 권한이 있다. 과부하 또는 낮은 전압으로 인한 긴급 절전은 산업통상자원부가 발령한 분배 전력 시스템 규정과 전력 규제청이 발령한 전력 시스템에서 부하 해제 절차를 규정한 절차에 따라 시행된다.

2. 과부하 또는 낮은 전압으로 인한 절전 규모는 전력 시스템에 계산되고 설정된다. 과부하 또는 낮은 전압으로 인한 절전 규모를 최소화하기 위해 35kV 이하 또는 비상 상황에서 110kV 전력망에 과부하 또는 낮은 전압 보호 릴레이가 설치될 수 있다.

3. 국가 전력 조정 기관 또는 지역 전력 조정 기관 또는 지방 전력 분배 조정 기관의 요청에 따라 전력 송전 기관, 전력 분배 기관 및 전력 분배 및 판매 기관은 전력 송전망 또는 분배 전력망에서 과부하 또는 낮은 전압으로 인한 자동 절전을 수행하도록 협력해야 한다.

4. 과부하 또는 낮은 전압으로 인해 절단된 전력 부하가 지역 과부하 및 전압 수준이 허용 값으로 돌아갈 때까지 복구되며, 복구 전에는 해당 조정 기관의 승인이 필요하다.

절 9

사고 처리, 블랙스타트 및 전력 시스템 복구

조 85. 전력 시스템 사고 처리

1. 전력 시스템 사고 처리는 산업통상자원부가 발령한 국가 전력 시스템 사고 처리 절차 규정을 준수해야 한다.

2. 운영 관리 단위는 설비 전기 장치의 전력 변전소 또는 발전소, 제어 센터에서의 사고 처리 절차를 이 통지와 산업통상자원부가 발령한 국가 전력 시스템 사고 처리 절차 규정에 따라 작성하고 발령해야 한다.

3. 제어 단계는 그 권한 내의 전력 시스템 운영 및 사고 처리 절차를 발령해야 한다.

4. 매년, 운영 관리 단위의 운영 직원은 전력 시스템 사고 처리 과정에 참여하기 위해 적어도 1회 이상 사고 처리 훈련 교육을 받아야 한다.

조 86. 블랙스타트 및 전력 시스템 복구

1. 블랙스타트 및 전력 시스템 복구 과정에서 제어 단계와 운영 관리 단위는 산업통상자원부가 발령한 국가 전력 시스템 블랙스타트 및 복구 규정을 준수하여 국가 전력 시스템의 정상 상태 복구와 안전하고 신뢰성 있는 전력 공급을 최대한 빠르게 수행해야 한다.

2. 전력 시스템 복구 과정에서 하위 운영 직원은 상위 운영 직원의 지시를 따르되, 인명 또는 설비의 안전 위험이 있을 경우 제외한다.

장 6

직접 관련 부서의 임무

전력 시스템 국가 제어 및 운영

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

 국가 제어 단계

조 87. 국가 전력 시스템 제어 직무에 직접 참여하는 부서

1. 국가 제어 지휘반 부서.

2. 단기 방식 부서.

3. 장기 방식 부서.

4. 보호 Relay 및 자동화 설정 계산 부서.

5. 정보 설비 및 컴퓨터 관리 부서.

조 88. 국가 제어 지휘반 직원 규정

1. 제어 지휘반 직원 수는 제어 지휘반 국가 전력 시스템 제어 권한 내의 규모와 제어 기술 장비 수준에 따라 국가 제어 단계가 결정하되, 최소 2명 이상이어야 하며, 그 중 한 명은 당직 책임자로 지정되어야 한다.

2. 국가 제어 단계는 각 당직 운영 반의 위치별 직무, 권한, 책임을 이 통지의 규정에 따라 세부적으로 규정해야 한다.

조 89. 국가 제어사의 직무, 권한, 책임

1. 국가 제어사의 주요 직무:

a) 국가 전력 시스템 제어를 지휘하여 실제 운영 조건에서 안전하고 신뢰성 있으며 안정적이고 전력 품질과 경제성을 확보한다;

b) 승인된 방식을 실행하도록 지휘한다;

c) 국가 전력 시스템 주파수 제어 및 제어 지휘단계의 전압 제어를 지휘한다;

d) 제어 지휘단계의 전력망 제어 작업을 지휘한다;

đ) 국가 전력 시스템 부하 제어를 지휘한다;

e) 사고 및 비정상 현상을 처리하고 국가 전력 시스템의 정상 작동 상태를 신속히 복구하며 공급 중단 시간을 최소화한다;

g) 국가 전력 시스템 제어와 관련된 정보를 즉시 국가 지역 제어사에게 통보한다;

h) 국가 전력 시스템 제어와 관련된 정보를 즉시 처리한다;

i) 국가 전력 시스템에서 발생한 큰 사고 분석에 참여하고 예방 조치를 제안한다;

k) 국가 제어 단계가 지정한 다른 직무.

2. 국가 제어사의 권한:

a) 하위 운영 직원의 지시를 지휘하고 확인한다;

b) 자신의 당직 범위 내에서 계획 외에 설비를 수리를 요청하고 전력 공급 안전과 국가 전력 시스템 안전을 보장해야 한다;

c) 자신의 당직 범위 내에서 발전소의 발전량 일정을 변경하고 그 변경에 대한 책임을 진다;

d) 자신의 당직 범위 내에서 현재 운영 방식이 합리적이지 않을 때 제어 단계의 지도자의 의견을 청취한다;

đ) 제어 단계의 지도자에게 국가 전력 시스템 사고 또는 현재 운영 방식이 합리적이지 않을 때 운영 방식 변경을 제안한다.

3. 국가 제어사는 다음 행위를 수행할 때 법적 책임을 진다:

a) 일반적인 작업 조건이나 사고 상황에서도 지시를 잘못하거나 지연한다;

b) 당직 중 사고를 유발한다;

c) 운영 절차, 규범, 지침 및 근로 규율을 위반한다;

d) 사고 처리 절차를 위반하여 사고 범위를 확장시킨다;

đ) 정당한 이유 없이 규정된 제어 방식을 위반하여 국가 전력 시스템을 제어한다;

e) 사고 발생 가능성을 초래하는 잘못된 작업 지시를 내린다;

g) 정당한 이유 없이 승인된 일일 방식을 충실히 수행하지 않고 제어 단계 지도자의 승인을 받지 않은 경우;

h) 국가 전력 시스템 운영 상황을 관련 업무가 없는 사람에게 보고한다.

조 90. 단기 방식 부서의 임무

국가 전력 시스템 운영에서 국가 지휘국의 단기 방식 부서는 다음 주요 임무를 수행한다.

1. 단기 시스템 안전 평가를 위한 전력 수요 예측을 수행한다.

2. 국가 전력 시스템의 단기 안전 평가를 수행한다.

3. 단기 시스템 안전 평가를 기반으로 국가 전력 시스템의 기본 연결도 변경을 제안한다.

4. 단기 시스템 안전 평가를 기반으로 관리 운영 단위의 작업 등록 및 보수를 처리한다.

5. 계획에 따른 작업 표를 작성한다.

6. 단기 시스템 안전 평가를 기반으로 발전원 동원 일정을 작성한다.

7. 시운전 검수 절차 및 시험 프로그램을 작성한다.

8. 운전 시험 프로그램을 작성한다.

9. 국가 전력 시스템 안전 경고 시 전력 공급 중단 계획 및 부하 제한 계획을 작성한다.

10. 국가 전력 시스템의 주요 접점에서의 전압 그래프를 계산하고 규정한다.

11. 실시간 전력 시스템 운영(전력 유량, 전압, N-1 요소 사고, 최적 전력 유량, AGC 제어, 전압 및 각도 안정성)을 지원하기 위해 SCADA/EMS 시스템의 응용 프로그램을 활용한다.

12. 지시된 방식의 실행 상황을 분석하고 평가한다.

13. 국가 전력 시스템 내 사고 조사에 참여하며, 사고 발생 과정에서 보호 릴레이와 자동화 장치의 작동을 분석하고 사고 원인을 파악하며 예방 조치를 제안한다.

14. 국가 지휘국이 지정한 다른 임무를 수행한다.

조 91. 장기 방식 부서의 임무

국가 전력 시스템 운영에서 국가 지휘국의 장기 방식 부서는 다음 주요 임무를 수행한다.

1. 국가 전력 시스템의 기본 연결도를 작성한다.

2. 중기 시스템 안전 평가를 위한 수요 예측을 수행한다.

3. 국가 전력 시스템의 용량 예비율과 에너지 예비율을 결정한다. 보조 서비스 요구를 결정한다.

4. 국가 전력 시스템의 중기 안전 평가를 수행한다.

5. 중기 시스템 안전 평가를 기반으로 전력망 및 발전소의 월간 및 연간 유지보수 계획을 작성한다.

6. 중기 시스템 안전 평가를 기반으로 전력망 및 발전원의 월간 및 연간 운영 계획을 작성한다.

7. 운영 상태 계산, 단락 계산, 안정성 계산, 전기 과도 상태 계산 등을 위한 전력 시스템 데이터베이스를 작성한다.

8. 새로운 설비 및 공사를 시스템에 통합하기 위한 방식 계산 및 필요한 준비 작업을 수행한다.

9. 새로운 전력 공사가 국가 지휘권 내 전력 시스템에 연결되는 영향을 평가한다.

10. 국가 전력 시스템의 검은 재가동 및 복구 계획을 작성한다.

11. 국가 전력 시스템 내 사고 조사에 참여하며, 사고 발생 과정에서 보호 릴레이와 자동화 장치의 작동을 분석하고 사고 원인을 파악하며 예방 조치를 제안한다.

12. 국가 전력 시스템의 안정성을 계산하고 검사하며 안정성을 보장하기 위한 운전 한계를 결정한다.

13. 국가 전력 시스템의 안정성을 향상시키기 위한 방법을 연구하고 제안한다.

14. 넓은 범위의 사고 방지, 불안정 방지, 전력 진동 방지, 전압 붕괴 방지, 주파수 붕괴 방지를 위한 자동 장치를 제안하고 승인한다.

15. 국가 전력 시스템 전체에서 낮은 주파수 및 낮은 전압에 따른 부하 제거량을 계산한다.

16. 시스템 상태 분석, 운영 계획 작성, EMS 시스템 실시간 계산 프로그램을 위한 소프트웨어 관리를 수행한다.

17. 모의 분석, 전력망 분석, 발전 계획 및 제어, EMS 시스템 교육용 모의 시스템 구현, EMS 시스템 운영, 유지보수 및 보수를 위한 전력 시스템 데이터베이스를 작성하고 업데이트한다. 국가 전력 시스템의 안정성을 확인하기 위한 실험 운전 문서 및 표준을 준비하고 조직한다.

18. 국가 지휘국이 지정한 다른 임무를 수행한다.

조 92. 보호 Relay 및 자동 장치 정정값 계산 부서의 임무

전력 시스템 국가 운영에서 국가 운영 등급 보호 Relay 및 자동 장치 정정값 계산 부서는 다음 주요 임무를 수행한다:

1. 500kV 전력 시스템에 대한 보호 Relay 및 자동 장치 정정값을 계산하고 넓은 범위의 사고 방지를 위한 자동 시스템 정정값을 계산하며, 전력 시스템 국가 운영에서 부하 해제를 실시한다.

2. 국가 운영 등급이 제어하는 발전소의 발전기-변압기 블록에 대한 보호 Relay 및 자동 장치 정정값을 계산하고 검사한다.

3. 국가 운영 등급이 제어하고 검사하는 새로운 공사에 대한 보호 Relay 방식 도면을 검사하고 평가한다.

4. 220kV 이상 전압 노드에서 최대 및 최소 운전 모드에 따른 단락 파라미터(단락 전력, 단락 전류)를 제공하며, 220kV 전력망과 지역 운영 등급이 제어하는 발전소의 보호 Relay 정정값 한계와 계산 정정값을 검사한다.

5. 전력 시스템 국가 운영에서의 사고 정보 수집 및 조사 주도, 사고 발생 과정에서 보호 Relay 및 자동 장치의 작동 분석, 전력 시스템 국가 운영에서 보호 Relay 및 자동 장치의 선택성 증가, 신뢰성 향상을 위한 조치 제시.

6. 전력 시스템 국가 운영에서 보호 Relay 및 자동화 장비의 월간, 분기별, 연간 활동 상황을 종합하고 평가한다.

7. 사고 기록 장치 시스템 관리, 넓은 범위의 전력 공급 중단 방지 시스템 관리.

8. 국가 운영 등급이 지정한 다른 임무.

조 93. 정보 설비 및 컴퓨터 관리 부서의 임무

전력 시스템 국가 운영에서 국가 운영 등급 정보 설비 및 컴퓨터 관리 부서는 다음 주요 임무를 수행한다:

1. SCADA 시스템 구축 및 운영 관리를 통해 SCADA/EMS, DIM, 전용 컴퓨터 시스템, 컴퓨터 네트워크 및 통신 시스템의 안정적이고 신뢰할 수 있는 작동을 보장한다.

2. 운영 조정 대화 녹음 저장 및 보관을 조직하며, 필요시 조정 직책 지휘 조정부에 대화 녹음을 제공한다.

3. 국가 운영 등급이 관리하는 범위 내의 SCADA/EMS 시스템(단말 RTU/Gateway, 연결 장치, 컴퓨터 시스템 및 관련 장치 포함)의 전체 운영 관리를 한다.

4. 통신 시스템의 운영 상황을 모니터링하고 보고하며, 통신 시스템 사고 처리를 위해 관련 부서와 협력하여 즉시 대응한다.

5. 제어 장치, 전용 컴퓨터 네트워크의 정기 유지보수 및 대수리 계획을 작성하고, 조정 직책 지휘 조정부와 일치시키며, 국가 운영 등급 지도자의 승인을 받는다.

6. 정보 통신 서비스 제공업체와 협력하여 조정 작업을 위한 통신 채널을 정기적으로 유지보수 및 수리하도록 이송하며, 국가 운영 등급 지도자의 승인된 계획에 따라 진행한다.

7. 전력 시스템 국가 운영 및 조정을 위한 웹사이트 관리.

8. 국가 운영 등급이 지정한 다른 임무.

절 2

지역 운영 등급

조 94. 전력 시스템 지역 운영 조정 작업에 직접 참여하는 부서

1. 지역 운영 조정 지휘반 직책 부서.

2. 단기 방식 부서.

3. 장기 방식 부서.

4. 보호 Relay 및 자동화 설정 계산 부서.

5. 정보 설비 및 컴퓨터 관리 부서.

조 95. 지역 운영 조정 지휘반 직책 부서 인원 규정

1. 전력 시스템 규모와 제어 기술 장비 수준에 따라, 지역 운영 조정급은 지역 운영 조정 지휘반 직책 부서에서 운용 직책을 맡는 조정원의 수를 구체적으로 정하되, 최소한 2명 이상이어야 하며 그 중 한 명은 당직 책임 조정원이 되어야 한다.

2. 지역 운영 조정급은 각 당직 운용 부서 직책별 임무, 권한, 책임을 상세하게 정하여 지역 운영 조정 지휘반 직책 부서의 실제 운영 조건과 이 지침의 규정에 맞게 한다.

조 96. 지역 조정원의 임무, 권한, 책임

1. 지역 조정원의 주요 임무:

a) 국가 조정원의 운용 지휘를 준수한다;

b) 전력 시스템 지역의 안전하고 신뢰성 있는 전기 공급, 전기 에너지 품질 보장 및 경제성을 목표로 하는 지역 전력 시스템의 운영 조건 하에서의 운영 조정을 지휘한다;

c) 승인된 방식을 수행한다;

d) 관할권 내의 전력 시스템 지역의 전력 원천 제어를 지휘한다;

đ) 관할권 내의 전력망 조작을 지휘한다;

e) 관할권 내의 전력 시스템 지역의 전압 제어를 지휘한다;

g) 전력 시스템 지역의 부하 제어 조정을 지휘한다;

h) 전력 시스템 지역(또는 일부 전력 시스템 지역)이 국가 전력 시스템에서 분리된 경우 해당 전력 시스템 지역(또는 일부 전력 시스템 지역)의 주파수, 전압 제어를 지휘한다;

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

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

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

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

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

2. Quyền hạn của Điều độ viên miền:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mục 3

CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI TỈNH

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

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

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

2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.

3. Bộ phận phương thức dài hạn.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Quyền hạn của Điều độ viên phân phối tỉnh

a) Cho phép tiến hành thao tác trên hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, thay đổi sơ đồ nối dây theo những đăng ký đã được duyệt, thay đổi sơ đồ kết dây phù hợp với tình hình thực tế;

b) Ra lệnh điều độ cho nhân viên vận hành cấp dưới và kiểm tra việc thực hiện lệnh đó;

c) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện cho các hộ dùng điện và an toàn của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;

d) Thay đổi biểu đồ phụ tải của các đơn vị trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho phù hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca trực của mình;

đ) Xin ý kiến lãnh đạo đơn vị hoặc Điều độ viên miền xử lý những vấn đề không thuộc thẩm quyền giải quyết;

e) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh hoặc Cấp điều độ miền thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.

3. Điều độ phân phối tỉnh chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:

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

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

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

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

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

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

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

Điều 104. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn

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

1. Lập phương thức vận hành ngắn hạn.

2. Lập biểu cắt điện và biểu hạn chế phụ tải, danh sách phụ tải cần đặc biệt ưu tiên, danh sách các điểm đặt thiết bị tự động sa thải phụ tải theo tần số, tự động đóng lại phụ tải khi tần số cho phép.

3. Giải quyết các đăng ký đưa ra sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ và đưa vào vận hành các đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển.

4. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.

5. Tham gia điều tra, phân tích sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

6. Tham gia nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy, giảm tổn thất trong vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

7. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Điều 105. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn

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

1. Lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

2. Tham gia lập kế hoạch sản xuất quý, năm của đơn vị phân phối điện, kế hoạch đại tu và sửa chữa thiết bị điện có liên quan hàng quý, hàng năm của trạm biến áp và đường dây thuộc quyền điều khiển.

3. Lập phương thức kết dây tương ứng với kế hoạch sửa chữa thiết bị chính trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

4. Tính toán và xác định các điểm cho phép đóng khép vòng trên lưới điện thuộc quyền điều khiển và các cầu dao cho phép đóng cắt không tải hoặc có tải các thiết bị điện.

5. Làm đầu mối phối hợp các bộ phận liên quan tính toán tổn thất điện năng và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

6. Nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy và tính kinh tế trong điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

7. Chủ trì tổ chức điều tra và phân tích các sự cố trong hệ thống điện phân phối và đề ra các biện pháp phòng ngừa.

8. Chuẩn bị các công việc cần thiết đưa các thiết bị mới, công trình mới vào vận hành.

9. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Điều 106. Nhiệm vụ của bộ phận rơ le bảo vệ và tự động

Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:

1. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển. Cung cấp các phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho các Đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

2. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho thiết bị mới, công trình mới thuộc quyền điều khiển của điều độ hệ thống điện phân phối để chuẩn bị đưa vào vận hành.

3. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố. Xác định nguyên nhân sự cố và tìm các biện pháp khắc phục.

4. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của các thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

5. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Điều 107. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý vận hành thiết bị thông tin và máy tính

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

1. Quản lý vận hành toàn bộ thiết bị thuộc hệ thống thông tin, hệ thống SCADA/DMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị phục vụ có liên quan).

2. Quản lý mạng máy tính đặt tại hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.

3. Thống nhất với bộ phận điều độ về việc trang bị viễn thông cho công tác điều độ nhằm đảm bảo thông tin liên lạc.

4. Soạn thảo và ban hành quy trình, tài liệu hướng dẫn vận hành và sử dụng các thiết bị viễn thông và máy tính chuyên dụng.

5. Phối hợp với đơn vị quản lý thông tin đưa các kênh viễn thông điều độ ra sửa chữa theo đăng ký đã được duyệt.

6. Lập lịch bảo dưỡng định kỳ và đại tu các thiết bị thông tin, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận điều độ và trình lãnh đạo Đơn vị phân phối điện duyệt.

7. Nghiên cứu ứng dụng kỹ thuật mới hoặc cải tiến hợp lý hoá các kênh và phương tiện viễn thông phục vụ công tác điều độ hệ thống điện phân phối.

8. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.

Mục 4

CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI QUẬN, HUYỆN

Điều 108. Quy định trực ca vận hành của Cấp điều độ phân phối quận, huyện

Trường hợp hình thành cấp điều độ phân phối quận, huyện, số lượng Điều độ viên trực vận hành trong mỗi ca trực; nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên phân phối quận, huyện được xác định chi tiết trong đề án thành lập của Đơn vị phân phối điện được phê duyệt theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 5 Thông tư này.

Mục 5

NHÂN VIÊN VẬN HÀNH TẠI NHÀ MÁY ĐIỆN,

TRẠM ĐIỆN, TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN

Điều 109. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác vận hành

Tùy theo quy mô, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, Đơn vị quản lý vận hành quy định cụ thể các bộ phận trực tiếp tham gia công tác vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.

Điều 110. Quy định trực ca vận hành

1. Tùy theo độ tin cậy của thiết bị, trang bị công nghệ điều khiển của nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành quy định số lượng nhân viên vận hành để đảm bảo công tác vận hành an toàn, tin cậy, trong đó quy định 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng ca nhà máy điện, 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng kíp trạm điện.

2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của Đơn vị quản lý vận hành.

3. Vị trí Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện căn cứ theo lịch trực ca và do lãnh đạo Đơn vị quản lý vận hành quy định. Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện là người chỉ huy điều độ cao nhất trong mỗi ca trực vận hành.

Điều 111. Nhiệm vụ của Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện

1. Chấp hành lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên.

2. Thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm trong mối quan hệ công tác với nhân viên vận hành cấp trên theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của mỗi nhà máy điện.

3. Nắm vững sơ đồ kết lưới và phương thức vận hành của nhà máy điện, các quy trình vận hành, quy trình xử lý sự cố thiết bị trong nhà máy điện và các quy trình nội bộ của nhà máy điện có liên quan.

4. Khi nhân viên vận hành cấp trên ủy quyền hoặc khi sự cố dẫn đến nhà máy điện tách lưới phát độc lập, Trưởng ca nhà máy điện được quyền áp dụng các biện pháp điều khiển tần số để đảm bảo sự vận hành ổn định của các tổ máy và phải báo ngay với nhân viên vận hành cấp trên sau khi các tổ máy đã vận hành ổn định.

5. Phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển, các đơn vị có liên quan để đảm bảo vận hành nhà máy điện an toàn, tin cậy.

6. Cung cấp số liệu theo yêu cầu của nhân viên vận hành cấp trên.

7. Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

Điều 112. Nhiệm vụ của Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện

1. Chấp hành lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên.

2. Thường xuyên theo dõi thông số vận hành và kiểm tra thiết bị thuộc quyền quản lý của trạm điện, đảm bảo thiết bị vận hành an toàn, tin cậy. Không để xảy ra các sự cố chủ quan, xử lý các sự cố kịp thời và đúng quy định, quy trình liên quan.

3. Thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm trong mối quan hệ công tác với nhân viên vận hành cấp trên theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của mỗi trạm điện.

4. Nắm vững sơ đồ, thông số kỹ thuật, phương thức vận hành, quy trình vận hành và quy trình xử lý sự cố thiết bị trong trạm điện.

5. Phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển, các đơn vị có liên quan để đảm bảo vận hành trạm điện an toàn, tin cậy.

6. Cung cấp số liệu theo yêu cầu của nhân viên vận hành cấp trên.

7. Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

Chương VII

ĐÀO TẠO CÁC CHỨC DANH THAM GIA TRỰC TIẾP CÔNG TÁC

ĐIỀU ĐỘ, VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

Mục 1

 QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 113. Chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia

1. Các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia bao gồm:

a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;

b) Kỹ sư phương thức, kỹ sư SCADA/EMS và kỹ sư SCADA/DMS tại các cấp điều độ;

c) Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện.

2. Các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành phải có trách nhiệm tổ chức tuyển dụng và đào tạo nguồn nhân lực phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia.

3. Người được cử đi đào tạo phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do đơn vị quản lý trực tiếp quy định phù hợp với từng vị trí và công việc được giao thực hiện sau đào tạo.

Điều 114. Quy định về tổ chức kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành

1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ quốc gia theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ miền, nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Cấp điều độ miền có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ phân phối tỉnh, nhà máy điện và trạm điện thuộc quyền điều khiển theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

4. Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ phân phối quận, huyện, nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển và trạm điện, nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 115. Đào tạo nhân viên vận hành tại các cấp điều độ

1. Cấp điều độ quốc gia, Cấp điều độ miền và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện do đơn vị quản lý theo các nội dung được Cục Điều tiết điện lực quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia; quy định cụ thể thời gian đào tạo đối với từng vị trí và nhiệm vụ của các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ phù hợp với quy mô và phạm vi quản lý của đơn vị.

2. Đối với Cấp điều độ quốc gia, sau thời gian đào tạo và được Tập đoàn Điện lực Việt Nam cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 1 Điều 114 Thông tư này, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

3. Đối với Cấp điều độ miền, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ quốc gia cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 2 Điều 114 Thông tư này, Cấp điều độ miền có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

4. Đối với Cấp điều độ phân phối tỉnh, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ miền cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 3 Điều 114 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

5. Đối với Cấp điều độ phân phối quận, huyện, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ phân phối tỉnh cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 4 Điều 114 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

Điều 116. Đào tạo nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển

1. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác vận hành do đơn vị quản lý theo các nội dung được Cục Điều tiết điện lực quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia; quy định cụ thể thời gian đào tạo đối với từng vị trí và nhiệm vụ của các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành phù hợp với quy mô, phạm vi quản lý của đơn vị.

2. Sau thời gian đào tạo và được cấp điều độ có quyền điều khiển cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 114 Thông tư này, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.

Điều 117. Trách nhiệm chung

1. Trong quá trình tổ chức đào tạo, điều độ cấp trên và cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tham gia đào tạo, kiểm tra việc đào tạo cho nhân viên vận hành của điều độ cấp dưới và Đơn vị quản lý vận hành.

2. Sau khi công nhận chức danh cho người được cử đi đào tạo, các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo chức danh mới của nhân viên vận hành tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành cho các đơn vị có liên quan.

3. Hàng năm, Điều độ viên tại các cấp điều độ và nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện phải được định kỳ huấn luyện, diễn tập xử lý sự cố, diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia ít nhất 01 lần.

Mục 2

ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ QUỐC GIA

Điều 118. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên quốc gia

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên quốc gia ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.

Điều 119. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên quốc gia

1. Điều độ viên quốc gia đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 01 năm trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên quốc gia phải được đào tạo lại.

2. Cấp điều độ quốc gia quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên quốc gia.

Điều 120. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.

Điều 121. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.

Mục 3

ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ MIỀN

Điều 122. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên miền

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên miền ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.

Điều 123. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên miền

1. Điều độ viên miền đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 01 năm trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên miền phải được đào tạo lại.

2. Cấp điều độ miền quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên miền.

Điều 124. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện miền

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện miền ít nhất 18 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.

Điều 125. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.

Mục 4

ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI TỈNH

Điều 126. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên phân phối tỉnh

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên phân phối tỉnh phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên phân phối tỉnh ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên phân phối tỉnh, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch kiểm tra theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.

Điều 127. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên phân phối tỉnh

1. Điều độ viên phân phối tỉnh đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 06 tháng trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên phân phối tỉnh phải được đào tạo lại.

2. Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên phân phối tỉnh.

Điều 128. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối ít nhất 12 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.

Điều 129. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối

1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối ít nhất 09 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.

Mục 5

 ĐÀO TẠO TẠI CẤP ĐIỀU ĐỘ PHÂN PHỐI QUẬN, HUYỆN

Điều 130. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên phân phối quận, huyện

1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên phân phối quận, huyện phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.

2. Thời gian đào tạo Điều độ viên phân phối quận, huyện ít nhất 09 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên phân phối quận, huyện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 5 Điều 115 Thông tư này.

Điều 131. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên phân phối quận, huyện

1. Điều độ viên phân phối quận, huyện đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 06 tháng trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên phân phối quận, huyện phải được đào tạo lại.

2. Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên phân phối quận, huyện.

Mục 6

ĐÀO TẠO TẠI NHÀ MÁY ĐIỆN, TRẠM ĐIỆN

 VÀ TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN

Điều 132. Quy định về đào tạo mới Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện

1. Người được đào tạo để trở thành Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện phải có kinh nghiệm công tác hoặc được đào tạo tại tất cả các vị trí Trực chính hoặc Trưởng kíp của nhà máy điện ít nhất 03 tháng cho mỗi vị trí chức danh và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

2. Đối với nhà máy điện mới chuẩn bị đưa vào vận hành, người được đào tạo để trở thành Trưởng ca nhà máy điện phải tham gia công tác chạy thử nghiệm thu toàn bộ các thiết bị chính của nhà máy điện, được đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 116 Thông tư này và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

3. Thời gian đào tạo Trưởng ca tại nhà máy điện lớn hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện ít nhất 18 tháng; thời gian đào tạo Trưởng ca tại nhà máy điện nhỏ ít nhất 12 tháng.

4. Trước khi được công nhận chức danh Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng ca trung tâm điều khiển nhà máy điện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Điều 116 Thông tư này.

Điều 133. Quy định về đào tạo mới Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện

1. Người được đào tạo để trở thành Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện phải có kinh nghiệm công tác tại vị trí trực vận hành trạm ít nhất 03 tháng, được đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 116 Thông tư này và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.

2. Thời gian đào tạo Trưởng kíp tại trạm điện ít nhất 03 tháng; thời gian đào tạo Trưởng kíp tại trung tâm điều khiển trạm điện ít nhất 06 tháng.

3. Trước khi được công nhận chức danh Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Điều 116 Thông tư này.

Điều 134. Quy định về đào tạo lại Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển

1. Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển sau khi chuyển đi làm nhiệm vụ khác, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Trưởng ca hoặc Trưởng kíp phải trải qua một thời gian học tập quy trình, tìm hiểu tình hình vận hành nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.

2. Đơn vị quản lý vận hành quy định chi tiết thời gian đào tạo lại Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.

Chương VIII

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 135. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia, bao gồm các nội dung chính sau:

- Điều kiện đối với người được cử đi đào tạo các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành;

- Nội dung đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành;

- Quy trình kiểm tra;

- Mẫu, hệ thống Chứng nhận vận hành và thời hạn của Chứng nhận vận hành;

- Quản lý và sử dụng Chứng nhận vận hành.

b) Tổ chức kiểm tra và giám sát việc thực hiện đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành theo quy định tại Chương VII Thông tư này và Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia;

c) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.

Điều 136. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 24 tháng 12 năm 2014. Quyết định số 56/QĐ-BCN ngày 26 tháng 11 năm 2001 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.

2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp./.