本主题集中讨论将设备接入越南输电网的技术和运行要求。它包括有关电气设备、继电保护系统以及在投资、运营和管理接入点过程中相关各方责任的规定。
适用范围
本主题适用于输电单位、使用输电网的客户、发电厂和具有调度权的调度机构。
要点
- 对接入设备的电气技术要求
- 接入点的继电保护系统
- 相关方在接入点管理中的责任
- 处理故障和变更的程序
- 确保国家电力系统的安全可靠
🌐 本文件的社会影响
- 加强输电网的稳定性和安全性
- 帮助投资输电网的单位遵守行业技术标准
- 改善输电网的运行和管理水平
- 支持国际电力买卖和交换
❓ 常见问题
输电单位在何种情况下有权拒绝接入请求？
如果客户的设备或电网不符合运行和技术要求，或者接入请求不符合已批准的电力发展规划，则输电单位有权拒绝。
装机容量低于300兆瓦的发电厂如何配备PMU？
对于装机容量低于300兆瓦的发电厂，PMU的配备必须基于系统运营商和电力市场的计算和要求。
发生事故时，谁负责提供必要的信息？
使用输电网的客户有责任在其管理范围内保存运行、维护、保养和事故的数据记录。当输电单位要求时，他们必须提供所有相关信息。
全文
|
工商部 编号：25/2016/TT-BCT |
中华人民共和国 北京，二零一六年十一月三十日 |
通知
关于输电系统的规定
根据2012年11月12日第95号法令（2012年第95/2012/NĐ-CP号）关于商务部的职能、任务、权限和组织结构的规定；
根据2004年12月3日颁布的《电力法》和2012年11月20日颁布的《关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定》；
根据2013年10月21日国务院令第137号《关于规定〈电力法〉和〈关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定〉若干条款实施细则的通知》；
根据电力调节局局长沙龙的建议，
工商部部长发布关于输电系统的通知。
第一章
总则
第一条 调整范围
本通知规定以下内容：
一、输电系统运行的要求。
二、电力负荷需求预测。
三、输电网发展规划的制定。
四、接入输电网的条件、技术要求和程序。
五、电力系统安全评估。
六、输电系统运行。
第二条 适用对象
本通知适用于以下对象：
（一）输电单位；
（二）电力系统和电力市场运营单位；
（三）批发售电单位；
（四）配电单位；
（五）配售电单位；
（六）发电单位；
（七）直接从输电网接收电力的用电客户；
（八）越南电力集团；
（九）其他相关组织和个人。
发电厂总装机容量超过30兆瓦的发电机组接入配电网时，必须满足本通知规定的接入输电网设备的技术要求和其他相关要求。
条3. 术语解释
在本通知中，下列术语定义如下：
1. AGC（英文缩写：Automatic Generation Control），是指自动调节发电机组输出功率以维持系统频率在允许范围内稳定运行的设备系统，遵循经济运行原则。
2. 电力系统安全是指在某一时刻或确定时间段内，电力供应能够满足负荷需求的能力，并考虑到系统中的约束条件。
3. AVR（英文缩写：Automatic Voltage Regulator），是指通过影响发电机励磁系统来控制发电机端电压的自动控制系统，确保端电压保持在允许范围内。
4. 电压等级标称电压等级之一，在电力系统中使用，包括：
（一）低压是指标称电压不超过1千伏的等级；
（二）中压是指标称电压超过1千伏至35千伏之间的等级；
（三）高压是指标称电压超过35千伏至220千伏之间的等级；
（四）超高压是指标称电压超过220千伏的等级。
5. 调度指挥权是指根据国家电力调度规程由商务部发布的分级调度权限，具有指挥和调度电力系统的权利。
6. 发电机组可用容量是指发电机组在一定时间内可以持续稳定发出的最大实际发电量。
7. 调速系统死区是指当系统频率变化处于该范围时，调速系统不会产生反应或参与初级频率调整的频率范围。
8. 自动旋转备用是指正在运行的发电机组在国家电力系统中随时准备增加或减少发电量，以恢复系统频率到允许范围内，并恢复初级调频备用能力。
9. 初级频率调整是指由大量配备调速系统的发电机组即时进行的系统频率调整过程。
10. 调整二次频率 是指通过自动发电控制（AGC）系统对电力系统中特定发电机组或按频率减载系统进行的继一次频率调整之后的进一步调整过程。
11. 电力系统调度 是指按照规定的程序、技术标准和运行方式，指挥和控制国家电力系统的发电、输电和配电过程的活动。
12. 批发售电单位 是指获得电力业务许可，在批发售电领域开展经营活动的电力企业。根据电力市场竞争的不同层次，批发售电单位可以是以下单位之一：
a) 电力交易公司；
b) 国家电网公司；
c) 根据电力市场竞争不同层次成立的其他批发售电单位。
13. 是根据越南法律规定拥有一个或多个发电厂的组织或个人。 是指获得电力业务许可，在发电领域开展经营活动，并拥有一个或多个接入输电网的发电厂或装机容量超过30兆瓦并入配电网的发电厂的电力企业。
14. 供电单位 是指获得电力业务许可，在配电和售电领域开展经营活动，包括：
a) 国家电网公司；
b) 直属国家电网公司的省、市电力公司（以下简称“省电力公司”）；
15. 配售电单位 是指获得电力业务许可，在配电和零售电领域开展经营活动，从批发售电单位或配电单位购买电力以向用电客户销售的电力企业。
16. 输电企业 是指获得电力业务许可，在输电领域开展经营活动，负责管理国家输电网的运行。
17. 系统运行和市场单位 （国家电力系统调度中心）是指指挥和控制国家电力系统的发电、输电和配电过程，并管理电力市场交易的单位。
18. 继电保护系统的可靠性包括：
（一）继电保护的动作可靠性 是指在计算和确定的保护范围内发生故障时，继电保护系统正确动作的能力的指标；
（二）继电保护的不动作可靠性 是指在正常运行状态或在计算和确定的保护范围之外发生故障时，继电保护系统避免误动的能力的指标。
19. 调速系统 （英文缩写：Governor）是指自动调节发电机涡轮转速的系统，以响应频率变化，有助于恢复系统频率到其额定值。
20. 能量管理系统EMS （英文缩写：Energy Management System）是指用于优化电力系统运行的能源管理软件系统。
21. 分散控制系统DCS （英文缩写：Distributed Control System）是指连接成网络并在分散控制原则下工作的发电厂或变电站中的控制设备系统，以提高可靠性并减少由于发电厂或变电站中控制元件故障的影响。
22. 电气系统 是指发电设备、电网及辅助设备相互连接的系统。
23. 国家电力系统 是指在全国范围内统一指挥的电力系统。
24. 输电网系统 是指包括输电网和接入输电网的发电厂在内的电力系统。
25. SCADA系统 （英文缩写：Supervisory Control And Data Acquisition）是指用于监视、控制和操作电力系统的数据采集系统。
26. 接地系数 是指在单相接地短路或两相接地短路情况下，故障相短路前后的电压值之比。
27. 同步并网 是指按照工业和信息化部发布的《国家电力系统操作规程》规定的同步条件，将发电机组并入电力系统或连接两个电力系统部分的操作。
28. 黑启动能力 是指发电厂能够从完全停机状态至少启动一台发电机组并与电网同步并网，而无需从区域电网接收电力的能力。
29. 黑启动 是指使用具有黑启动能力的发电机组，从全系统或部分系统的停电状态恢复整个或部分电力系统的过程。
30. 使用输电网的用户 是指组织和个人，他们将电气设备和电网连接到输电网以使用输电服务，包括：
a) 发电单位；
b) 从输电网直接接收电力的配电单位；
c) 从输电网直接接收电力的配电和零售电单位；
d) 从输电网直接接收电力的用电客户。
31. 调度指令 是指实时指挥和控制电力系统运行模式的命令。
32. 电网 是指用于传输电力的输电线路、变电站及相关辅助设施。
33. 配电网 是指包括电压等级至110千伏的线路和变电站的部分电网。
34. 输电网 是指包括电压等级高于110千伏的线路和变电站的部分电网。
35. 短期电压闪变水平(P第一条) 是指在10分钟内使用符合IEC868标准的测量设备测得的值。
36. 长期电压闪变水平(Plt) 是指从连续12个P第一条 测量结果中计算得出，间隔时间为2小时，按照公式：
37. 年N 是指当前电力系统运行年的公历年份。
38. 典型日 是指根据工业和信息化部发布的《负荷研究内容、方法、程序和手续规定》，选择具有典型负荷用电模式的一天。典型日包括工作日、周末（周六、周日）以及法定节假日（如有），涵盖年、月和周。
39. 按计划停止或减少供电||| 停止向用电客户供电以执行计划中的维护、修理、大修和电力工程建设项目；按照由电力系统运行单位和电力市场通报的计划进行负荷调节和限制。
40. ||| 燃煤发电厂||| 是将热能转换为电能的发电厂，包括生物质发电厂、生物气体发电厂和使用固体废物的发电厂。
41. ||| 竞争性电力市场的运营规定||| 是由工业和贸易部发布的关于竞争性电力市场运营及市场内各单位责任的规定，按不同层级制定。
42. ||| 负荷切除||| 在发生事故或无法保证电力系统安全时，通过自动负荷切除系统或调度命令将电力负荷从电网中移除的过程。
43. 事故||| （事件）是由于一个或多个原因导致电力系统中的一个或多个设备出现故障，使电力系统不能正常运行，造成停电或影响到全国电力系统的安全、稳定和连续供电。
44. ||| 设备故障||| （单一故障）是在电力传输系统正常运行期间发生的单个设备故障。
45. ||| 多设备故障||| 在同一时间点，电力传输系统中有两个或更多设备同时出现故障。
46. 严重事故||| 是在电力系统中发生的故障，导致输电网络大面积停电或引发火灾、爆炸，造成人员伤亡或财产损失。
47. ||| 电力系统解列||| 是由于事故导致国家电力系统分裂成多个不相连的小电力系统的情况。
48. 远程终端单元/网关设备||| （英文缩写：Remote Terminal Unit/Gateway）是指安装在变电站或发电厂用于收集并向电力系统调度中心或控制中心的SCADA系统传输数据的设备。
49. 动态稳定器PSS||| （英文缩写：Power System Stabilizer）是一种向自动电压调节器（AVR）发送附加信号的设备，用以减少电力系统中的电压波动。
50. 启动时间||| 是从电力系统运行单位和电力市场发出启动指令到发电单位接到指令并完成与国家电力系统的同步连接所需的时间。
51. N-1标准||| 是一种规划、设计、建设和运营电力系统时采用的标准，确保当电力系统中某个元件发生故障或该元件因维修而脱离运行时，电力系统仍能保持稳定运行，并满足操作标准和允许的操作极限，提供安全、连续的电力供应。
52. IEC标准||| 是国际电工委员会（IEC）制定的电气技术标准。
53. 低频减载||| 当电力系统的频率或频率斜率低于允许值时，频率继电器自动触发的负载切除动作。
54. 变电站||| 包括变电站、开关站或补偿站。
55. 控制中心||| 是配备了信息技术和通信基础设施的中心，用于远程监控一组发电厂、一组变电站或电网上的断路设备。
56. pu||| 是表示实际值与额定值比值的相对单位系统。
第二章
||| 输电系统运行要求
条 4. 频率
1. 越南国家电网的额定频率为50赫兹。在正常运行状态下，系统频率允许在额定频率上下波动±0.2赫兹范围内。对于系统的其他运行状态，允许的频率波动范围和恢复到正常运行状态的时间规定见表1如下：
表1
在不同运行状态下允许的频率波动范围及电力系统恢复至正常运行状态所需时间
|
电力系统运行状态 |
允许的频率波动范围 |
自事故发生时起恢复时间（自2018年1月1日起实施） |
|
|
不稳定状态（建立状态） |
恢复至正常运行状态 |
||
|
单一故障 |
49赫兹～51赫兹 |
2分钟内将频率恢复至49.5赫兹～50.5赫兹范围内 |
5分钟内将频率恢复至49.8赫兹～50.2赫兹范围内 |
|
多个元件故障、严重故障或极度紧急状态 |
47.5赫兹～52赫兹 |
10秒内将频率恢复至49赫兹～51赫兹范围内 |
10分钟内将频率恢复至 49.8赫兹～50.2赫兹范围内 |
|
5分钟内将频率恢复至49.5赫兹～50.5赫兹范围内 |
|||
2. 在多个元件故障、严重故障或极度紧急状态下，允许的频率波动范围和超出限制次数按照一年或两年周期的规定见表2如下：
表2
在多个元件故障、严重故障或极度紧急状态下允许的频率波动范围和超出限制次数
|
允许的频率范围（赫兹） （“f”为系统频率） |
按照时间周期允许的次数 （从周期开始时间算起） |
|
52≥f≥51.25 |
一年内7次 |
|
51.25>f>50.5 |
一年内50次 |
|
49.5>f>48.75 |
一年内60次 |
|
48.75≥f>48 |
一年内12次 |
|
48≥f≥47.5 |
两年内1次 |
其中，一次系统频率超出允许的限制是指系统频率在5秒（s）以上时间内超出允许的限制。
3. 在国家电网运行过程中，电网调度机构和电力市场负责调度和运行国家电网，并调动各种辅助服务以确保频率保持在允许的范围内。
条 5. 系统稳定性
1. 系统稳定性是指在确定的初始运行条件下，电力系统在发生物理扰动导致系统运行参数变化后，能够返回到正常运行状态或已建立的平衡状态的能力。系统稳定性分类如下：
a) 过渡稳定性（Transient Stability）是指在电力系统发生重大扰动后，发电机组能够维持同步运行状态的能力；
b) 小信号稳定性（Small Signal stability）是指在电力系统发生小扰动后，发电机组能够维持同步运行状态的能力，在允许范围内抑制自然功率振荡；
c) 动态电压稳定性（Dynamic Voltage Stability）是指在电力系统发生重大扰动后，能够维持节点电压的能力；
d) 静态电压稳定性（Steady State Voltage Stability）是指在电力系统发生小扰动后，能够维持节点电压的能力；
e) 频率稳定性（Frequency Stability）是指在发生导致电源与负荷之间功率不平衡的扰动后，系统能够维持设定频率的能力。
2. 异步共振（低频共振，Sub-Synchronous resonance）是指电力系统的固有频率与发电机涡轮机的固有频率相共振，从而增加作用于涡轮机轴上的扭矩。
3. 国家电网在正常运行状态或故障排除后的运行状态必须保持同步并满足表3规定的系统稳定性标准：
表3
系统稳定性标准
|
稳定类型 |
稳定标准 |
|
过渡稳定性 |
发电机转子角度不得超过120度。 故障排除后20秒内，转子角度振荡必须被消除。 |
|
小信号稳定性 |
抑制比（Damping Ratio）不得低于5％。 |
|
动态电压稳定性 |
故障排除后5秒内，故障点的电压至少要恢复到故障前电压的75％。 |
|
静态电压稳定性 |
在一个元件（N-1）脱离运行的情况下，电力系统必须具有至少5％的P-V特性下的备用功率。 |
|
频率稳定性 |
电力系统必须符合本通知第4条第1款规定的频率稳定性标准。 |
条 6. 电压
1. 输电网络中的额定电压等级包括500千伏、220千伏。
2. 在正常工作条件下或输电网络中发生单一故障时，允许在输电网络中运行的母线电压规定如表4所示：
表4
输电网络中允许运行的母线电压
|
电压等级 |
电力系统运行状态 |
|
|
正常运行 |
单一故障 |
|
|
500千伏 |
475 ÷ 525 |
450 ÷ 550 |
|
220kV |
209 ÷ 242 |
198 ÷ 242 |
3. 当输电系统发生多点故障、严重故障，在极度紧急运行模式或系统恢复模式下，允许输电网络中的电压波动暂时超过额定电压的±10%，但不得超过额定电压的±20%。
4. 在故障期间，故障地点及其附近区域的电压可能过度下降至故障相为零或非故障相超过额定电压的110%，直到故障被排除。
条 7. 相平衡
在正常运行模式下，输电网络中各相电压的逆序分量不得超过额定电压的3%。
条 8. 谐波
1. 由高次谐波引起的总电压畸变最大值（以额定电压百分比计）对于220千伏和500千伏等级必须小于或等于3%。
2. 总负载侧谐波电流畸变的最大值（以额定电流百分比计）对于220千伏和500千伏等级必须小于或等于3%。
3. 在正常运行模式下，输电单位有责任确保输电网络上的谐波总畸变不超过本条款第1款规定的值。
4. 使用输电网络的客户有责任确保其连接到输电网络的设备不会产生超出本条款第2款规定的谐波。
5. 如果谐波总畸变显示出违反本条款第1款或第2款规定的迹象，使用输电网络的客户或输电单位有权要求另一方检查谐波值或聘请独立测试机构进行。如果测试结果显示谐波总畸变违反了本条款第1款或第2款的规定，则造成原因并违反规定的单位必须承担全部检测、验证费用及损害赔偿，并采取补救措施。
条 9. 电压闪变水平
1. 输电网络中允许的最大电压闪变水平如表5所示：
表5
电压闪变水平
|
电压等级 |
Plt95% |
Pst95% |
|
220, 500千伏 |
0,6 |
0,8 |
其中：Plt95%是P的阈值lt使得在至少一周的95%测量时间内和95%测量位置上，Plt不超过该值；Pst95%是P的阈值第一条使得在至少一周的95%测量时间内和95%测量位置上，P第一条不超过该值。
2. 输电单位有责任监控输电网络上的电压闪变水平，确保在正常运行模式下，连接点处的电压闪变水平不超过表5规定的值。使用输电网络的客户有责任确保其连接到输电网络的设备不会导致电压闪变水平超过表5规定的值。
3. 如果认为电压闪变水平显示出违反本条款第1款规定的迹象，使用输电网络的客户或输电单位有权要求另一方检查电压闪变水平或聘请独立测试机构进行。如果测试结果显示电压闪变水平违反了本条款第1款的规定，则造成原因并违反规定的单位必须承担全部检测、验证费用及损害赔偿，并采取补救措施。
条 10. 电压波动
1. 在输电网络连接点由负荷波动引起的电压波动不得超过额定电压的2.5%，并且必须在第6条本通知规定的各级电压运行允许范围内。
2. 在手动调整负载侧分接头的情况下，连接点处的电压波动不得超过负载侧调压变压器分接头的电压调节值。
3. 每次最大允许的电压调节幅度为额定电压值的5%，条件是电压调节不得导致输电系统设备和使用输电网络客户的设备损坏。
条 11. 中性点接地方式
1. 输电网络的中性点接地方式为直接接地方式。
2. 如果输电网络中的某些设备采用不同于本条第1款规定的中性点接地方式，则必须获得电力系统和电力市场运营单位的书面同意。
条 12. 短路电流和故障排除时间
1. 电力系统中允许的最大短路电流值和保护装置的最大故障排除时间规定如下表6所示：
表6
允许的最大短路电流值和保护装置的最大故障排除时间
|
等级 电压 |
允许的最大短路电流值（kA）保护装置的最大故障排除时间（ms） |
设备最小承受时间（s）适用至2017年12月31日 |
从2018年1月1日起适用 |
|
|
2. 对于500千伏或220千伏变电站内的110千伏母线，在输电网络中可采用最大允许短路电流值为40kA/1s。 |
3. 发电机组超瞬态未饱和电抗总值(X |
|||
|
500千伏 |
50 |
80 |
03 |
01 |
|
220kV |
50 |
100 |
03 |
01 |
-%)与变压器端部短路电抗(U
-%)在标幺制下（以发电机额定视在功率为基准）不得小于40%。d’’如不满足上述要求，项目业主有责任计算并投资安装额外电阻，使Xk，U
和电阻在标幺制下的总值（以发电机额定视在功率为基准）不得小于40%。d’’4. 连接到输电系统的电力工程在计算中如果短路电流值超过表6规定的最大短路电流值，电力工程项目的业主有责任采取措施将短路电流值限制在表6规定的最大短路电流值以下或等于该值。k5. 电气设备的主要保护是主要保护装置，并且应安装和整定以首先执行动作，确保当保护范围内的设备发生故障时，保护系统能够快速、灵敏、选择性和可靠地动作。
6. 如果计算得出的最大短路电流值超过表6的规定值，输电单位或使用输电网络的客户有责任向国家能源局报告，以便获得指导实施。
7. 输电单位负责通报连接点的最大短路电流值，以供客户在投资和安装设备过程中配合，确保断路器在未来至少十年内具有足够的能力切断连接点的最大短路电流。
6. 若计算出的最大短路电流值超过表6规定的数值，输电单位或使用输电网的客户应向电力监管机构报告，以获得指导并执行。
输电单位负责通报连接点的最大短路电流值，以便使用输电网的客户在投资和安装设备过程中配合，确保断路器至少在未来10年内能够切断连接点的最大短路电流。
条 13. 接地系数
输电电网的接地系数在各电压等级中不得超过1.4。
条 14. 输电电网的可靠性
1. 输电电网的可靠性通过每年因非计划停电、减供、计划停电和输电电网故障导致无法供电的电量比例来确定。
2. 无法供电的电量计算为每次停电或减供期间被中断或减少的负荷功率与相应时间（停电持续超过1分钟）的乘积，但不包括以下情况：
a) 因国家电力系统缺电而造成的停电或减供；
b) 因不可抗力事件（客观上无法控制、无法预见且无法避免，尽管已采取所有可能措施）导致的停电或减供。
3. 输电电网一年内无法供电的电量比例按以下公式确定：
其中：
- kkccđ：输电电网一年内无法供电的电量比例；
- Ti：第i次停电或减供持续超过1分钟的时间，从开始停电或减供到恢复供电的时间段（小时）；
- Pi：第i次停电或减供期间平均被中断或减少的负荷功率（千瓦）；
- n：计算年度内的停电或减供次数；
：当月上网电量。tt：计算年度内输电电网传输的总电量（千瓦时）。
条 15. 输电电网的电能损耗
1. 输电电网每年的电能损耗按以下公式确定：
|
∆A = |
Att已接收 - Att分配 |
|
Att已接收 |
其中：
- ΔA：输电电网每年的电能损耗；
：当月上网电量。tt已接收：输电电网在一年内接收的总电量，即从所有使用输电电网的用户处接收的电量加上通过输电电网进口的电量；
：当月上网电量。tt分配：输电电网在一年内输出的总电量，即由配电单位和直接从输电电网接收电量的用户处接收的电量加上通过输电电网出口的电量。
第三章
预测国家电力系统负荷需求
条 16. 关于国家电力系统负荷需求预测的一般规定
1. 国家电力系统的负荷需求预测是对从国家电力系统获得供电的所有负荷进行的预测，不包括独立电源且未接入国家电网的负荷。负荷需求预测是制定年度输电系统发展计划、系统运行计划和电力市场运行方式的基础。
2. 国家电力系统的负荷需求预测包括年、月、周、日以及电力市场交易周期的需求预测。
3. 负荷需求预测的责任
a) 系统运行和电力市场运营单位负责对国家电力系统、三个区域（北、中、南）以及与输电电网连接点的负荷需求进行预测；
b) 配电单位、配售电单位以及直接从输电电网接收电力的用户负责向系统运行和电力市场运营单位提供其负荷需求预测数据，包括整个单位的综合负荷需求预测和每个110千伏变电站的负荷需求预测；
c) 批发电力单位负责向系统运行和电力市场运营单位提供进出口电力需求预测数据，包括整体进出口电力需求预测和每个进出口点的预测。
4. 对于与输电电网连接点的负荷需求预测及其预测周期的分辨率，根据各个发展阶段和电力市场的需要，电力监管机构负责指导执行这些规定。
条17. 年度电力负荷需求预测
1. 年度电力负荷需求预测应针对下一年（N+1年）和随后的第二年（N+2年）进行。
2. 用于年度电力负荷需求预测的数据包括：
a) 分配单位、分销和零售单位以及直接从输电网接收电力的用户提供的关于每月份电能、最大功率、典型日曲线（以每30分钟为周期，共104周）的数据；
b) 批发单位提供的关于每月份电能、最大功率、典型日曲线（以每30分钟为周期，共104周）的进出口电量数据。
3. 年度电力负荷需求预测考虑的因素包括：
a) 接下来两年由有权机构正式公布的经济增长率（GDP）；
b) 根据已批准的电力发展规划预测的年度电力负荷需求及负荷系数；
c) 在过去五年中，分配单位、分销和零售单位、批发单位以及直接从输电网接收电力的用户提供的关于功率、电能消耗、进出口电量的数据；
d) 节能计划和电力需求管理计划中的措施和目标；
e) 其他必要的信息。
4. 国家电力系统年度电力负荷需求预测结果包括：国家电力系统的最大功率、电能、典型日曲线（以每30分钟为周期，共104周），以及三个区域电力系统和输电网与配电网连接点的数据。
5. 实施程序
a) 每年8月1日前，分配单位、分销和零售单位、批发单位以及直接从输电网接收电力的用户有责任根据本条第2款的规定向电力系统运营单位和电力市场提供其管辖范围内的年度电力负荷需求预测结果。
如果分配单位、分销和零售单位、批发单位以及直接从输电网接收电力的用户未能在规定时间内准确或完整地提供所需数据，电力系统运营单位和电力市场可以根据前一年的预测数据来预测国家电力系统的年度电力负荷需求。
b) 每年9月1日前，根据各单位提供的电力负荷需求预测数据，电力系统运营单位和电力市场有责任完成并公布在电力系统和电力市场的官方网站上，按照本条第4款的规定发布年度电力负荷需求预测结果。
条18. 月度电力负荷需求预测
1. 月度电力负荷需求预测应针对下一个月进行。
2. 用于月度电力负荷需求预测的数据包括：
a) 分配单位、分销和零售单位以及直接从输电网接收电力的用户提供的关于每周电能、最大功率、典型日曲线（以每30分钟为周期）的数据；
b) 批发单位提供的关于每周电能、最大功率、典型日曲线（以每30分钟为周期）的进出口电量数据。
3. 月度电力负荷需求预测考虑的因素包括：
a) 已发布的年度电力负荷需求预测中每月的预测结果；
b) 过去五年中，分配单位、分销和零售单位、批发单位以及直接从输电网接收电力的用户提供的关于功率、电能消耗、进出口电量、白天和夜晚的最大负荷的数据；
c) 可能导致电力负荷需求大幅波动的事件和其他必要信息。
4. 国家电力系统月度电力负荷需求预测结果包括：国家电力系统的最大功率、电能、每周典型日曲线（以每30分钟为周期），以及三个区域电力系统和输电网与配电网连接点的数据。
5. 实施程序
a) 每月20日前，分配单位、分销和零售单位、批发单位以及直接从输电网接收电力的用户有责任根据本条第2款的规定向电力系统运营单位和电力市场提供其管辖范围内的月度电力负荷需求预测数据。
如果分配单位、分销和零售单位、批发单位以及直接从输电网接收电力的用户未能在规定时间内准确或完整地提供所需数据，电力系统运营单位和电力市场可以根据前一个月的预测数据或年度电力负荷需求预测的结果来预测国家电力系统的月度电力负荷需求。
b) 每月最后七个工作日前，根据各单位提供的电力负荷需求预测数据，电力系统运营单位和电力市场有责任完成并公布在电力系统和电力市场的官方网站上，按照本条第4款的规定发布月度电力负荷需求预测结果。
条 19. 电力负荷需求预测周
1. 电力负荷需求预测周应针对未来两周进行。
2. 用于电力负荷需求预测周的数据包括未来两周内每30分钟一次的电量和功率预测数据，这些数据来自配电单位、售电单位、直接从输电网接收电力的用电客户以及系统中110千伏变电站。
3. 在进行电力负荷需求预测周时需考虑的因素包括：
a) 月度电力负荷需求预测和前一周已公布的电力负荷需求预测结果；
b) 配电单位、售电单位及直接从输电网接收电力的用电客户在最近四周内的最大日间和夜间负荷统计数据；
c) 对未来两周内天气预报、节假日和其他可能对电力负荷需求产生重大影响的事件的预测。
4. 国家电力系统周电力负荷需求预测结果包括：未来两周内国家电力系统、三大区域电力系统以及输电网与配电网连接点的每30分钟一次的电量和功率数据。
5. 实施程序
a) 每周一上午10点之前，配电单位、售电单位及直接从输电网接收电力的用电客户有责任根据本条第2款的规定向电力系统运行单位和电力市场提供其管理范围内的电力负荷需求预测周数据。
如果配电单位、售电单位及直接从输电网接收电力的用电客户未能按规定时间准确或完整地提供所需数据，电力系统运行单位和电力市场有权依据上周的预测数据或月度电力负荷需求预测结果来进行国家电力系统的电力负荷需求预测。
b) 每周四下午3点之前，电力系统运行单位和电力市场应根据各单位提供的预测数据，在电力系统和电力市场的官方网站上公布按照本条第4款规定的结果。
条 20. 电力负荷需求预测日
1. 电力负荷需求预测日应针对未来两天进行。
2. 在进行电力负荷需求预测日时需考虑的因素包括：
a) 周电力负荷需求预测和前一天已公布的电力负荷需求预测结果；
b) 系统在过去七天的实际功率和电量数据；对于节假日，则使用过去一年相同日期的数据；
c) 对未来两天的天气预报及其他必要信息。
3. 国家电力系统日电力负荷需求预测结果包括以下数据：国家电力系统、三大区域电力系统以及输电网与配电网连接点的每30分钟一次的电量和功率数据。
4. 每天上午10点之前，电力系统运行单位和电力市场有责任完成并按照本条第3款的规定，在电力系统和电力市场的官方网站上公布日电力负荷需求预测结果。
条 21. 电力市场交易周期负荷需求预测
1. 电力市场交易周期负荷需求预测应针对下一个交易周期及随后的八个交易周期进行。
2. 进行电力市场交易周期负荷需求预测时，需考虑以下因素：
a) 日负荷需求预测结果和之前公布的电力市场交易周期负荷需求预测结果；
b) 系统同期上周的实际功率和电量数据；
c) 最近的天气预报；
d) 其他必要信息。
3. 电力市场交易周期负荷需求预测的结果包括：
a) 国家电网和北方、中部、南方三个区域电网在下一个交易周期及其后八个交易周期每三十分钟的功率和发电量；
b) 在下一个交易周期及其后八个交易周期每三十分钟的输电网络与配电网络连接点的功率和发电量。
4. 在下一个交易周期开始前十五分钟内，系统运营商和电力市场有责任完成并公布根据本条第三款规定的结果。
第四章 实施细则
传输网络发展规划
条 22. 基本原则
1. 每年，输电单位负责制定下一年（N+1）的输电网络发展计划，并考虑其后的第一年（N+2）。
2. 年度输电网络发展计划基于以下基础制定：
a) 已公布的年度负荷需求预测结果；
b) 符合国家电力发展规划和已批准的地方电力发展规划以及已签署的接入协议；
c) 满足第二章规定的系统运行要求和第五章规定的接入点技术要求；
d) 满足负荷需求和系统及市场的运行要求；确保国家输电系统的安全、可靠和稳定运行。
3. 系统运营商和电力市场有责任配合输电单位在制定输电网络发展计划过程中，以确保电源项目和电网项目的投资、接入和运行符合本条第二款的规定。
条 23. 输电网络发展规划的内容
输电网络发展规划主要包括以下内容：
1. 对截至当年六月三十日输电网络运行情况的评估。
2. 针对下一年及其后第一年的输配电网各节点负荷需求预测。
3. 对截至当年十二月三十一日已批准的输电网络发展规划的投资执行情况和预计执行情况进行评估。
4. 下一年及其后第一年的拟接入输电网络的电源项目清单，包括这些项目的拟接入点和接入协议。
5. 信息系统、SCADA系统、RTU/Gateway终端设备、计量系统和数据采集系统的项目清单，用于调度和运行系统及市场。
6. 下一年每月、次年干湿季节的输电系统运行模式计算结果，包括各种方案的计算结果和输电网络满足N-1标准的能力评估。
7. 输电网络中500kV、220kV、110kV线路短路电流的计算结果，其中必须明确超过本通知第十二条规定的最大允许值90%的短路电流位置。
8. 输电系统稳定性计算和分析结果。
9. 输电网络无功补偿计算结果。
10. 明确可能影响输电系统安全稳定运行的限制条件，包括对系统稳定性的要求，如本通知第五条规定的要求。
11. 根据本通知第十四条和第十五条的规定，提出下一年输电网络的可靠性指标和损耗电能指标。
12. 分析满足第二章规定的系统运行要求和技术要求，提出实现这些要求的措施建议。
13. 分析并选择输电网络投资项目，确保所有电厂的全部容量能够传输，满足负荷需求，符合技术要求且成本最低。
14. 下一年按月和次年按季度需要建设的输电网络项目的清单及其进度安排。为每个项目筹集资金的计划。
15. 提出建议和意见（如有）。
条 24. 提供信息以服务输电网络发展规划的责任
1. 发电单位有责任提供以下信息：
a) 预计在下一年并入输电网络的新发电厂名单，以及考虑接下来两年的建设进度、并网进度和预计运行日期；
b) 将要并入电力传输系统的发电厂的主要参数，以及根据本通知附录1B规定的并网点信息；
c) 下一年及考虑接下来两年内现有发电厂并网相关的任何变更。
2. 分销公司、分销和零售公司以及直接从输电网络接收电力的用户有责任提供以下信息：
a) 预计在下一年并入输电网络的并网点名单，以及考虑接下来一年的并网点；分配给执行投资和建设任务的输电网络项目的清单；
b) 新并网点的预计送电时间表；
c) 新并网点的最大负载容量，以及根据本通知附录1C规定的并网信息；
d) 预计在下一年及考虑接下来一年内对当前并网点与输电网络连接的任何变更（如有）。
3. 系统运营和电力市场单位有责任提供以下信息：
a) 根据本通知第17条规定的年度电力负荷需求预测结果；
b) 对辅助服务的需求预测，考虑下一年及接下来一年；
c) 对下一年及接下来一年的电源调度计划预测。
4. 批发电力单位有责任提供以下信息：
a) 输送和进口的功率、电量；
b) 下一年及考虑接下来两年新电源项目投入运行的时间表。
条 25. 制定、批准和公布输电网络发展规划的程序
1. 每年8月1日前，输电单位有责任向系统运营和电力市场单位、批发电力单位和使用输电网络的用户（包括有新并网需求的用户）提出关于提供信息和提供信息期限的要求。
2. 每年9月1日前，系统运营和电力市场单位、批发电力单位和使用输电网络的用户有责任按照本通知第24条规定的内容要求向输电单位提供完整的信息。
3. 每年10月15日前，输电单位有责任完成下一年及考虑接下来一年的输电网络发展规划草案，并提交系统运营和电力市场单位的意见，以评估拟议的输电网络建设项目对确保输电网络安全稳定可靠运行的影响。
4. 每年11月1日前，输电单位有责任完成下一年及考虑接下来一年的输电网络发展规划，并向越南电力集团报告以获得通过。
5. 每年11月15日前，输电单位有责任将已获越南电力集团通过的下一年及考虑接下来一年的输电网络发展规划提交国家电力监管委员会审批。
6. 每年12月15日前，国家电力监管委员会有责任组织审查、批准并在其官方网站上公布下一年及考虑接下来一年的输电网络发展规划。
7. 自国家电力监管委员会批准输电网络发展规划之日起15个工作日内，输电单位有责任在其官方网站上广泛公布已获批准的输电网络发展规划。
第五章
并入输电网络
编目一. 基本原则
第二十六条 连接点
1. 连接点是指客户将设备、电网和发电厂接入输电系统的连接点。
2. 根据电网结构和连接线路的不同，连接点的确定如下：
a) 对于架空线路，连接点是悬挂在出线端子上的绝缘子串末端，该端子连接到变电站或发电厂配电场的隔离开关；
b) 对于地下电缆，连接点是变电站或发电厂配电场出线端子侧的绝缘子柱头。
3. 如果连接点与本条第2款的规定不同，则替代连接点由双方自行协商确定。
4. 连接点必须在连接协议或购售电合同中通过详细的图纸、图表和说明进行描述。
第二十七条 资产划分界限和运行管理
1. 输电单位与使用输电网络的客户的资产划分界限为连接点。
2. 每方在连接点的资产必须在连接协议或购售电合同中详细列出，并附上相关图纸和图表。
3. 资产属于哪一方所有，该方就负责按照法律规定标准投资建设、管理和运行，除非另有约定。
第二十八条 一般要求
1. 输电单位有责任根据已批准的电力发展规划和投资计划发展输电网络，确保输电网络设备符合本通则第二章规定的系统运行要求以及本章规定的连接点技术要求。
2. 客户将设备、电网和发电厂接入输电网络必须符合已获国家有关部门批准的电力发展规划，确保输电网络设备符合本通则第二章规定的系统运行要求以及本章规定的连接点通用和技术具体要求。
3. 如果客户提出的连接方案不符合已批准的电力发展规划，输电单位应通知客户其连接方案不符合规划。客户需按工业和贸易部发布的调整和发展电力发展规划的内容、程序、手续、审查和批准规定，在进一步商定连接协议之前提交调整和补充规划的申请。
4. 提出连接请求的输电单位和客户必须签订本通则规定的连接协议，包括以下主要内容：
a) 连接点的位置；
b) 与连接点相关的技术内容；
c) 完成连接的时间进度；
d) 投资、管理和运行的责任；
e) 连接协议中的商业内容。
5. 在以下情况下，输电单位有权拒绝连接请求：
a) 客户的设备和电网不符合本通则及相关行业技术规范规定的运行和技术要求；
b) 连接请求不符合已批准的电力发展规划。
6. 在客户违反本通则规定的运行和技术要求，或者在其财产上违反安全和运行规定可能影响输电网络安全运行的情况下，输电单位有权将使用输电网络的客户的连接点从输电网络中分离出来。如果双方对分离连接点的意见不一致，则必须按照本通则第九章规定的争议解决程序和手续执行。
7. 如果使用输电网络的客户需要改变、升级设备或更改其管辖范围内的电网布局，可能会影响输电系统安全运行或连接点处的输电设备运行，客户必须书面通知并获得输电单位和调度机构的一致同意后方可实施。
8. 在投资和运行过程中涉及连接点的任何变更都必须更新在连接点档案和已签署的连接协议中。
9. 使用输电网络的客户有责任保存其管辖范围内设备的工作状态、运行维护、保养和故障数据五年。当输电单位要求时，客户必须提供与其管辖范围内发生的故障有关的所有必要信息。对于用于购买和交换国外电力或外国发电厂与国家电网连接的连接点，连接到输电网络的设备的技术要求和运行要求优先顺序如下：
a) 遵循越南参与的国际规定、条约和承诺；
b) 各方之间达成的具体协议，以满足每个国家的系统技术要求，并确保互联电网和连接电网的安全、可靠和稳定运行。
节2. 对接入输电网设备的通用技术要求
第29条 对电气设备接入的要求
1. 主接线图必须包括从中压到特高压的所有电气设备，以及在接入点与输电网客户电网之间的连接。所有电气设备应使用标准符号和标记描述，并由有权调度机构根据国家电力系统操作规程中的规定对设备进行编号。
2. 直接与接入点相连的断路器及配套保护、控制和测量系统必须具备足够的能力，在规划期内至少十年内，能够切断接入点的最大短路电流，符合电网发展和电源规划方案。
3. 直接接入输电网的设备必须具备承受接入点最大可能短路电流的能力，该电流值由输电单位根据电网发展和电源规划方案计算并通知，规划期至少为十年。
4. 在接入点执行操作的断路器必须配备同步检查装置，如果两侧都有电源，并且配备隔离刀闸及其联动锁具，以确保运行和维护过程中的安全。
第30条 对继电保护系统的要
1. 输电单位和使用输电网的客户有责任设计、安装、整定和测试其管辖范围内的继电保护系统，确保快速响应、灵敏度、选择性和可靠性，以排除故障，保证电力系统的安全可靠运行。
2. 接入点处继电保护设备的配置和安装必须由有权调度机构、输电单位和使用输电网的客户协商确定。未经有权调度机构同意，输电单位或使用输电网的客户不得擅自更改保护设备及其设定值。
3. 有权调度机构负责发布输电网范围内输电单位的继电保护整定单，并通过与输电网相关的整定值，批准使用输电网客户的继电保护设备。
4. 使用输电网客户的电力系统中主要保护设备排除故障的时间不得超过本通知第十二条规定的值。
5. 如果使用输电网客户的保护设备需要与输电单位的保护设备连接，则这些设备必须满足输电单位关于连接的要求，并获得有权调度机构的批准。
6. 当使用输电网客户的电力系统发生故障时，客户的继电保护设备可以被允许向输电网的断路器发送跳闸命令，但必须得到输电单位和有权调度机构的批准，并记录在并网协议中。
7. 继电保护系统的动作可靠性不低于99%。
8. 除本条第一款至第七款规定的要求外，使用输电网客户的继电保护系统和输电单位还必须满足以下额外要求：
a) 发电厂必须配备准确的同步装置；
b) 发电厂必须配备具有GPS（全球定位系统）时间同步功能的事件记录系统；
c) 总装机容量300兆瓦及以上的发电厂必须配备相角测量单元（PMU）和GPS（全球定位系统）时间同步装置。总装机容量低于300兆瓦的发电厂，PMU的配置需根据系统运营商和电力市场的要求进行计算；
d) 非发电单位的输电单位和使用输电网的客户有责任根据有权调度机构的要求和计算结果，安装事件记录设备和相角测量设备，并确保与系统运营商和电力市场的事件记录系统和相角测量系统兼容、可靠和稳定。有权调度机构负责将输电单位和使用输电网客户的事件记录设备和相角测量设备集成到有权调度机构的系统中；
e) 在运行过程中，当需要升级或更换事件记录设备和相角测量设备时，输电单位和使用输电网的客户必须事先通知并协商有权调度机构；
f) 电压等级220千伏及以上接入发电机或发电厂配电场的输电线路必须有两个独立的物理通信通道，用于在两段之间传输继电保护信号，传输时间不超过20毫秒；
g) 直接从输电网接收电力的用户有责任在其管理范围内投资和安装低频减载继电器，以实现自动卸载负荷，按照有权调度机构的要求进行计算；
9. 发电机组、变压器、母线和接入输电网的线路的继电保护设备的范围、布置和技术要求，应遵循电力监管委员会发布的《发电厂和变电站继电保护和自动化系统技术要求》的规定。
条 31. 对信息系统的要求
1. 使用输电网络的客户负责投资、安装和管理其管辖范围内的信息系统，并确保该系统与输电单位和有权调度机构的信息系统连接，保证通信和数据传输（包括SCADA、PMU系统数据以及故障记录监控数据）完整、可靠和连续，以支持电力系统运行和电力市场。调度工作所需的最低通信手段，包括直通线路、电话和传真必须可靠并持续运行。
2. 使用输电网络的客户的信息系统必须与输电单位和有权调度机构的信息系统兼容。
客户可以协商使用输电单位或其他供应商的信息系统，以连接到有权调度机构的信息系统，确保信息连续和可靠，以支持电力系统运行和电力市场。
3. 输电单位负责在其管辖范围内投资和管理信息系统，以支持电力系统管理和电力市场；并与有权调度机构合作建立通往有权调度机构的信息传输路径。
4. 有权调度机构负责向输电单位和使用输电网络的客户提供必要的数据信息、数据传输和接口需求，以支持电力系统运行和电力市场。
5. 有权调度机构和输电单位负责与使用输电网络的客户合作进行信息系统的测试、检查和连接，将客户的系统和数据接入由管理单位现有的系统和数据中。
条 32. 关于SCADA系统连接的要求
1. 电压等级为220千伏及以上的变电站、装机容量超过30兆瓦的发电厂以及未连接至控制中心的接入输电网络的发电厂必须配备具有两个直接、同时且物理独立连接端口的网关或RTU，以连接到有权调度机构的SCADA系统。
2. 装机容量超过30兆瓦的发电厂以及已连接并受控制中心远程操作的接入输电网络的发电厂必须配备网关或RTU，并建立一个直接连接到有权调度机构的SCADA系统的连接，以及两个直接连接到控制中心的控制系统。电压等级为220千伏及以上的已连接并受控制中心远程操作的变电站必须配备网关或RTU，并建立两个直接连接到控制中心的控制系统。在这种情况下，发电厂和变电站的SCADA连接信息必须确保实时连接和共享到有权调度机构的SCADA系统，以支持电力系统的运行和调度。
3. 如果发电厂或变电站有多个有权调度机构，各调度机构有责任分享信息以配合电力系统的运行。
4. 输电单位和使用输电网络的客户负责在其管辖范围内投资、安装、管理和运行终端RTU/网关设备，或者租用服务提供商的数据传输线路，以确保与有权调度机构的SCADA系统和控制中心的控制系统（如有）的连续、完整和可靠的连接和数据传输。
5. 输电单位和使用输电网络的客户的终端RTU/网关设备必须具备技术特性，能够与有权调度机构的SCADA系统和控制中心的控制系统（如有）连接。
6. 有权调度机构负责根据与输电单位和使用输电网络的客户达成的数据列表协议，将其数据集成到自己的SCADA系统中。输电单位和使用输电网络的客户有责任与有权调度机构合作，在其系统上配置和设置数据库，以确保与有权调度机构的SCADA系统和控制中心的控制系统（如有）兼容。
7. 如果有权调度机构的SCADA系统在技术上有变更，并经有权机关批准后导致需要更换或升级输电单位和使用输电网络的客户的控制系统和终端RTU/网关设备，有权调度机构、输电单位和使用输电网络的客户有责任合作执行必要的调整，使输电单位和使用输电网络的客户的设备与SCADA系统的变更相适应。输电单位和使用输电网络的客户有责任投资和升级控制系统和终端RTU/网关设备，以确保与有权调度机构的SCADA系统的兼容连接。
8. 在运行过程中，当需要升级或扩展控制系统和终端RTU/网关时，输电单位和使用输电网络的客户应在实施升级或扩展前与有权调度机构协商。
9. 数据列表要求和技术设备终端RTU/网关的具体规定详见国家能源局发布的《关于SCADA系统技术要求和运行管理的规定》。
条 33. 连接中性点的变压器
1. 三相变压器高压绕组或三个单相变压器星形连接到输电网络时，必须将中性点适当地接地。
2. 变压器中性点接地应确保接地系数值不超过本通知第13条规定的数值。
条 34. 客户使用的功率因数
1. 在正常运行状态下，配电单位和直接从输电网接收电力的客户必须保持在计量点处的功率因数（cosφ）不低于0.9，当接收感性无功功率时；不低于0.98，当提供感性无功功率时。
2. 使用输电网的客户必须向输电单位和有权调度机构提供关于其电网中的无功补偿设备参数的信息（如有），包括：
a) 感性无功功率额定值及其调节范围；
b) 调整感性无功功率的原则。
条 35. 用电负荷波动率
直接从输电网接收电力的客户的用电负荷在一分钟内的变化速度不得超过其正常运行状态下的用电负荷的10%，除非客户能够根据要求或与系统运营单位和电力市场达成其他协议来调整其用电需求。
条 36. 自动频率减载系统
1. 使用输电网的客户有责任与相关单位合作，按照调度机构的要求安装并确保自动频率减载系统的运行。
2. 自动频率减载系统的设计必须符合以下要求：
a) 可靠性不低于99%；
b) 单个负载减载失败不应影响整个电力系统的运行；
c) 减载顺序和频率减载量必须遵循调度机构分配的规定，不得在任何情况下未经调度机构许可进行更改。
3. 低频继电器必须按照调度机构的要求安装和运行。
4. 频率恢复后，恢复负载的顺序必须遵循调度机构的指令。
条 37. 对控制中心的要求
1. 技术通用要求
a) 控制中心安装的监控、控制系统和信息系统的设备必须保证安全可靠地运行由控制中心管理的发电厂和变电站；
b) 控制中心的监控、控制系统必须具有技术特性，以确保发电厂、变电站和开关设备的数据传输稳定、可靠和连续地连接到调度机构的SCADA系统；
c) 控制中心必须配备备用电源，以确保在国家电网断电的情况下正常运行。
2. 控制中心的连接要求
a) 信息系统的连接要求
- 必须有两个独立的数据传输线路连接到调度机构的信息系统。如果有多个调度机构，各调度机构负责统一信息共享方式；
- 必须有两个数据传输线路连接到远程控制的发电厂、变电站的控制系统和信息系统；
- 用于调度工作的通信工具，包括直通电话、电话、传真和计算机网络必须正常工作。
b) SCADA系统的连接要求
- 必须有两个物理上独立且同时连接的接口与调度机构的SCADA系统直接连接。如果有多个调度机构，各调度机构负责信息共享；
- 必须有两个接口连接到远程控制的发电厂、变电站和开关设备的RTU/网关、控制系统。
c) 控制中心必须配备监视屏幕，并与发电厂、变电站和开关设备的安全摄像头系统连接。
节3. 技术连接要求对水电厂和火电厂
第38条. 发电机组调峰和控制功率的要求
1. 装机容量超过30兆瓦的发电厂必须投资配备确保与电力系统运行单位和电力市场机组功率控制系统稳定、可靠和安全连接的设备、控制系统和AGC系统，以满足远程控制发电机组功率调度指令的需求。发电机组AGC系统的信号连接技术要求与电力系统运行单位和电力市场的SCADA/EMS系统的具体规定见由国家电力监管委员会发布的《关于SCADA系统技术要求和运行管理的规定》。
2. 发电厂的发电机组必须能够在从0.85（对应于发出感性无功功率模式）到0.9（对应于吸收感性无功功率模式）的功率因数范围内，在发电机端口发出额定有功功率，符合发电机组的无功功率特性。
3. 发电厂的发电机组必须能够参与一次调频和二次调频，按照工业和信息化部发布的《全国电力系统调度规程》的规定，并通过调整有功功率和无功功率来控制电网中的电压。
4. 在正常运行状态下，连接点与输电网络之间的电压变化范围在本通知第六条规定允许范围内时，不得影响正在发出的有功功率量以及发电机组发出全部无功功率的能力。
5. 发电厂的发电机组必须能够在49赫兹至51赫兹的频率范围内连续发出额定有功功率。在46赫兹至低于49赫兹和高于51赫兹的频率范围内，功率减少的程度不得超过系统频率下降要求的比例值，符合发电机组有功功率与频率的关系曲线。对于装机容量超过30兆瓦或连接到输电网络的发电厂，根据本通知表7规定的系统频率范围内的最小持续运行发电时间如下：
表7
系统频率范围内的最小持续运行发电时间
|
系统频率范围 |
最小持续时间 |
|
|
水力发电厂 |
||| 燃煤发电厂 |
|
|
从46赫兹到47.5赫兹 |
20秒 |
不要求 |
|
从47.5赫兹到48.0赫兹 |
10分钟 |
10分钟 |
|
从48赫兹到低于49赫兹 |
30分钟 |
30分钟 |
|
从49赫兹到51赫兹 |
连续运行 |
连续运行 |
|
从51赫兹到51.5赫兹 |
30分钟 |
30分钟 |
|
从51.5赫兹到52赫兹 |
3分钟 |
1分钟 |
6. 发电厂的发电机组必须能够承受系统中不对称电压损失，按照本通知第七条的规定，并且在相间和接地短路排除时间内，能够承受出现在连接点处的负序和零序电流分量，不允许脱离运行。
7. 发电厂的发电机组必须能够连续工作在以下模式下：
a) 三相不平衡负载不超过10%；
b) 同步发电机励磁响应系数大于0.5%；
c) 负序电流小于额定电流的5%。
条39. 发电机励磁系统
1. 发电机励磁系统必须确保发电机能够在第38条第2款规定的功率因数范围内工作。励磁系统必须保证发电机在额定电压±5％范围内运行于视在功率额定值（MVA）。
2. 发电厂的发电机必须配备连续工作的自动电压调节器（AVR），能够保持发电机端电压误差不超过额定电压的±0.5％，在整个允许的工作范围内。
3. AVR 必须具备补偿发电机端变压器压降的能力，并确保在共同母线上的各发电机之间稳定分配无功功率。
4. AVR 必须允许设置以下限制：
a) 最小励磁电流；
b) 最大励磁电流。
5. 当发电机端电压在额定电压的80％至120％范围内，且系统频率在47.5Hz至52Hz范围内时，在最大0.1秒内，发电机励磁系统必须有能力将励磁电流和励磁电压提升到如下值：
a) 对于水电厂的发电机：为额定值的1.8倍；
b) 对于火电厂的发电机：为额定值的2.0倍。
6. 励磁电压变化率不得低于每秒2.0倍额定励磁电压当发电机带额定负载时。
7. 功率超过30兆瓦的发电机必须配备电力系统稳定器（PSS），能够减少0.1Hz至5Hz范围内的振荡，以提高电力系统的稳定性。发电单位必须根据电力系统运营商和电力市场计算的结果来设定和调整PSS参数，以确保PSS的阻尼比不低于5％。对于配备了PSS的发电机，发电单位有责任按照调度机构的要求启用PSS。
条40. 发电机调速系统
1. 正在运行中的发电厂发电机必须参与国家电网的一次调频。
2. 发电厂的发电机必须配备快速响应的调速系统，能够适应系统频率在正常运行条件下的变化。调速系统必须能够接收并执行电力系统运营商和电力市场的SCADA/EMS系统发出的增减或改变功率点的指令，除非电力系统运营商和电力市场没有要求。
3. 发电机调速系统必须能够调整静态特性系数值不大于5％。静态特性系数的设定值由电力系统运营商和电力市场计算确定。
4. 除混合循环发电厂的尾气发电机组外，其他发电机组调速系统的死区最小值应在±0.05Hz范围内。每个发电机组调速系统的死区值将在并网和运行过程中由电力系统运营商和电力市场计算确定。
5. 调速控制系统必须允许设置以下限值和超速保护：
a) 对于蒸汽轮机：从104％到112％的额定转速；
b) 对于燃气轮机和水轮机：从104％到130％的额定转速；
c) 在发电机运行区域暂时脱离国家输电系统但继续向客户提供电力的情况下，发电机调速系统必须维持脱离区域电网的频率稳定。
条41. 黑启动
1. 在输电系统的重要位置，一些发电厂必须具备黑启动能力。关于配备黑启动能力的要求必须在并网协议中明确记载。
2. 电力系统和电力市场运营单位负责确定国家电网中需要建设具备黑启动能力发电厂的重要位置，并与输电单位、发电单位在并网协议过程中合作，以确定每个发电厂的具体黑启动要求。
节4. 风力发电厂和太阳能发电厂的技术要求
条42. 风力发电厂和太阳能发电厂的技术要求
1. 风力发电厂和太阳能发电厂必须能够在频率范围为49 Hz至51 Hz的情况下维持有效功率输出运行，具体如下：
a) 自由发电模式：根据初级能源（风或太阳）的变化，运行最大可能的发电功率；
b) 功率控制模式
风力发电厂和太阳能发电厂必须能够根据调度机构的指令，在不超过30秒的时间内调整有效功率输出，误差范围在±01％额定功率以内，具体如下：
- 当初级能源变化等于或大于预测值时，按照调度指令发出功率；
- 当初级能源变化低于预测值时，发出最大可能的功率。
2. 在正常运行状态下，风力发电厂和太阳能发电厂必须能够发出有效功率，并确保在连接点电压在本通知第6条规定的允许范围内变化时不受影响。
3. 风力发电厂和太阳能发电厂在任何时候都必须能够维持在规定频率范围内的发电运行时间，具体如表8所示：
表8
风力发电厂和太阳能发电厂在不同频率范围下的最小持续发电运行时间
|
系统频率范围 |
最小持续时间 |
|
从47.5HZ到48.0HZ |
10分钟 |
|
从48赫兹到低于49赫兹 |
30分钟 |
|
从49赫兹到51赫兹 |
连续运行 |
|
从51赫兹到51.5赫兹 |
30分钟 |
|
从51.5赫兹到52赫兹 |
1分钟 |
4. 当系统频率超过51HZ时，风力发电厂和太阳能发电厂必须以不低于每秒1％额定功率的速度减少有功功率输出。减少的功率水平根据以下公式确定：
其中：
- ΔP：减少的有功功率输出（兆瓦）；
- P特殊情况下，如参与紧急援助因自然灾害、疾病、冲突等，外交部可出具书面许可，允许外国非政府组织在获得登记证书前进行一定的人道主义活动。：减少功率前对应的有功功率输出（兆瓦）；
- f||| 农业部门：减少功率前的系统频率（赫兹）。
5. 风力发电厂和太阳能发电厂必须能够调节无功功率和电压，如下所述：
a) 当发电厂发出的有功功率大于或等于20％额定有功功率且电压处于正常运行范围内时，发电厂必须能够在连接点处连续调节无功功率，范围为0.95（对应于无功功率输出模式）到0.95（对应于无功功率吸收模式），对应于额定功率；
b) 当发电厂发出的有功功率小于20％额定功率时，发电厂可以降低无功功率吸收或输出能力，符合发电机特性；
c) 当连接点电压在±10％额定电压范围内时，发电厂必须能够将连接点电压调整到不超过±0.5％额定电压偏差（相对于设定电压），在整个允许的工作范围内完成，时间不超过2分钟；
d) 当连接点电压变化超出±10％额定电压范围时，发电厂必须能够将无功功率输出调整到至少相当于额定无功功率输出的2％，对应于每百分之一的连接点电压变化。
6. 风力发电厂和太阳能发电厂在任何时候都必须能够维持在连接点电压范围内的发电运行时间，如下：
a) 电压低于0.3pu，最小持续时间为0.15秒；
b) 电压从0.3pu到低于0.9pu，最小持续时间按以下公式计算：
其中：
||| d.1. 应税收入总额：最大下坡纵坡 = 4 x U - 0.6
- T最大下坡纵坡 （秒）：最小发电持续时间；
- U（pu）：连接点实际电压（标幺值）。
c) 电压从0.9pu到低于1.1pu，风力发电厂和太阳能发电厂必须持续维持发电运行；
d) 电压从1.1pu到低于1.15pu，风力发电厂和太阳能发电厂必须维持发电运行3秒；
đ) 电压从1.15pu到低于1.2pu，风力发电厂和太阳能发电厂必须维持发电运行0.5秒。
7. 风力发电厂和太阳能发电厂必须确保在连接点处产生的相电压逆序分量不超过1％额定电压。风力发电厂和太阳能发电厂必须能够承受在连接点处产生的相电压逆序分量高达3％额定电压，适用于220kV及以上电压等级。
8. 风力发电厂和太阳能发电厂在连接点处引起的谐波失真总水平不得超过3％。
9. 风力发电厂和太阳能发电厂在连接点处引起的电压闪变水平不得超过本通知第9条规定的数值。
节 5. 连接协商程序
第43条 连接协商程序
1. 当有新的连接需求或需要改变现有连接点时，申请连接的客户必须向输电单位提交连接申请文件。
2. 连接申请文件包括：
a) 按照本通知附录1A、1B、1C规定的格式提交的连接请求书及其内容；
b) 关于拟连接设备或现有连接点预期变更的技术资料；
c) 预计完成项目的时间以及新连接项目或现有连接变更项目的经济和技术数据。
3. 在收到完整的和有效的连接申请文件后，输电单位应负责：
a) 审查与拟连接点设备相关的所有要求；
b) 主持评估客户的连接设备、电网和发电厂对输电网络的影响，包括但不限于以下主要内容：
- 计算在接下来十年内建议连接区域电网的各种运行模式，包括各种方案的结果和评估输电网络区域满足N-1标准的能力；
- 计算并评估连接点到输电网络的短路电流；
- 确定由于新连接可能影响输电系统安全稳定运行的具体限制和约束；
- 评估满足本通知第二章规定的电力系统运行要求，在连接点处满足本章规定的技术要求的能力；
c) 根据本通知附录2的规定起草连接协议，并将其发送给申请连接的客户和调度机构；
d) 自收到完整且有效的连接申请文件之日起15个工作日内，向调度机构和其他相关单位正式提出以下主要意见：
- 连接对输电网络的影响评估；
- 与连接点设备技术要求、发电机组运行调度要求、客户用电频率减载系统配置要求等相关的内容，以确保符合本通知第二章和第五章规定的运行和技术要求；
- 根据本通知附件规定的内容起草连接协议；
4. 调度机构负责与输电单位合作，根据本条第3款b项规定的内容执行连接对输电网络影响的评估。
5. 申请连接的客户负责向输电单位和调度机构提供确定技术特性和满足安全、稳定和可靠运行输电网络所需其他技术要求的所有必要信息。
6. 自收到输电单位的通知起20个工作日内，调度机构和其他相关单位应就本条第3款d项和第4款规定的内容向输电单位书面反馈意见。
7. 在收到调度机构和其他相关单位的意见后，输电单位应完善连接协议草案，与申请连接的客户就连接点的技术要求达成一致，并共同签署连接协议。
8. 连接协议应制作四份，每方各保留两份。输电单位负责将一份副本送交调度机构和相关单位，以便在建设、试运行和正式运行过程中进行协调。
9. 审查连接申请文件、协商相关内容和签署连接协议的时间按照本通知第四十四条的规定执行。
10. 如果客户希望连接到其他使用输电网络客户的电网或设备上，申请连接的客户应直接与该使用输电网络的客户协商。在与申请连接的客户就连接方案达成一致之前，拥有设备的使用输电网络的客户应与输电单位和调度机构合作，确保申请连接客户的设备完全符合本通知规定的连接点设备技术要求。与申请连接客户的新连接有关的任何新增内容，使用输电网络的客户应将其更新到已签署的连接协议中。
11. 对于连接到110千伏母线或属于500千伏或220千伏变电站范围内的中压母线的情况，连接协商程序和手续应按照本条第1款至第9款的规定执行。
条44. 审查和签署并网协议期限
实施谈判步骤和签署并网协议的期限按照表9规定如下：
表9
审查和签署并网协议期限
|
执行内容 |
经费 |
实施责任 |
|
提交完整的有效并网申请文件 |
|
需要并网的客户 |
|
审查并网申请文件，准备并网协议草案，并征求相关单位意见 |
自收到完整有效的文件之日起不超过35个工作日 |
输电单位负责，与有权调度机构及相关单位协调 |
|
完成并网协议草案，达成一致并签署并网协议 |
自收到相关单位的意见之日起不超过20个工作日 |
输电单位和需要并网的客户 |
节6. 执行并网协议
条45. 接触并网点设备的权利
输电单位和需要并网的客户在调查、制定并网方案、设计、施工、安装、试验、检查、更换、拆除、运行和维护并网设备的过程中，有权接触并网点设备。
条46. 提供并网点送电条件检查所需文件
1. 用于全面检查并网点送电条件的文件（包括客户确认的技术资料和按规定公证的法律文件副本），包括：
a) 符合越南技术标准或经越南批准适用的国际标准，并满足本章规定的并网设备技术要求的发电厂、输电线路和变电站接入电网的分部和整体验收记录；
b) 经批准的设计和技术修改文件（如有），包括以下内容：
- 总说明，电气设备布置平面图；
- 主接线图，一次接线图；
- 原理图，保护、自动化和控制系统的详细设计，显示断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、隔离开关、与断路器状态相关的逻辑操作闭锁回路；
- 二次系统保护、自动化和控制系统的接线图；
- 显示客户电力工程与输电网连接方案及并网线路参数的详细接线图；
- 其他相关接线图（如有）。
c) 技术参数和运行管理文件，包括以下内容：
- 设备安装的技术参数，包括并网线路的实际测量参数；
- 初级能源系统技术文件，励磁系统、调速系统、仿真模型和励磁系统、调速系统、PSS系统的拉普拉斯传递函数及其设置值（对于新建电厂）；
- 保护、自动化专用软件通信和整定指导文件，从并网点到客户的保护、自动化整定值；
- 制造商提供的设备运行指导文件和其他相关技术文件。
d) 启动和试运行计划计算，建议送电方式和运行方式。
2. 除非另有约定，需要并网的客户应根据本条第1款的规定，在以下期限内向有权调度机构和输电单位提供所有必要内容和文件，以编制送电方式：
a) 在预计首次启动发电厂试运行前至少3个月；
b) 在预计首次启动输电线路和变电站试运行前至少2个月。
3. 有权调度机构负责编制确保国家电网设备安全可靠的送电方式，使新项目投入运行。需要并网的客户应在编制送电方式过程中与有权调度机构合作。
4. 自收到所有文件之日起不超过20个工作日，有权调度机构应向需要并网的客户提供以下文件：
a) 设备编号图；
b) 对调度指令接收方式的要求；
c) 对客户从并网点到客户侧保护、自动化整定的要求；属于输电网范围内的保护、自动化整定单和相关整定值；客户需要并网的保护、自动化设备的相关整定值；
d) 与客户协商一致的送电方式；
e) 对设备测试和校准的要求；
f) 对调度信息通信系统建立的要求；
g) 对SCADA系统、故障记录设备、PMU系统和PSS系统的连接和运行要求；
h) 对支持电力市场运行的信息技术系统和基础设施的要求；
i) 与系统运行和电力市场运行有关的程序清单；
j) 相关人员名单和调度员，附带联系电话和传真号码。
5. 在并网点送电日前至少20个工作日，需要并网的客户必须与有权调度机构就试运行时间表、送电方式和运行电力设备达成一致。
6. 在并网点送电日前至少15个工作日，需要并网的客户必须向输电单位提供以下内容：
a) 与有权调度机构协商一致的试运行时间表、送电方式和运行电力设备的方式；
b) 关于双方管理、运行并网设备责任划分的协议；
c) 关于并网设备安全运行的内部规定。
d) 已经按照国家电网调度规程由商务部发布的具备足够能力的运行人员名单，包括姓名、专业职称、职责、联系电话和传真号码。
7. 在预计接入点送电日前至少十五个工作日内，需要接入系统的客户必须向有权调度机构提供第六条各项b、c、d规定的内容，并向批发电力单位提供第六条各项a规定的内容。
第四十七条 接入点送电条件检查
1. 在预计接入点送电日前至少五个工作日内，需要接入系统的客户有责任与输电单位协商确定实际检查接入点的时间。
2. 输电单位有责任主持并与相关单位合作，与需要接入系统的客户协商确定检查文件、验收记录和实际安装设备情况的程序。
3. 如果输电单位通报客户的接入点或与接入点相关的设备不符合送电条件，则客户有责任根据要求调整、补充或更换设备，并与输电单位重新协商下一次检查时间。
4. 如果有权调度机构警告送电可能影响传输系统或客户设备的安全稳定运行，则客户有责任与有权调度机构和输电单位合作，再次检查相关内容，统一解决方案，并与输电单位重新协商下一次检查时间。
5. 如果客户认为实施送电可能影响其设备的稳定安全运行，则客户有责任向相关单位提出合作处理，并与输电单位重新协商下一次检查时间。
6. 参与检查的输电单位、需要接入系统的客户及相关单位有责任在接入点送电条件检查记录上签字。
第四十八条 接入点送电
1. 在收到确认符合送电条件的接入点送电条件检查记录后，需要接入系统的客户有责任向有权调度机构和输电单位提交送电登记申请，并附上以下文件：
a) 确认工程符合法律和技术要求的文件：
- 送电范围内的所有设备已经试验并满足运行和接入点技术要求；
- 接入点送电条件检查记录副本；
- 计量系统已按要求完成，所有电表读数已锁定；
- 已签署的购售电合同或购售电协议；
- 按法律规定完成的工程验收文件。b) 确认工程符合运行和调度条件的文件包括：
- 按照有权调度机构发布的主接线图正确编号的一次设备；
- 保护继电器、自动化系统、控制系统、励磁系统和调速系统已按通知和有权调度机构的要求正确设置和调试；
- 已按照国家电网调度规程由商务部发布的具备足够能力的运行人员名单，包括姓名、专业职称、职责、联系电话和传真号码；
- 按照国家电网调度规程由商务部发布的调度通信工具；
- 完成与SCADA系统、故障记录系统、PMU系统和有权调度机构信息系统的全面连接；
- 发电单位与有权调度机构之间协调运行的程序已统一。
2. 如果客户的送电对接入点的运行方式或从传输网络中分离设备的运行产生影响，输电单位有责任向有权调度机构登记分离其管理范围内设备的计划，以配合送电。
3. 自收到送电登记申请之日起五个工作日内，有权调度机构有责任通知输电单位和需要接入系统的客户关于送电时间和方式。
4. 输电单位和需要接入系统的客户有责任按照有权调度机构通知的方式执行送电。
第四十九条 运行试验和验收以投入运行的并网点后设备
一、在运行试验和验收期间，需要并网的客户应派遣操作人员和有权限的工作人员进行24小时值班，并提供值班人员名单及联系电话、传真号码，以便与输电单位和调度机构联系。
二、运行试验程序按照制造商提供的指导流程和现行规定（如有）执行。
三、在运行试验期间，需要并网的客户应与输电单位、调度机构和其他相关单位合作，减少新设备对国家输电系统安全可靠运行的影响。
四、运行试验结束后，需要并网的客户应向调度机构和输电单位确认并提供以下信息：
（一）电气设备、线路、变电站和发电机组的实际技术参数；
（二）励磁系统和调速系统的试验结果和技术参数；
（三）在并网协议中达成一致的其他技术要求。
如果客户的设备不符合本通知和并网协议的规定，输电单位或调度机构有权拒绝将客户的电厂或电网接入输电网络，并要求客户采取补救措施。
客户需要并网的电网、电厂和电气设备只有在完成所有分段和整体试验记录、满足本通知和并网协议的所有要求后才能正式投入运行。
第五十条 正式投入运行后的设备检查和监控
一、在运行过程中，输电单位或调度机构（以下简称要求补充检查的一方）有权要求使用输电网络的客户进行以下目的的补充检查、测试和试验：
（一）验证设备是否符合本通知、适用的技术标准以及并网协议中的具体要求；
（二）验证客户电气设备是否遵守购电合同和并网协议中的约定；
（三）评估客户电网和电厂对国家电力系统安全稳定运行的影响；
（四）校准和调整客户电网和电厂的技术参数，以支持国家电力系统的安全稳定运行计算。
二、补充检查、测试和试验的成本由双方在并网协议或购电合同中商定。如果未在并网协议或购电合同中规定，则按以下方式处理：
（一）如果检查结果显示客户使用的输电网络设备不符合本通知和技术标准的要求，客户必须承担全部补充检查和测试费用；
（二）如果检查未发现违规行为，要求补充检查的一方必须承担全部补充检查和测试费用。对于根据本条款第一项c）和d）点的规定提出的检查要求，调度机构必须事先报告并获得电力监管局的批准方可进行检查。
三、在补充检查和测试客户使用的输电网络电网和设备之前，要求补充检查的一方至少提前15天通知客户有关内容、时间、参与检查人员名单。客户应配合并为要求补充检查的一方提供便利。
四、在检查过程中，要求补充检查的一方可以在客户使用的输电网络电网和设备上安装监测和检查设备，但不得影响设备性能和客户电网和设备的安全运行。
五、在运行过程中，如果客户在并网点的设备出现技术问题，影响输电系统的安全运行，调度机构必须通知客户和输电单位关于输电系统安全运行的风险，并要求解决技术问题的时间。客户必须采取措施修复并重新测试设备，使其符合第四十九条的通知要求。如果在修复期后仍无法解决问题，调度机构或输电单位有权断开并网点并向客户通报。
6. 对于每台发电机组，调度机构有权要求发电单位在任何时间进行试验以验证发电单位已登记的一或多项运行特性，但每年对一台发电机组的试验次数不得超过三次，除非有以下情况：
a) 试验和检查结果表明一或多项运行特性与发电单位公布的参数不符；
b) 调度机构和发电单位对于发电机组的运行特性意见不一致；
c) 根据发电单位的要求进行试验、检查；
d) 燃料转换试验。
7. 发电单位有权在其发电机组维修、更换、改进或重新组装后，为重新确定每台发电机组的运行特性而进行检查和试验。试验时间需与调度机构协商一致。
第五十一章 连接点设备替换
1. 在运行过程中，为了确保输电系统的安全、稳定和可靠运行，调度机构或输电单位有权要求使用输电网的客户投资、升级、替换或调整连接点设备的设定值，并应在实施前与客户协商一致并通知客户。
2. 如果使用输电网的客户需要替换、升级连接点设备或安装新的可能影响输电网正常运行的电气设备，客户必须书面通知并就这些变更与输电单位达成协议。自收到客户书面通知之日起十个工作日内，输电单位应书面答复客户的设备替换、升级请求。
3. 如果客户的提议未被批准，输电单位有责任向使用输电网的客户通报拒绝的原因或对拟替换的新设备提出必要的修改和补充要求。
4. 所有在连接点替换和新增的设备必须按照本通知第四十五条至第五十条的规定进行检验、测试和验收。关于连接点设备的升级、替换或设定值调整的内容必须补充到已签署的连接协议中。
第七节 连接点接入准备 对于输电单位的电气设备
第五十二条 提供用于检查接入条件的文件
1. 用于全面检查接入条件的文件（包括输电单位确认的技术资料和按规定公证的法律文件副本），包括：
a) 主接线图，一次系统单线图，电气设备布置平面图；保护、自动化和控制系统的原理图和设计图，明确显示断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、隔离开关、断路器联动逻辑回路的状态；
b) 保护装置、自动装置的整定指导书，专用通信和整定软件，以及连接点保护装置的整定值；
c) 已安装设备的技术资料和技术参数；
d) 保护、自动化和控制系统二次图；
đ) 输电单位电力工程连接方案详细图及连接线路的实际测量参数；
e) 其他相关图纸（如有）；
g) 各项目试运行计划，试运行、接入和运行日程表。
2. 在预计首次投入试运行的输电线和变电站日期前至少两个月，输电单位有责任提供本条第一款规定的全部文件给调度机构。
3. 自收到所有文件起最迟二十个工作日内，调度机构有责任向输电单位提供以下文件：
a) 试运行、接入方式和运行设备的日程表；
b) 设备编号图；
c) 接收调度指令的方式要求；
d) 输电单位保护装置的整定单；
e) 对设备测试和校准的要求；
f) 对调度信息通信系统建立的要求；
g) 对SCADA系统的连接和运行要求；
h) 与电力系统和电力市场运行相关的程序清单；
i) 相关人员名单，包括调度员及其联系电话和传真号码。
4. 在接入点接入日前至少二十天，输电单位必须与调度机构就各项目的接入计划、试运行、接入和运行日程达成一致。
条53. 合上并网点
1. 输电单位负责向有权调度机构提交并网合上申请文本，并附以下文件：
a) 确认工程符合法律和技术要求的文件：
- 送电范围内的所有设备已经试验并满足运行和接入点技术要求；
- 计量系统已按要求完成，所有电表读数已锁定；
- 按照建设法律法规规定的工程竣工验收文件；b) 确认工程具备运行和调度条件的文件：
- 按照有权调度机构发布的主接线图正确编号的一次设备；
- 已按有权调度机构要求整定完毕的继电保护和自动化系统；
- 经国家电力调度规程（由商务部发布）规定培训合格的操作人员名单，包括姓名、专业职称、职责、联系电话和传真号码；
- 按照国家电网调度规程由商务部发布的调度通信工具；
- 完成与调度机构SCADA系统、故障记录监控系统、PMU系统及信息系统的全面连接。
2. 若输电单位电网工程的并网合上影响到客户使用输电网络的电网运行或发电厂运行模式，输电单位需向有权调度机构登记设备分离计划。有权调度机构有责任通知受影响的输电网络用户配合进行并网合上操作。
3. 自收到并网合上申请文本之日起五个工作日内，有权调度机构应通知输电单位具体的并网合上时间。
4. 输电单位须按照有权调度机构的通知方式执行并网合上操作。
条54. 更换输电网络中的设备
1. 当输电单位需要更换或升级输电网络中的设备，或增加新的可能影响输电网络运行模式的电气设备时，输电单位必须书面通知并获得有权调度机构对这些变更的认可。若输电单位的设备更换或升级导致客户输电网络并网点设备需要更换，输电单位必须书面通知客户以确保不影响客户的并网点设备运行。
2. 若输电单位的提议未获批准，有权调度机构需告知输电单位拒绝原因或对拟更换的新设备提出修改或补充要求。
3. 更换和新增设备必须符合本通知第52条和第53条的规定。
节8. 分离并网和恢复并网
条55. 分离并网和恢复并网的一般规定
1. 分离并网的情况包括：
a) 自愿分离并网；
b) 强制分离并网。
2. 使用输电网络的客户需承担分离并网和恢复并网的所有费用。
第五十六条 自愿解网
一、永久性解网
（一）永久性解网的情形及各方责任应在购售电合同和并网协议中规定。
（二）当用户需要永久性解网时，使用输电网的用户应承担以下责任：
- 在预计永久性解网日期前至少两个月以书面形式通知输电单位和有权调度机构，在用户不拥有接入输电网的发电机组的情况下；
- 在预计永久性解网日期前至少六个月以书面形式通知输电单位和有权调度机构，在用户拥有接入输电网的发电机组的情况下。
二、临时解网
当用户需要临时解网时，使用输电网的用户必须提前至少一个月以书面形式通知输电单位和有权调度机构，并就临时解网的时间点和时间达成一致。
第五十七条 强制解网
一、输电单位或有权调度机构在下列情况下有权强制解网用户的设备：
（一）根据国家有关机关的要求，当使用输电网的用户违反法律规定时；
（二）强制解网的情形应在购售电合同或并网协议中规定；
（三）本通知第五十条第五款的规定情形。
二、电力监管委员会有权在用户违反本通知规定、许可证规定、竞争电力市场运行规则以及电力系统电能计量规定的情况下要求强制解网。
三、如果使用输电网的用户未执行强制解网，则将依法处理。
第五十八条 恢复并网
输电单位在以下情况下有责任恢复并网：
一、当有权国家机关、电力监管委员会或有权调度机构要求恢复并网，且导致强制解网的原因已被排除，后果已得到解决时；
二、当使用输电网的用户在临时解网后提出恢复并网请求，并已支付相关费用时。
第六章
第二节 输电系统的运行原则
第一节 输电系统运行原则
第五十九条 输电系统运行方式
一、输电系统在正常运行方式下运行，需满足以下条件：
（一）发电量与负荷处于平衡状态；
（二）不进行负荷削减；
（三）输电网线路和变压器的负载率均低于额定值的90％；
（四）发电厂和其他电气设备在允许范围内运行；
（五）系统频率在正常运行方式下的允许范围内，按照本通知第四条的规定；
（六）输电网各节点电压在正常运行方式下的允许范围内，按照本通知第六条的规定；
（七）国家电力系统的备用电源处于能够维持正常运行方式下系统频率和电压范围的状态；自动装置在允许范围内工作，以确保在发生异常情况时不会进行负荷削减。
二、输电系统在预警运行方式下运行，出现或存在以下任一条件：
（一）调频、旋转备用和快速启动备用低于正常运行方式下的要求；
（二）输电网线路和变压器的负载率在90％及以上但不超过额定值；
（三）输电网任一节点电压超出正常运行方式下的允许范围，但在单一故障情况下规定的允许电压范围内（见本通知第六条）；
（四）有可能发生自然灾害或异常天气条件，可能影响供电安全；
（五）有可能发生威胁电力系统安全的国家安全问题。
三、输电系统在紧急运行方式下运行，出现或存在以下任一条件：
（一）系统频率超出正常运行方式下的允许范围，但在单一故障情况下规定的允许频率范围内（见本通知第四条）；
（二）输电网任一节点电压超出单一故障情况下规定的允许范围（见本通知第六条）；
（三）输电网内任何设备或接入输电网的设备的负载率超过额定值但低于110％，该设备过载故障可能导致极度紧急运行方式。
四、输电系统在极度紧急运行方式下运行，出现或存在以下任一条件：
（一）系统频率超出单一故障情况下规定的允许范围（见本通知第四条）；
（二）输电网内任何设备或接入输电网的设备的负载率达到或超过额定值的110％，该设备过载故障可能导致部分系统崩溃。
c) 当输电系统处于紧急运行模式时，采取的措施未能将系统恢复到稳定运行状态，导致部分电力系统解体、孤岛现象或系统电压崩溃。
5. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ khôi phục khi các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và các phụ tải điện đã được đóng điện và đồng bộ để trở về trạng thái làm việc bình thường.
Điều 60. Nguyên tắc vận hành hệ thống điện truyền tải
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc vận hành hệ thống điện truyền tải an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế. Đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc, quy định về vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Nguyên tắc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải a) Đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy;
b) Tuân thủ yêu cầu về chống lũ, tưới tiêu và duy trì dòng chảy sinh thái theo các quy trình vận hành hồ chứa thủy điện đã được phê duyệt;
c) Đảm bảo ràng buộc về nhiên liệu sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện;
d) Đảm bảo các điều kiện kỹ thuật cho phép của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;
đ) Đảm bảo thực hiện các thỏa thuận về sản lượng điện và công suất trong các hợp đồng xuất, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện;
e) Đảm bảo nguyên tắc tối thiểu chi phí mua điện cho toàn hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2), tháng tới, tuần tới, lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, bao gồm các nội dung chính sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện truyền tải;
b) Đánh giá an ninh hệ thống điện;
c) Dự báo nhu cầu phụ tải điện, kế hoạch cung cấp nhiên liệu từ các nhà máy nhiệt điện, tiến độ vào vận hành các công trình điện mới, dự báo thủy văn từ các nhà máy thủy điện, tính toán mức dự phòng hệ thống điện, kế hoạch huy động nguồn, huy động các dịch vụ phụ trợ và sa thải phụ tải (nếu có) để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
d) Cảnh báo tình trạng suy giảm an ninh hệ thống điện (nếu có).
4. Kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới (năm N+1) và có xét đến một năm tiếp theo (năm N+2) phải đảm bảo:
a) Kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải năm tới (năm N+1) được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập phù hợp với phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới (năm N+1) quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
b) Kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải cho năm N+2 phục vụ đánh giá an ninh, định hướng các kịch bản vận hành và các giải pháp trong trung hạn để đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.
5. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải căn cứ vào kế hoạch vận hành, phương thức vận hành và lịch huy động của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để lập kế hoạch vận hành nhà máy điện và lưới điện trong phạm vi quản lý đảm bảo không ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện truyền tải.
6. Trong quá trình vận hành hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tuân thủ các nguyên tắc sau đây để đảm bảo duy trì sự an toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện truyền tải:
a) Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện đảm bảo các tiêu chuẩn, thông số vận hành trong phạm vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường quy định tại Chương II Thông tư này và đáp ứng các điều kiện quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này;
b) Trong chế độ vận hành cảnh báo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trên trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện về tình trạng và các thông tin cần cảnh báo của hệ thống điện, đồng thời đưa ra các biện pháp cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường;
c) Trong chế độ vận hành khẩn cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành các biện pháp cần thiết để đưa hệ thống điện trở lại chế độ vận hành bình thường sớm nhất;
d) Trong chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc khi xảy ra sự cố nhiều phần tử hoặc khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, có quyền sa thải phụ tải điện nhưng phải phù hợp với quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 61. Kiểm tra, giám sát hệ thống rơ le bảo vệ
Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra, giám sát và yêu cầu các đơn vị liên quan đảm bảo hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trong hệ thống điện đáp ứng các yêu cầu tại Thông tư này, Quy phạm trang bị điện do Bộ Công Thương ban hành và Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 62. Vận hành ổn định hệ thống điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định giới hạn vận hành ổn định của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp thông tin theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ cho việc nghiên cứu đánh giá ổn định hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét các ràng buộc an ninh hệ thống điện khi lập kế hoạch vận hành hệ thống điện để đảm bảo chế độ vận hành của hệ thống điện không vượt quá tiêu chuẩn ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.
3. Các Đơn vị phát điện có trách nhiệm vận hành nhà máy điện để duy trì điều chỉnh điện áp làm việc và đảm bảo cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống điện trong thời gian vận hành; không được tách các tổ máy phát điện ra khỏi vận hành khi xảy ra sự cố, trừ trường hợp sự cố có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị hoặc tần số vượt quá giới hạn cho phép được quy định tại Điều 38 Thông tư này hoặc được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho phép.
4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm duy trì vận hành các thiết bị điều chỉnh điện áp trong lưới điện thuộc phạm vi quản lý của mình nhằm đảm bảo ổn định điện áp cho toàn hệ thống điện.
5. Các đơn vị liên quan khác có trách nhiệm duy trì vận hành lưới điện, nhà máy điện thuộc phạm vi quản lý trong các giới hạn ổn định đã xác lập cho từng giai đoạn, phối hợp duy trì sơ đồ bảo vệ để loại trừ sự cố nhanh, nhạy và chọn lọc.
Điều 63. Thử nghiệm và giám sát thử nghiệm
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tiến hành các thử nghiệm đối với các tổ máy phát điện của mình theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Khi yêu cầu thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo thời gian ngừng giám sát hoạt động tổ máy vì mục đích thử nghiệm.
2. Thử nghiệm về đáp ứng tự động của một tổ máy phát điện theo các thay đổi của tần số hệ thống điện được thực hiện khi hệ thống điện vận hành trong chế độ bình thường. Trong trường hợp này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước ít nhất 03 ngày làm việc về việc thử nghiệm tổ máy phát điện của Đơn vị phát điện để phối hợp thực hiện.
3. Thử nghiệm chỉ được tiến hành trong giới hạn làm việc theo đặc tính vận hành của tổ máy phát điện và trong thời gian được thông báo tiến hành thử nghiệm.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền thử nghiệm một tổ máy phát điện vào bất cứ thời gian nào nhưng không được thử nghiệm đối với một tổ máy phát điện quá 03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều 50 Thông tư này.
5. Đơn vị phát điện có quyền yêu cầu thử nghiệm trong các trường hợp sau:
a) Kiểm tra lại các đặc tính vận hành của tổ máy phát điện đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự cố hư hỏng liên quan đến tổ máy phát điện;
b) Kiểm tra tổ máy phát điện sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.
6. Khi có yêu cầu thử nghiệm tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện phải đăng ký cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trong đó ghi rõ các thông tin sau:
a) Lý lịch của tổ máy phát điện;
b) Các đặc tính của tổ máy phát điện;
c) Các giá trị của đặc tính vận hành dự định thay đổi trong quá trình thử nghiệm.
7. Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Đơn vị phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm bố trí kế hoạch thử nghiệm. Trường hợp chưa thể thực hiện thử nghiệm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành tổ máy phát điện theo đặc tính vận hành hiện tại.
Điều 64. Xử lý sự cố
1. Trong quá trình xử lý sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép vận hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với tiêu chuẩn quy định ở chế độ vận hành bình thường nhưng phải nhanh chóng thực hiện các giải pháp để khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường, đảm bảo sự làm việc ổn định của hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thực hiện xử lý sự cố đảm bảo tuân thủ quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Các biện pháp chính xử lý sự cố
a) Thay đổi công suất phát tổ máy phát điện, ngừng hoặc khởi động tổ máy phát điện để khôi phục tần số về dải tần số ở chế độ vận hành bình thường;
b) Sa thải phụ tải theo từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải tần số thấp hoặc sa thải phụ tải theo lệnh điều độ;
c) Sa thải phụ tải tự động bằng rơ le tần số thấp. Hệ thống sa thải phụ tải tự động theo tần số phải được bố trí, cài đặt hợp lý để đảm bảo hệ thống điện không bị tan rã khi có sự cố xảy ra. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định vị trí lắp đặt, các giá trị chỉnh định của rơ le tần số thấp và thực hiện lệnh sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố xảy ra trong hệ thống điện;
d) Xây dựng các phương thức phân tách hệ thống thành các vùng hoặc tạo mạch vòng để khi xảy ra sự cố lan truyền vẫn có thể cân bằng được công suất trong từng vùng, nhằm duy trì vận hành riêng rẽ một phần hệ thống điện và ngăn ngừa sự cố lan rộng trong hệ thống điện;
đ) Khi tần số tăng đến trị số cho phép, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khôi phục lại các phụ tải đã bị sa thải;
e) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền can thiệp để hạn chế việc phải tách liên tiếp các tổ máy phát điện, các đường dây tải điện ra khỏi vận hành;
g) Trường hợp sự cố tan rã toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được chỉ định nhà máy điện có khả năng khởi động đen để khôi phục hệ thống điện. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể yêu cầu nhà máy phát điện vận hành tổ máy phát điện không theo các đặc tính vận hành với điều kiện đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh khởi động đen và thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khôi phục các phụ tải thích hợp để đảm bảo vận hành ổn định tổ máy phát điện và hoà đồng bộ với các tổ máy phát điện khác.
Điều 65. Thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện
1. Tại bất kỳ thời điểm nào, khi nhận thấy có tín hiệu suy giảm an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải gửi ngay thông báo về tình trạng giảm mức độ an toàn của hệ thống điện cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và các bên có liên quan những thông tin sau:
a) Tình trạng suy giảm an ninh hệ thống điện;
b) Nguyên nhân;
c) Phụ tải có khả năng bị sa thải;
d) Các đơn vị và khu vực chịu ảnh hưởng.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo trước cho các đơn vị bị ảnh hưởng khi thực hiện sa thải phụ tải theo lệnh điều độ. Thông báo phải bao gồm những thông tin sau:
a) Các khu vực bị ngừng, giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm cung cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu ngừng, giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm dự kiến khôi phục cung cấp điện.
3. Khi không thể thông báo trước về sa thải phụ tải theo lệnh điều độ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thông báo cho Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và các đơn vị liên quan ngay sau khi thực hiện sa thải phụ tải theo lệnh điều độ:
a) Các khu vực đã bị ngừng, giảm cung cấp điện;
b) Lý do ngừng, giảm cung cấp điện;
c) Thời điểm bắt đầu ngừng, giảm cung cấp điện;
d) Thời điểm dự kiến khôi phục cung cấp điện.
4. Hình thức thông báo: Trên cơ sở đánh giá an ninh hệ thống điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm, tháng, tuần và lịch huy động ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện và các biện pháp phòng ngừa ngừng, giảm cung cấp điện (nếu có) như sau:
a) Gửi văn bản tới các đơn vị liên quan và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm, tháng;
b) Gửi văn bản, ra lệnh điều độ trong phạm vi quyền điều khiển và đăng thông tin trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện đối với thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện theo kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện tuần, ngày.
Điều 66. Sa thải phụ tải đảm bảo an ninh hệ thống điện
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán, phân bổ công suất và điện năng cắt giảm tại các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phù hợp với các quy định tại Điều 60 và Điều 64 Thông tư này và Quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo hệ thống điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.
2. Các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm cung cấp điện đúng mức công suất và điện năng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trường hợp hệ thống điện vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp, Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền sa thải một phần phụ tải của các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, kể cả khi lượng điện năng và công suất cắt giảm đã được thực hiện theo đúng yêu cầu.
Mục 2. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC ĐƠN VỊ TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều 67. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
1. Lập kế hoạch, phương thức vận hành phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia cho năm, tháng, tuần, ngày và lịch huy động giờ tới theo quy định tại Thông tư này và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Chỉ huy, điều độ hệ thống điện truyền tải tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định tại Thông tư này để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.
3. Kiểm tra và thông qua sơ đồ bảo vệ các trang thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng đến hệ thống bảo vệ lưới điện truyền tải.
4. Thiết lập và đảm bảo duy trì hoạt động ổn định, tin cậy và liên tục hệ thống thông tin, hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ liệu, hệ thống SCADA/EMS và điều khiển từ xa phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.
5. Điều độ, vận hành các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải theo quy định tại Chương này và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
6. Chủ trì thỏa thuận thống nhất kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các tổ máy phát điện và lưới điện với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
7. Kiểm tra, giám sát việc cài đặt, chỉnh định các thông số hệ thống bảo vệ, tự động hóa, điều khiển, hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải. Báo cáo Cục Điều tiết điện lực các trường hợp không tuân thủ để có biện pháp giải quyết.
8. Yêu cầu thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ sung các thiết bị trong phạm vi quản lý của Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
9. Phối hợp với Đơn vị truyền tải điện trong quá trình thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải quốc gia và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.
10. Chia sẻ và cung cấp các thông tin cần thiết cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều 68. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
1. Quản lý, vận hành lưới điện truyền tải thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị truyền tải điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Đơn vị truyền tải điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
3. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.
4. Thiết lập các sơ đồ bảo vệ lưới điện truyền tải và duy trì đúng đặc tính vận hành của các thiết bị bảo vệ phù hợp với sơ đồ bảo vệ.
5. Duy trì vận hành lưới điện truyền tải trong tình trạng an toàn và tin cậy, khôi phục lại lưới điện truyền tải sau sự cố.
6. Tuân thủ các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật về vận hành lưới điện truyền tải; tuân thủ các quy định về an toàn điện, bảo vệ hành lang an toàn lưới điện, công trình điện theo quy định của pháp luật.
7. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình lập kế hoạch vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc, hệ thống thông tin, truyền dữ liệu SCADA và tín hiệu điều khiển phục vụ vận hành hệ thống điện quốc gia.
9. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều 69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
1. Quản lý, vận hành nhà máy điện và lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, bao gồm công suất phát, thời gian khởi động và ngừng tổ máy, tốc độ tăng giảm tải. Trường hợp có thay đổi về độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thay đổi và nêu rõ lý do.
3. Duy trì hoạt động tin cậy và ổn định hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan đến thiết bị tại điểm đấu nối theo quy định tại Thông tư này để đảm bảo cung cấp đầy đủ công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phù hợp với hợp đồng mua bán điện và Thỏa thuận đấu nối đã ký. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh định của các hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ, kết nối hệ thống AGC và các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan khi chưa được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Tiến hành các thí nghiệm, thử nghiệm và hiệu chỉnh cần thiết khi có yêu cầu từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ công tác tính toán ổn định, vận hành hệ thống điện.
4. Khi thực hiện đại tu tổ máy phát điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện thí nghiệm để đánh giá vận hành của hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc tổ máy phát điện và gửi kết quả thí nghiệm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Chi tiết nội dung và yêu cầu thí nghiệm thực hiện theo Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
5. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện quốc gia.
6. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
10. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều 70. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
1. Quản lý, vận hành lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số kỹ thuật của thiết bị theo mẫu và thời gian do Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định. Trừ trường hợp bảo dưỡng, sửa chữa có kế hoạch hoặc sự cố, Đơn vị phân phối điện phải đảm bảo toàn bộ thiết bị của mình ở trạng thái sẵn sàng vận hành theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển mọi thông tin thay đổi về mức độ sẵn sàng của thiết bị và lý do thay đổi.
3. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành được áp dụng, yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.
4. Vận hành các thiết bị bù trong lưới điện phân phối để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng mà đơn vị có nghĩa vụ cung cấp cho hệ thống điện.
5. Duy trì hoạt động của hệ thống bảo vệ, khả năng sẵn sàng làm việc của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Lập và cung cấp số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
7. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác phối hợp vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều 71. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
1. Quản lý, vận hành thiết bị điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Thông tư này, tuân thủ quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia, Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
2. Thực hiện đúng biểu đồ phụ tải và đảm bảo hệ số công suất quy định trong hợp đồng mua bán điện đã ký.
3. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và điều khiển trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy chống sự cố lan truyền vào hệ thống điện quốc gia. Không tự ý thay đổi các thông số chỉnh định của các hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa, điều khiển và các yêu cầu kỹ thuật khác liên quan trong phạm vi quản lý khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Tiến hành các thí nghiệm hiệu chỉnh cần thiết khi có yêu cầu từ Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Lập và cung cấp số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Chương III Thông tư này.
5. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm bảo kết nối, truyền thông tin, dữ liệu tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA, hệ thống thông tin, hệ thống điều khiển của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Không tự ý tách thiết bị liên quan ra khỏi vận hành dẫn tới gây gián đoạn tín hiệu SCADA, tín hiệu thông tin và điều khiển khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Cung cấp các thông tin cần thiết cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện khi có yêu cầu phục vụ vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia.
Mục 3. DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Điều 72. Các loại dịch vụ phụ trợ
Các loại dịch vụ phụ trợ được sử dụng để điều chỉnh tần số và điện áp trong quá trình vận hành hệ thống điện truyền tải bao gồm:
1. Điều tần.
2. Dự phòng quay.
3. Khởi động nhanh.
4. Điều chỉnh điện áp.
5. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
6. Khởi động đen.
Điều 73. Yêu cầu kỹ thuật của các dịch vụ phụ trợ
1. Điều tần: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần phải có khả năng tăng hoặc giảm công suất đáp ứng với sự thay đổi tần số của hệ thống điện hoặc với các tín hiệu tự động khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định. Các tổ máy phải có khả năng thay đổi ít nhất 4 % công suất định mức của tổ máy trong vòng 10 giây và có thể duy trì mức thay đổi này tối thiểu trong 10 phút.
2. Dự phòng quay: Tổ máy phát điện cung cấp dự phòng quay phải có khả năng tăng đến công suất định mức theo tín hiệu tần số hoặc các tín hiệu tự động khác được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định trong vòng 25 giây và duy trì ở mức công suất định mức đó tối thiểu 30 phút.
3. Khởi động nhanh: Tổ máy phát điện cung cấp dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 25 phút và duy trì ở mức công suất này tối thiểu 08 giờ.
4. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp phải có khả năng thay đổi công suất phản kháng ngoài dải điều chỉnh quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này, đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
5. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện phải có khả năng tăng đến công suất định mức trong vòng 01 giờ và duy trì mức công suất định mức tối thiểu trong 08 giờ (không bao gồm thời gian khởi động).
6. Khởi động đen: Tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phải có khả năng tự khởi động từ trạng thái nguội mà không cần nguồn cấp từ hệ thống điện quốc gia và phải có khả năng kết nối, cấp điện cho lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối sau khi đã khởi động thành công.
Điều 74. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ
1. Nguyên tắc chung để xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, bao gồm:
a) Đảm bảo duy trì mức dự phòng điện năng và công suất của hệ thống điện để đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành và an ninh hệ thống điện;
b) Đảm bảo chi phí tối thiểu phù hợp với các điều kiện, ràng buộc trong hệ thống điện quốc gia.
2. Nguyên tắc xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ
a) Dự phòng điều tần là lượng công suất khả dụng dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để thực hiện điều khiển tần số cấp I trong khoảng thời gian xác định nhằm duy trì tần số hệ thống điện trong phạm vi cho phép;
b) Dự phòng quay là lượng công suất khả dụng dự trữ cần thiết trong hệ thống điện quốc gia sẵn sàng được huy động, điều độ để khôi phục tần số hệ thống điện về phạm vi cho phép sau khi xảy ra sự cố đơn lẻ và khôi phục, bù đắp lượng công suất mà dự phòng điều tần đã cung cấp;
c) Khởi động nhanh: Yêu cầu dự phòng khởi động nhanh phải có khả năng bù đắp lượng chênh lệch giữa công suất dự phòng hợp lý xác định tại Điều 93 Thông tư này và công suất dự phòng tính toán theo quy định tại Điều 94 Thông tư này;
d) Điều chỉnh điện áp: Yêu cầu đối với điều chỉnh điện áp là phải đảm bảo huy động lượng công suất phản kháng một cách hiệu quả để đảm bảo duy trì điện áp tại các thanh cái trên lưới điện truyền tải đáp ứng các tiêu chuẩn trong chế độ vận hành bình thường;
đ) Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và so sánh ở các chế độ vận hành có ràng buộc và không ràng buộc trên mô hình tính toán mô phỏng hệ thống điện và thị trường điện, trong đó xét đến các trường hợp sau:
- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu về điện năng và công suất đối với lưới điện liên kết các nước trong khu vực;
- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu phụ tải tại các khu vực khi xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện như nghẽn mạch lưới điện truyền tải, thủy văn, thiếu nhiên liệu sơ cấp;
- Đảm bảo duy trì các tiêu chuẩn về điện áp và ổn định hệ thống điện quốc gia hoặc khu vực.
e) Khởi động đen: Yêu cầu đối với khởi động đen là phải đảm bảo huy động lượng công suất một cách hiệu quả và sẵn sàng khi hệ thống điện có sự cố gây mất điện cô lập trong một khu vực rộng lớn. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, phân tích các sự cố có thể phân tách lưới điện truyền tải ra thành các vùng miền cô lập để tính toán, xác định yêu cầu đối với dịch vụ khởi động đen trong hệ thống điện truyền tải.
3. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam trước khi trình Cục Điều tiết điện lực thông qua để làm cơ sở lập kế hoạch mua và huy động các dịch vụ phụ trợ trong kế hoạch vận hành năm.
Điều 75. Đăng ký dịch vụ phụ trợ
1. Trừ dịch vụ khởi động đen, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật và nhu cầu dịch vụ phụ trợ quy định tại Điều 73 và Điều 74 Thông tư này.
2. Đối với nhà máy điện chuẩn bị đóng điện đưa vào vận hành thương mại, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của từng tổ máy phát điện chậm nhất 03 tháng trước ngày tổ máy phát điện vận hành thương mại.
3. Đơn vị phát điện phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kỳ thay đổi nào về thiết bị ảnh hưởng đến khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ của đơn vị mình trong thời gian sớm nhất.
Mục 4. BẢO DƯỠNG, SỬA CHỮA HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều 76. Quy định chung về bảo dưỡng và sửa chữa hệ thống điện truyền tải
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải, các nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải theo quy định.
2. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải được lập trên cơ sở đăng ký kế hoạch vận hành và kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và phải được tính toán cân đối trong toàn bộ hệ thống điện quốc gia theo các nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và kinh tế toàn hệ thống điện quốc gia;
b) Cân bằng công suất nguồn điện và phụ tải điện, có đủ lượng công suất, điện năng dự phòng và các dịch vụ phụ trợ cần thiết trong các chế độ vận hành của hệ thống điện quốc gia;
c) Tối ưu việc phối hợp bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, lưới điện và nhà máy điện với các ràng buộc về điều kiện thủy văn, yêu cầu về cấp nước hạ du, phòng lũ và cung cấp nhiên liệu sơ cấp cho phát điện;
d) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa ngắn hạn phải được lập dựa trên Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa dài hạn;
đ) Đảm bảo công suất, điện năng dự phòng ở mức cao nhất có thể trong các giờ cao điểm của hệ thống điện quốc gia. Ưu tiên bố trí sắp xếp bảo dưỡng, sửa chữa vào những thời điểm phụ tải thấp của hệ thống điện quốc gia;
e) Hạn chế tối đa việc ngừng, giảm cung cấp điện trong hệ thống điện quốc gia; hạn chế bố trí kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa vào các thời điểm đặc biệt có sự kiện chính trị, văn hóa, xã hội.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải đánh giá mức độ ảnh hưởng của kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đăng ký đối với vấn đề an ninh hệ thống điện theo quy định từ Điều 92 đến Điều 95 Thông tư này.
4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố.
5. Kế hoạch bảo dưỡng sửa, chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm: Được lập cho năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2) phục vụ lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm và đánh giá an ninh trung hạn;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng: Được lập và cập nhật cho tháng tới và có xét đến 01 tháng tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm được duyệt;
c) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa tuần: Được lập và cập nhật cho tuần tới và có xét đến 01 tuần tiếp theo trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng được duyệt;
d) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa ngày: Xác định cụ thể các công tác bảo dưỡng, sửa chữa cần thực hiện trong ngày tới.
6. Thời gian đăng ký kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải phù hợp với quy định về thời gian đăng ký kế hoạch vận hành hệ thống điện truyền tải.
7. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:
a) Tên thiết bị cần được bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Yêu cầu và nội dung bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Dự kiến thời gian bắt đầu và hoàn thành công việc bảo dưỡng, sửa chữa;
d) Những thiết bị liên quan khác.
Điều 77. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải
1. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải phải đảm bảo phối hợp lịch bảo dưỡng, sửa chữa cho các thiết bị, lưới điện, nhà máy điện để giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh hệ thống điện quốc gia.
2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện năm.
3. Trên cơ sở các thông tin đăng ký về kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa được cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho các tổ máy phát điện, lưới điện truyền tải và các thiết bị đấu nối liên quan đảm bảo tuân thủ các quy định tại Điều 76 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phối hợp với các đơn vị có liên quan để lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị hợp lý, đảm bảo an ninh cung cấp điện của hệ thống điện quốc gia.
5. Sau khi hoàn thành kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải định kỳ công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện các thông tin sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm: Công bố hàng năm;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng: Công bố hàng tháng;
c) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa tuần: Công bố hàng tuần;
d) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa ngày: Công bố hàng ngày.
Điều 78. Thứ tự ưu tiên tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa
1. Trong quá trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị quy định tại Điều 77 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa khi xác định việc tách thiết bị này ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện và phải nêu rõ lý do.
2. Trước khi từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải theo thực hiện thứ tự ưu tiên như sau:
a) Tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có mức ưu tiên cao hơn so với lưới điện truyền tải;
b) Tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa các nguồn điện phải được ưu tiên thực hiện theo nguyên tắc tối thiểu chi phí mua điện toàn hệ thống;
c) Trường hợp có hai hoặc nhiều yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện có cùng ảnh hưởng đến chi phí phát điện thì yêu cầu nào đưa trước sẽ có thứ tự ưu tiên cao hơn.
3. Căn cứ thứ tự ưu tiên quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối yêu cầu tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa đến khi yêu cầu an ninh hệ thống điện được đảm bảo.
Điều 79. Đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa
1. Việc đăng ký đưa thiết bị đang vận hành hoặc dự phòng để thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được phân loại như sau:
a) Đăng ký bảo dưỡng, sửa chữa theo kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ sở kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố;
b) Đăng ký bảo dưỡng, sửa chữa ngoài kế hoạch là đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa không theo kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và công bố;
c) Đăng ký bảo dưỡng, sửa chữa đột xuất là đăng ký tách thiết bị đang vận hành trong tình trạng có nguy cơ dẫn đến sự cố để sửa chữa.
2. Nội dung của đăng ký tách thiết bị ra sửa chữa bao gồm:
a) Tên thiết bị;
b) Nội dung công việc chính;
c) Thời gian dự kiến tiến hành công việc;
d) Thời gian dự kiến tiến hành nghiệm thu, chạy thử;
đ) Thời điểm dự kiến thao tác tách thiết bị và đưa thiết bị trở lại làm việc;
e) Các thiết bị cần cô lập khác;
g) Các thông tin cần thiết khác.
3. Trường hợp có cảnh báo suy giảm an ninh hệ thống điện dẫn đến phải thay đổi lịch tách thiết bị ra sửa chữa, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký lại với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 48 giờ trước giờ thiết bị được tách ra khỏi vận hành, kể cả sửa chữa trong kế hoạch và ngoài kế hoạch.
4. Trường hợp cần thiết, khi có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể tách thiết bị đó để tránh nguy hiểm cho người hoặc thiết bị. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin về việc tách thiết bị khẩn cấp khỏi vận hành.
5. Khi có thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện quy định tại Điều 65 Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể đưa thiết bị đang tách bảo dưỡng, sửa chữa trở lại vận hành trong thời gian sớm nhất so với kế hoạch đã được phê duyệt, đảm bảo không chậm hơn 48 giờ kể từ khi nhận được yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trường hợp này, Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước thời điểm dự kiến đưa thiết bị vận hành trở lại ít nhất 04 giờ.
Điều 80. Tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị đang vận hành
1. Trường hợp phát hiện thiết bị đang vận hành có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị, nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có quyền tách khẩn cấp thiết bị ra khỏi hệ thống điện truyền tải và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình trong việc tách thiết bị đó ra khỏi hệ thống điện truyền tải.
2. Tách thiết bị khẩn cấp bao gồm cả việc tách thiết bị tự động do các thiết bị bảo vệ hoặc các thiết bị tự động khác.
Điều 81. Báo cáo việc tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị
Trường hợp tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện báo cáo như sau:
1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cập nhật và thông báo ngay cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về sự thay đổi trạng thái của thiết bị và các thông tin liên quan đến thiết bị.
2. Trong thời hạn 24 giờ, đối với các trường hợp tách sửa chữa khẩn cấp gây ngừng, giảm cung cấp điện diện rộng trong hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý do tách thiết bị khỏi vận hành, nêu rõ nguyên nhân và phạm vi ảnh hưởng.
Mục 5. LẬP LỊCH VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều 82. Lập lịch huy động ngày tới
1. Mục đích của việc lập lịch huy động ngày tới là để cập nhật, điều chỉnh lịch huy động các tổ máy phát điện và các dịch vụ phụ trợ trong các chu kỳ giao dịch của ngày tới.
2. Lập lịch huy động ngày tới được thực hiện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, đồng thời xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, lập lịch huy động ngày tới và công bố thông tin về kết quả lịch huy động ngày tới trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.
Điều 83. Ràng buộc an ninh hệ thống
1. Để lập lịch huy động và điều độ đảm bảo phù hợp với các nguyên tắc vận hành an toàn quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải xác định cụ thể các ràng buộc an ninh hệ thống điện trong mô hình tính toán lập lịch huy động.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và xác định danh mục các ràng buộc an ninh hệ thống điện phục vụ quá trình lập lịch huy động và điều độ kinh tế hệ thống điện, bao gồm:
a) Ràng buộc lưới điện truyền tải;
b) Ràng buộc khả năng phát của tổ máy phát điện;
c) Yêu cầu đối với dịch vụ phụ trợ;
d) Các ràng buộc cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện quy định tại Điều 60 và Điều 62 Thông tư này.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố cơ sở xác định và cách tính các ràng buộc an ninh hệ thống điện trước ít nhất 01 tuần và phải được cập nhật liên tục.
4. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể thay đổi những ràng buộc an ninh hệ thống điện trong quá trình điều độ thời gian thực để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố lịch huy động ngày tới, những ràng buộc an ninh hệ thống điện ảnh hưởng đến lịch huy động ngày tới, lịch huy động trong các chu kỳ giao dịch và những phương thức điều độ thời gian thực cùng với giải trình về bất kỳ thay đổi nào khi thực hiện điều độ thời gian thực.
Điều 84. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
1. Mục đích điều độ hệ thống điện thời gian thực
a) Đảm bảo điều độ các tổ máy phát điện và dịch vụ phụ trợ trong thời gian thực được thực hiện minh bạch đối với các bên khi tham gia thị trường điện;
b) Đảm bảo hệ thống điện được vận hành an toàn, ổn định và tin cậy theo quy định.
2. Các nguyên tắc điều độ hệ thống điện thời gian thực
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành, điều độ hệ thống điện trong thời gian thực, ra lệnh điều độ và tuân thủ theo các quy trình, quy định có liên quan. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong thời gian thực phải đảm bảo đáp ứng các ràng buộc an ninh hệ thống điện và tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống;
b) Việc điều độ hệ thống điện trong thời gian thực phải căn cứ trên lịch huy động ngày tới và lịch huy động các tổ máy trong thời gian thực. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền vận hành hệ thống điện khác với lịch huy động các tổ máy trong thời gian thực. Các thay đổi này phải được ghi lại trong nhật ký vận hành ngày và thông báo cho các bên có liên quan;
c) Các đơn vị tham gia thị trường điện phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Các lệnh điều độ phải được ghi lại trong nhật ký điều độ, bằng máy ghi âm và cơ sở dữ liệu của phần mềm quản lý vận hành hệ thống điện;
đ) Sau thời điểm vận hành thời gian thực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố thông tin về các lệnh điều độ huy động tổ máy, vận hành hệ thống điện trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu vận hành thị trường điện.
Điều 85. Các phương thức vận hành hệ thống điện thời gian thực
1. Phương thức vận hành ở chế độ bình thường và cảnh báo
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo cân bằng cung cầu trong thời gian thực bằng cách ra lệnh điều độ và các thao tác vận hành căn cứ vào lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
b) Khi xảy ra trạng thái mất cân bằng trên hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ra lệnh điều độ để huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần, dự phòng quay và sau đó điều chỉnh công suất phát của các tổ máy phát điện căn cứ vào thứ tự huy động của các tổ máy phát điện trong hệ thống để đưa hệ thống điện trở lại trạng thái cân bằng và duy trì mức dự phòng theo quy định.
2. Phương thức vận hành ở chế độ khẩn cấp
a) Trường hợp đã thực hiện các biện pháp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này mà hệ thống điện không trở về chế độ vận hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh trên cơ sở lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và đảm bảo tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động thực tế của các loại dịch vụ phụ trợ trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh.
3. Phương thức vận hành ở chế độ cực kỳ khẩn cấp
a) Trường hợp đã thực hiện các biện pháp quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều này mà hệ thống điện vẫn ở trạng thái mất cân bằng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép thực hiện các biện pháp sa thải phụ tải điện;
b) Trường hợp xảy ra sự cố trong vận hành thời gian thực, tùy thuộc vào mức độ nghiêm trọng của sự cố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều độ, huy động các nhà máy điện trong hệ thống điện nhằm nhanh chóng đưa hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường;
c) Các đơn vị liên quan phải tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để khôi phục hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường;
d) Các tình huống trên phải được ghi trong báo cáo vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và thông báo cho các bên liên quan.
4. Khôi phục hệ thống điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thực hiện theo Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để tiến hành các biện pháp khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường.
5. Vận hành khi dừng thị trường điện
Trong trường hợp thị trường điện dừng hoạt động, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, huy động các tổ máy phát điện trong hệ thống điện trên cơ sở lịch huy động ngày tới và lịch huy động chu kỳ giao dịch tới có xét đến các ràng buộc an ninh hệ thống điện đã được tính toán, công bố và đảm bảo chi phí tối thiểu toàn hệ thống.
Mục 6. PHỐI HỢP VẬN HÀNH, TRAO ĐỔI THÔNG TIN SỰ CỐ VÀ CÁC CHẾ ĐỘ BÁO CÁO VẬN HÀNH
Điều 86. Trách nhiệm chung trong phối hợp vận hành
1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thống nhất về trách nhiệm, phạm vi vận hành đối với thiết bị trên lưới điện truyền tải liên quan giữa hai bên; cử nhân viên vận hành phối hợp vận hành an toàn lưới điện và thiết bị để đảm bảo hệ thống điện truyền tải vận hành ổn định, an toàn và tin cậy.
2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải phối hợp, chia sẻ thông tin, thiết lập, duy trì liên lạc và thực hiện các biện pháp an toàn cần thiết khi tiến hành công tác hoặc thử nghiệm trong phạm vi quản lý của mình.
3. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải xây dựng quy trình phối hợp vận hành để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị trong công tác vận hành, thí nghiệm và bảo dưỡng, sửa chữa.
4. Khi thực hiện công tác, thao tác trên lưới điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và các quy định điều độ, vận hành, thao tác an toàn khác có liên quan.
5. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp lắp đặt các biển báo, thiết bị cảnh báo và hướng dẫn an toàn, cung cấp các phương tiện phục vụ công tác phù hợp tại vị trí công tác để đảm bảo công tác an toàn.
6. Việc kiểm tra, giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do Nhân viên vận hành của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện.
7. Các đơn vị liên quan có trách nhiệm phối hợp vận hành an toàn để đảm bảo tuân thủ quy định về vận hành an toàn lưới điện truyền tải, các thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
Điều 87. Trao đổi thông tin xử lý sự cố
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chung trong việc xử lý các sự cố ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn và tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.
2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm gửi thông báo ngay theo hình thức fax hoặc các hình thức thông tin khác cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khi có bất kỳ một sự kiện hay sự cố trong phạm vi quản lý gây ảnh hưởng đến quá trình vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện quốc gia hoặc để phục vụ việc phân tích, xử lý sự cố.
3. Khi nhận được thông báo theo quy định tại Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải liên hệ và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải để điều tra, xác định nguyên nhân và có giải pháp xử lý kịp thời. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin có liên quan, giải đáp các câu hỏi và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp các thông tin liên quan đến sự cố cho Đơn vị truyền tải điện phục vụ công tác phân tích, xử lý sự cố khi có sự cố trong phạm vi quản lý của khách hàng.
4. Yêu cầu về nội dung thông báo, báo cáo hoặc giải đáp thông tin về sự cố quy định tại các Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bao gồm:
a) Tên và chức vụ của người cung cấp thông báo, báo cáo hoặc giải đáp, thời gian thông báo, gửi báo cáo hoặc giải đáp;
b) Thông tin chi tiết liên quan đến vận hành, làm rõ trường hợp sự cố hoặc những rủi ro xảy ra;
c) Báo cáo thông tin sự cố hoặc các giải đáp về sự cố có thể bằng văn bản hoặc bằng lời nói. Báo cáo sự cố hoặc các giải đáp về sự cố phải bao gồm các nội dung và được thực hiện như sau:
- Thông tin chi tiết về nguyên nhân sự cố, những ảnh hưởng hoặc thiệt hại do sự cố, tai nạn hoặc thiệt hại tính mạng; biện pháp khắc phục và kết quả thực hiện những biện pháp đó;
- Trường hợp sự cố có thể khắc phục ngay, báo cáo hoặc giải đáp dưới dạng lời nói: Người báo cáo phải nói từng từ cho người nhận để ghi lại và người nhận phải đọc lại những thông tin này để người cung cấp xác nhận lại một cách chính xác thông tin đó;
- Trường hợp sự cố xảy ra trong nhà máy, nhà máy phải báo cáo hoặc giải đáp. Nếu sự cố xảy ra tại hệ thống điện đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia, khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải báo cáo về sự cố hoặc giải đáp các câu hỏi; nếu sự cố xảy ra trên lưới điện truyền tải quốc gia thì Đơn vị truyền tải điện phải làm báo cáo hoặc giải đáp các câu hỏi.
Điều 88. Bảo mật thông tin
Mọi thông tin liên quan đến quá trình vận hành hay xử lý sự cố chỉ được cung cấp cho bên thứ ba trong các trường hợp sau:
1. Các trường hợp do pháp luật quy định.
2. Có sự thỏa thuận giữa các Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, hoặc được Cấp điều độ có quyền điều khiển đồng ý cung cấp thông tin.
3. Bên thứ ba là khách hàng có đấu nối với lưới điện truyền tải quốc gia và được Cấp điều độ có quyền điều khiển đồng ý cung cấp thông tin.
Điều 89. Chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thực hiện chế độ báo cáo sự cố theo quy định tại Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Ngoài các quy định về chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia quy định tại Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thực hiện các chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia như sau:
a) Đối với sự cố kéo dài xảy ra trong hệ thống điện truyền tải từ cấp điện áp 220 kV trở lên gây hư hỏng thiết bị hoặc sự cố trên hệ thống điện quốc gia gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc sự cố dẫn đến sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên, ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố trong hệ thống điện quốc gia, gửi báo cáo về thông tin sự cố cho Cục Điều tiết điện lực thông qua hình thức tin nhắn hoặc thư điện tử (email);
b) Trong thời hạn 36 giờ kể từ khi xảy ra sự cố, các Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi báo cáo về Cục Điều tiết điện lực bằng thư điện tử (email) theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
c) Định kỳ trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp báo cáo phân tích các sự cố theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 ban hành kèm theo Quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành (đối với các sự cố phải phân tích, đánh giá) và tổng hợp các sự cố xảy ra trong tháng trước gửi về Cục Điều tiết điện lực theo đường văn thư và thư điện tử (email) đối với các sự cố sau:
- Các sự cố kéo dài trên lưới điện 500 kV;
- Các sự cố kéo dài trên lưới điện 220 kV, 110 kV và nhà máy điện mà gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc một quận nội thành của Thủ đô Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh hoặc phải sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên hoặc ảnh hưởng trực tiếp đến chế độ vận hành của nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều 90. Báo cáo kết quả vận hành lưới điện truyền tải
1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo định kỳ về các nội dung sau:
a) Tình hình vận hành lưới điện truyền tải;
b) Đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;
c) Tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy và hiệu quả;
d) Các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 98 Thông tư này và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;
đ) Tình trạng kết nối tín hiệu SCADA của các trạm biến áp với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Thời điểm báo cáo định kỳ
a) Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành lưới điện truyền tải năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Trước ngày 15 hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả vận hành lưới điện truyền tải tháng trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này.
3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành lưới điện truyền tải khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 91. Báo cáo kế hoạch vận hành và kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ gửi Cục Điều tiết điện lực về kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới, bao gồm cả kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị và đánh giá an ninh hệ thống điện quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập báo cáo định kỳ về tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia hàng năm, hàng tháng, bao gồm các nội dung chính sau:
a) Cơ cấu huy động các dạng nguồn điện, tổng công suất đặt và khả dụng của nguồn điện; tiến độ vận hành các công trình nguồn điện và lưới điện mới;
b) Đánh giá việc thực hiện các tiêu chuẩn vận hành quy định tại Chương II Thông tư này;
c) Đánh giá nhu cầu phụ tải điện và diễn biến tiêu thụ điện, đánh giá sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện;
d) Đánh giá kết quả vận hành lưới điện truyền tải, tình hình sự cố và nguyên nhân, đề xuất các biện pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn tin cậy và hiệu quả;
đ) Các chỉ số đánh giá chất lượng hoạt động quy định tại Điều 97 Thông tư này và giải trình lý do không thực hiện đáp ứng các chỉ số;
e) Các số liệu thống kê về cung cấp nhiên liệu, tình hình thủy văn các hồ chứa thủy điện và huy động các nhà máy điện; thống kê sự cố nguồn điện và lưới điện;
g) Tình trạng kết nối tín hiệu SCADA của nhà máy điện và trạm biến áp thuộc quyền điều khiển.
3. Thời điểm báo cáo định kỳ
a) Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia năm trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia tháng trước, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành hệ thống quốc gia khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Chương VII
ĐÁNH GIÁ AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều 92. Quy định chung về đánh giá an ninh hệ thống điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện phục vụ việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới, tuần tới, lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và điều độ thời gian thực.
2. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đầy đủ các thông tin liên quan để thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện. Các thông tin cung cấp bao gồm: Dự báo nhu cầu phụ tải điện, kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện, công suất truyền tải trên lưới điện truyền tải, công suất khả dụng và công suất công bố của các tổ máy phát điện, các ràng buộc năng lượng và các thông tin liên quan cần thiết khác.
3. Đánh giá an ninh hệ thống điện bao gồm các nội dung tính toán, phân tích và công bố tổng công suất nguồn khả dụng dự kiến, dự báo nhu cầu phụ tải của hệ thống điện, đánh giá độ tin cậy và khả năng sẵn sàng đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống điện, các cảnh báo an ninh hệ thống điện và các yêu cầu khác về an ninh hệ thống điện. Đánh giá an ninh hệ thống điện bao gồm đánh giá an ninh trung hạn và ngắn hạn được quy định như sau:
a) Đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn, bao gồm:
- Đánh giá an ninh hệ thống điện năm: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia cho năm tới (năm N+1) và một năm tiếp theo (năm N+2), đơn vị thời gian tính toán là tháng;
- Đánh giá an ninh hệ thống điện cho 12 tháng tới: Được thực hiện cho giai đoạn từ tháng 7 hàng năm đến hết tháng 6 năm tới (năm N+1) để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia trong 12 tháng tới, đơn vị thời gian tính toán là tháng;
- Đánh giá an ninh hệ thống điện tháng: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia trong các tháng còn lại của năm, đơn vị tính toán là tháng;
- Đánh giá an ninh hệ thống điện tuần: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia trong các tuần còn lại của tháng hiện tại và các tuần của tháng tới, đơn vị thời gian tính toán là tuần.
b) Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn: Được thực hiện để đánh giá khả năng đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia cho 02 tuần tiếp theo, đơn vị thời gian tính toán là giờ.
4. Kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện là cơ sở để các đơn vị tham gia thị trường điện chủ động xây dựng kế hoạch phát điện, bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, tham gia điều chỉnh cân bằng cung cầu của hệ thống điện.
5. Để phục vụ việc đánh giá an ninh hệ thống điện, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện, lưới điện và nguồn điện.
6. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nguồn điện đe dọa tới an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch đó và phải nêu rõ lý do từ chối.
7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa trên cơ sở xác định ảnh hưởng tới an ninh hệ thống điện do việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa gây ra.
Điều 93. Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện quốc gia trong quá trình tính toán nhu cầu dịch vụ phụ trợ và đánh giá an ninh hệ thống điện, đảm bảo an ninh cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia.
2. Trong quá trình xây dựng phương pháp tính toán công suất và điện năng dự phòng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải bảo đảm thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Xác định công suất dự phòng hợp lý
- Công suất dự phòng là hiệu số giữa tổng công suất phát khả dụng dự báo của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện và nhu cầu công suất cực đại dự báo của phụ tải hệ thống điện trong cùng thời điểm;
- Công suất dự phòng tối ưu đạt được khi chi phí biên của điện năng thiếu hụt do sự cố nguồn điện, sự biến động về nhiên liệu sơ cấp và sự tăng đột biến của phụ tải bằng với chi phí biên khi phải huy động dự phòng khởi động nhanh để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt đó;
- Công suất dự phòng hợp lý là công suất dự phòng tối ưu có tính đến những yếu tố biến động phụ tải điện và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống điện.
b) Xác định điện năng dự phòng hợp lý
- Điện năng dự phòng là hiệu số giữa tổng điện năng khả dụng dự báo của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện và nhu cầu điện năng dự báo của phụ tải hệ thống điện trong cùng thời điểm;
- Điện năng dự phòng tối ưu đạt được khi chi phí biên của lượng điện năng thiếu hụt do sự cố nguồn điện, sự biến động về nhiên liệu sơ cấp và sự tăng đột biến của phụ tải bằng với chi phí biên khi phải huy động dịch vụ dự phòng vận hành phải phát để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt đó;
- Điện năng dự phòng hợp lý là điện năng dự phòng tối ưu có tính đến những yếu tố biến động phụ tải điện và các ràng buộc tổ máy phát điện trong hệ thống điện;
3. Các yếu tố đầu vào sử dụng khi tính toán công suất và điện năng dự phòng cho những trường hợp sau:
a) Tính toán công suất dự phòng phục vụ lập kế hoạch huy động dự phòng khởi động nhanh, bao gồm:
- Công suất phát đăng ký của các tổ máy phát điện của nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện dài hạn;
- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;
- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng công suất khả dụng của nguồn điện và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (Value Of Lost Load - VOLL).
b) Tính toán công suất dự phòng phục vụ lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải phụ tải điện, bao gồm:
- Công suất phát khả dụng công bố của tổ máy phát điện của các nhà máy điện;
- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;
- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng công suất khả dụng của nguồn điện và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (VOLL).
c) Tính toán điện năng dự phòng phục vụ lập kế hoạch huy động dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, bao gồm:
- Công suất đăng ký của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện dài hạn hoặc hợp đồng dịch vụ dự phòng khởi động nhanh với suất sự cố tương ứng;
- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;
- Dự báo biến động sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện căn cứ vào số liệu quá khứ hoặc số liệu thủy văn thực tế;
- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng điện năng khả dụng và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (VOLL).
d) Tính toán điện năng dự phòng phục vụ lập kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện và sa thải phụ tải điện, bao gồm:
- Điện năng công bố của các tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện trong từng giai đoạn;
- Suất sự cố của mỗi tổ máy phát điện được xác định căn cứ trên số liệu thống kê hoặc giá trị tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho loại tổ máy phát điện đó;
- Dự báo biến động sản lượng điện năng của các nhà máy thủy điện căn cứ vào số liệu quá khứ hoặc số liệu thủy văn thực tế;
- Dự báo nhu cầu phụ tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định tại Chương III Thông tư này;
- Chi phí thiếu hụt điện năng được xác định bằng phương pháp xác suất thống kê trong trường hợp nhu cầu phụ tải điện lớn hơn tổng điện năng khả dụng và tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chi phí mất tải ngoài dự kiến (VOLL).
4. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán xác định công suất và điện năng dự phòng trên cơ sở đảm bảo dự phòng công suất, điện năng hợp lý và quy định tại Điều này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực để thông qua, làm cơ sở vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện quốc gia.
5. Trong quá trình đánh giá, thông qua công suất và điện năng dự phòng, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lấy ý kiến từ các bên liên quan đối với các nội dung sau:
a) Tác động ảnh hưởng của chi phí mua bán dịch vụ phụ trợ;
b) Tác động ảnh hưởng tới các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện;
c) Tác động ảnh hưởng tới chất lượng cung cấp điện;
d) Đánh giá tương quan chi phí cung cấp điện và chất lượng cung cấp điện.
Điều 94. Đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn
1. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện năm.
2. Tháng 6 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố đánh giá an ninh hệ thống điện cho 12 tháng tới.
3. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố đánh giá an ninh hệ thống điện tháng.
4. Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố đánh giá an ninh hệ thống điện tuần.
5. Các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống trung hạn bao gồm:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện tiêu thụ;
b) Biểu đồ phụ tải điển hình từng tuần của hệ thống điện quốc gia và ba miền;
c) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện;
d) Điện năng đảm bảo tuần của các hồ chứa thủy điện đã phê duyệt;
đ) Suất sự cố của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;
e) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống điện quốc gia;
g) Các ràng buộc của lưới điện.
6. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn bao gồm:
a) Dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Công suất khả dụng hàng tuần của tổ máy phát điện;
c) Các ràng buộc năng lượng hàng tuần (nếu có) của tổ máy phát điện. Những thông tin này phải cung cấp theo mẫu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện.
7. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải và các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Trường hợp kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo các thay đổi, ràng buộc của lưới điện truyền tải cho các Đơn vị phát điện.
8. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân phối.
9. Các thông tin do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn bao gồm:
a) Tổng công suất và điện năng khả dụng có tính đến các ràng buộc năng lượng của tổ máy phát điện, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải và tổ máy phát điện;
b) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống điện quốc gia;
c) Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện quốc gia;
d) Dự kiến các ràng buộc trên lưới điện truyền tải;
đ) Cảnh báo về suy giảm an ninh cung cấp điện (nếu có).
10. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy công suất và điện năng dự phòng thấp hơn mức dự phòng được phê duyệt quy định tại Điều 93 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.
11. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch sửa đổi trong thời hạn 07 ngày.
12. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và cập nhật thường xuyên về đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn. Khi các mức công suất, điện năng dự phòng và an ninh hệ thống điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa sửa đổi.
Điều 95. Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn
1. Thời gian quy định cho đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn là 14 ngày tới kể từ 24h00 của ngày công bố đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn cho đến 24h00 của ngày thứ 14 kế tiếp, đơn vị thời gian tính toán là giờ.
2. Hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn.
3. Các thông tin đầu vào cho đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn gồm:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và ba miền, bao gồm cả công suất cực đại và sản lượng điện tiêu thụ;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện;
c) Suất sự cố của các tổ máy phát điện và lưới điện truyền tải;
d) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ của hệ thống quốc gia;
đ) Các ràng buộc trên lưới điện.
4. Đơn vị phát điện phải cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin đầu vào phục vụ đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn gồm:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị;
b) Công suất khả dụng của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;
c) Công suất công bố của tổ máy phát điện cho từng chu kỳ giao dịch;
d) Thời gian khởi động và ngừng máy đối với tổ máy khởi động chậm;
đ) Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy phát điện.
5. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải. Trong trường hợp kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải có ảnh hưởng đến khả năng phát điện của các tổ máy phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền điều chỉnh khả năng phát điện của các tổ máy phát điện và thông báo cho các Đơn vị phát điện biết các điều chỉnh và ràng buộc trên lưới điện truyền tải.
6. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm nút trạm biến áp 110 kV trên lưới điện phân phối.
7. Các thông tin do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn bao gồm:
a) Tổng công suất và điện năng khả dụng hệ thống điện có tính đến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải;
b) Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;
c) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ;
d) Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện;
đ) Dự kiến các ràng buộc trên lưới điện truyền tải;
e) Cảnh báo về suy giảm an ninh cung cấp điện (nếu có).
8. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận thấy mức công suất, điện năng dự phòng hoặc an ninh hệ thống điện cục bộ không đảm bảo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phát điện.
9. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện từ chối việc thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị, các đơn vị chịu ảnh hưởng có quyền đề xuất Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kế hoạch thay thế trong thời hạn 07 ngày kể từ thời điểm nhận được thông báo từ chối thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa.
10. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải duy trì cập nhật về đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn. Nếu các mức công suất, điện năng dự phòng và an ninh hệ thống điện cục bộ được đáp ứng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thay thế.
Chương VIII
ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
Điều 96. Yêu cầu chung
1. Định kỳ hàng tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia, lưới điện truyền tải và việc thực hiện các tiêu chuẩn chất lượng vận hành.
2. Các chỉ số thực hiện được quy định trong Chương này là một trong những chỉ số để Cục Điều tiết điện lực đánh giá chất lượng điều độ, vận hành hệ thống điện truyền tải của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp, chỉ số thực hiện của năm (N+1) kém hơn chỉ số thực hiện năm (N), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo giải trình và thực hiện các giải pháp để cải thiện chỉ số thực hiện cho các năm tiếp theo.
Điều 97. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
Định kỳ hàng tháng, hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện các chỉ số thực hiện sau:
1. Số lần tần số hệ thống điện quốc gia vượt ra ngoài dải tần số cho phép và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường trong các trường hợp sự cố theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.
2. Chỉ số sẵn sàng của lưới điện, chỉ số độ lệch điện áp (Voltage Deviation Index), chỉ số độ lệch tần số (Frequency Deviation Index).
3. Tổng chi phí hàng tháng cho các loại dịch vụ phụ trợ.
4. Công suất huy động và thời gian huy động thực tế của từng loại dịch vụ phụ trợ.
5. Số lần và khoảng thời gian khi các loại dịch vụ phụ trợ không đáp ứng các yêu cầu về công suất và điện năng dự phòng được quy định tại Điều 93 Thông tư này.
6. Sai số dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày so với phụ tải điện thực tế.
Điều 98. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị truyền tải điện
1. Định kỳ hàng tháng, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:
a) Thống kê tình trạng quá tải của các thiết bị trên lưới điện truyền tải (mức độ quá tải, thời gian quá tải);
b) Thống kê tình trạng cắt điện trong lưới điện truyền tải bao gồm:
- Số lần ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch;
- Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc việc ngừng, giảm cung cấp điện.
c) Thống kê các thanh cái trong lưới điện truyền tải có điện áp không đạt tiêu chuẩn quy định tại Điều 6 Thông tư này, bao gồm:
- Thống kê tình trạng quá áp, thấp áp so với quy định tại Điều 6 Thông tư này;
- Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc của mỗi lần vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Điện áp cao nhất và thấp nhất khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp;
- Các sự kiện bất thường khi có vi phạm tiêu chuẩn điện áp.
d) Các nội dung về độ tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư này;
đ) Tổn thất điện năng hàng tháng trên lưới điện truyền tải theo từng cấp điện áp;
e) Danh sách các sự cố dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải được quy định tại Chương II Thông tư này. Báo cáo giải trình nguyên nhân vi phạm và những đề xuất thay đổi để đạt được các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành.
2. Định kỳ hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các chỉ số thực hiện sau:
a) Tỷ lệ đầu tư xây dựng theo từng cấp điện áp so với kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng năm đã được duyệt;
b) Tổng số các thiết bị trên lưới điện truyền tải bị quá tải trong năm;
c) Tổng số lần ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và không có kế hoạch ở các đường dây truyền tải và máy biến áp;
d) Tổng số lần và tổng thời gian vi phạm tiêu chuẩn điện áp quy định tại Điều 6 Thông tư này;
đ) Các nội dung về độ tin cậy của lưới điện truyền tải được quy định tại Điều 14 Thông tư này;
e) Tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải và theo từng cấp điện áp;
g) Tổng số các sự cố bất thường dẫn tới việc vi phạm các tiêu chuẩn vận hành lưới điện truyền tải.
Chương IX
GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Điều 99. Giải quyết tranh chấp
1. Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị tranh chấp có thể tự giải quyết trên cơ sở thỏa thuận trong thời hạn 60 ngày.
2. Hết thời hạn được quy định tại Khoản 1 Điều này mà không tự giải quyết được thì các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định của pháp luật.
3. Quyết định giải quyết tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực có hiệu lực chung thẩm trừ các nội dung tranh chấp có liên quan đến thỏa thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.
Điều 100. Xử lý vi phạm
1. Mọi tổ chức, cá nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực về hành vi vi phạm quy định tại Thông tư này.
2. Trình báo về hành vi vi phạm phải có các thông tin sau:
a) Ngày, tháng, năm trình báo;
b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;
c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;
d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;
đ) Lý do biết hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có);
e) Các thông tin khác có liên quan (nếu có).
Mẫu trình báo được quy định tại Trình tự xác minh và xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực thuộc thẩm quyền của Thủ trưởng Cơ quan Điều tiết điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
3. Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm trong quá trình xác minh và xử lý vi phạm.
Chương X
TỔ CHỨC THỰC HIỆN
Điều 101. Tổ chức thực hiện
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu đấu nối và phương pháp dự báo công suất, điện năng phát của các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió đấu nối vào lưới điện truyền tải, phù hợp với các quy định tại Thông tư này và đặc tính công nghệ, kỹ thuật của các nhà máy điện.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này. Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày ban hành Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các Quy trình, Quy định kỹ thuật để hướng dẫn thực hiện Thông tư này, bao gồm:
a) Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia;
b) Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia;
c) Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn;
d) Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia;
đ) Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ;
e) Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp;
g) Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA;
h) Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm;
i) Quy trình sa thải phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia.
4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm xây dựng kế hoạch để đầu tư, nâng cấp và cải tạo lưới điện, thiết bị điện trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu trong vận hành quy định tại Thông tư này.
Điều 102. Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017. Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trường hợp đã có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 01 tháng 6 năm 2010 có nội dung khác với quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải hoặc được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà có nội dung khác với một số nội dung mới được quy định tại Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.
3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.
|
Nơi nhận: |
BỘ TRƯỞNG |
关系图
点击文件即可打开。红色边框＝改变效力的关系。