)NHỮNG QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 7.3.LQ.1. Phạm vi điều chỉnh
Luật này quy định về quy hoạch và đầu tư phát triển điện lực; tiết kiệm điện; thị trường điện lực; quyền và nghĩa vụ của tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực và sử dụng điện; bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện)
Điều 7.3.LQ.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Luật này áp dụng đối với tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực, sử dụng điện hoặc có các hoạt động khác liên quan đến điện lực tại Việt Nam. Trường hợp điều ước quốc tế mà nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam ký kết hoặc gia nhập có quy định khác với quy định của Luật này thì áp dụng quy định của điều ước quốc tế đó.
Điều 7.3.NĐ.1.1. Phạm vi điều chỉnh
Nghị định này quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực về quy hoạch và đầu tư phát triển điện lực; quản lý nhu cầu điện; mua bán điện; giá điện; giấy phép hoạt động điện lực; điều tiết hoạt động điện lực; kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện.
Điều 7.3.TT.35.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về trình tự, thủ tục cấp giấy phép hoạt động điện lực, thời hạn của giấy phép hoạt động điện lực trong các lĩnh vực sau đây:
1. Tư vấn chuyên ngành điện lực, bao gồm:
a) Tư vấn thiết kế công trình: Thủy điện, điện gió, điện mặt trời, nhiệt điện (than, khí, dầu, sinh khối, chất thải rắn), đường dây và trạm biến áp;
b) Tư vấn giám sát thi công công trình: Thủy điện, điện gió, điện mặt trời, nhiệt điện (than, khí, dầu, sinh khối, chất thải rắn), đường dây và trạm biến áp.
2. Phát điện.
3. Truyền tải điện.
4. Phân phối điện.
5. Bán buôn điện.
6. Bán lẻ điện.
Điều 7.3.NĐ.2.1. Phạm vi điều chỉnh, đối tượng áp dụng
(Điều 1 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Nghị định này quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực về an toàn điện, bao gồm an toàn trong phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, sử dụng điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ và về bồi thường, hỗ trợ khi xây dựng, cải tạo, sửa chữa, quản lý vận hành lưới điện cao áp.
2. Nghị định này áp dụng đối với tổ chức, cá nhân tham gia hoạt động điện lực, sử dụng điện hoặc có các hoạt động khác liên quan đến điện lực tại Việt Nam. Trường hợp điều ước quốc tế mà nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam ký kết hoặc gia nhập có quy định khác với quy định của Nghị định này thì áp dụng quy định của điều ước quốc tế đó.
Điều 7.3.QĐ.4.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Quyết định này quy định về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam.
2. Đối tượng điều chỉnh của Quyết định này gồm các tổ chức tham gia các hoạt động điện lực có liên quan đến phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam.
Điều 7.3.QĐ.5.1. Phạm vi điều chỉnh
Quyết định này quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam.
Điều 7.3.QĐ.5.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Quyết định này áp dụng đối với các đối tượng tham gia thị trường điện lực.
Điều 7.3.QĐ.6.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
(Điều 1 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
1. Quyết định này quy định về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án phát điện sử dụng năng lượng sinh khối tại Việt Nam.
2. Đối tượng áp dụng của Quyết định này gồm các tổ chức, cá nhân tham gia các hoạt động điện lực có liên quan đến phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam.
Điều 7.3.QĐ.7.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Quyết định này quy định về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn tại Việt Nam.
2. Đối tượng áp dụng của Quyết định này gồm các tổ chức, cá nhân tham gia các hoạt động điện lực có liên quan đến phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn tại Việt Nam.
Điều 7.3.QĐ.9.1. Phạm vi điều chỉnh
Quyết định này quy định về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam.
Điều 7.3.QĐ.9.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
Đối tượng áp dụng của Quyết định này gồm các tổ chức, cá nhân tham gia phát triển điện mặt trời tại Việt Nam và các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.2.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định trình tự, thủ tục giải quyết các tranh chấp trên thị trường điện lực sau đây:
1. Tranh chấp liên quan đến Hợp đồng mua bán điện, Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa các đơn vị điện lực, trừ các hợp đồng có yếu tố nước ngoài.
2. Tranh chấp khác trong hoạt động phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện, điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực.
Điều 7.3.TT.2.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
1. Các đơn vị điện lực.
2. Tổ chức, cá nhân cho rằng quyền và lợi ích hợp pháp bị đơn vị điện lực xâm phạm.
3. Cơ quan giải quyết tranh chấp.
Điều 7.3.TT.4.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định:
1. Phương pháp, trình tự, thủ tục phân bổ điện năng và công suất cho các tổng công ty điện lực, các công ty điện lực cấp tỉnh khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện.
2. Nội dung, trình tự, thủ tục lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện.
Điều 7.3.TT.4.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia.
3. Tổng công ty điện lực.
4. Công ty điện lực cấp tỉnh.
5. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
6. Khách hàng sử dụng điện.
7. Các tổ chức, cá nhân có liên quan.
Điều 7.3.TT.5.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định một số nội dung về quản lý quy hoạch thủy điện, quản lý đầu tư xây dựng dự án thủy điện và quản lý vận hành khai thác công trình thủy điện trên lãnh thổ Việt Nam.
2. Thông tư này áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân tham gia các hoạt động liên quan đến quy hoạch thủy điện, đầu tư xây dựng dự án thủy điện và vận hành khai thác công trình thủy điện trên lãnh thổ Việt Nam.
Điều 7.3.TT.7.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định các điều kiện ngừng, giảm mức cung cấp điện; trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện trong hoạt động điện lực.
Điều 7.3.TT.7.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Tổng công ty Điện lực.
3. Công ty Điện lực (thuộc Tổng công ty Điện lực).
4. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
5. Khách hàng sử dụng điện.
6. Tổ chức, cá nhân có liên quan.
Điều 7.3.TL.2.1. Phạm vi điều chỉnh, đối tượng áp dụng
1. Thông tư liên tịch này quy định về việc giao nhận tài sản lưới điện hạ áp nông thôn (LĐHANT) bao gồm: phương pháp xác định giá trị tài sản LĐHANT trong giao nhận; hồ sơ giao nhận; trình tự giao nhận; phương thức hoàn trả vốn; nguồn vốn hoàn trả và trách nhiệm của các bên có liên quan trong giao nhận tài sản LĐHANT.
2. Thông tư liên tịch này áp dụng đối với các chủ sở hữu tài sản LĐHANT(sau đây gọi tắt là Bên Giao), các Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hoặc các Công ty Điện lực được các Tổng công ty Điện lực ủy quyền (sau đây gọi tắt là Bên Nhận); Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các tổ chức, cá nhân có liên quan đến hoạt động giao nhận và hoàn trả vốn đầu tư công trình LĐHANT theo hướng dẫn tại Thông tư liên tịch này.
3. Đối tượng bàn giao là các công trình LĐHANT đã có Quyết định phê duyệt đầu tư của cấp có thẩm quyền trước ngày có hiệu lực (ngày 12 tháng 02 năm 2009) của Quyết định số 21/2009/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 12 tháng 02 năm 2009 về giá bán điện năm 2009 và các năm 2010 - 2012 theo cơ chế thị trường. Các công trình LĐHANT được đầu tư sau ngày 12 tháng 02 năm 2009 nếu chủ sở hữu tài sản LĐHANT có nhu cầu bàn giao cho các đơn vị thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam thì do hai bên tự thỏa thuận việc giao nhận theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.8.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về:
1. Nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương.
2. Nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương.
3. Trách nhiệm quản lý và giám sát thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực các cấp.
Điều 7.3.TT.8.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Thông tư này áp dụng cho các đối tượng sau:
1. Cơ quan nhà nước có thẩm quyền chịu trách nhiệm tổ chức lập, thẩm định, phê duyệt và quản lý thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực các cấp.
2. Đơn vị tư vấn lập Quy hoạch phát triển điện lực các cấp.
3. Chủ đầu tư các dự án nguồn điện, truyền tải và phân phối điện.
4. Các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị phân phối điện.
Điều 7.3.TT.9.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định việc thực hiện mua, bán công suất phản kháng theo quy định tại khoản 3, khoản 4 Điều 15 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực (sau đây viết tắt là Nghị định số 137/2013/NĐ-CP).
2. Thông tư này áp dụng cho các tổ chức, cá nhân mua bán điện từ hệ thống điện quốc gia và các tổ chức, cá nhân có liên quan.
Điều 7.3.TT.11.1. Phạm vi điều chỉnh
1. Thông tư này quy định nguyên tắc và trình tự thực hiện xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia nhằm nhanh chóng loại trừ sự cố, khôi phục lại chế độ làm việc bình thường của hệ thống điện quốc gia.
2. Trường hợp mua bán điện qua biên giới, việc xử lý sự cố đường dây liên kết được thực hiện theo thỏa thuận điều độ đã ký kết.
Điều 7.3.TT.11.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia (Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia).
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị truyền tải điện.
4. Đơn vị phân phối điện.
5. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
6. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.
7. Nhân viên vận hành của các đơn vị.
8. Các tổ chức, cá nhân có liên quan khác.
Điều 7.3.TT.12.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định chi tiết một số nội dung về an toàn điện bao gồm: Huấn luyện an toàn, xếp bậc và cấp thẻ an toàn điện; nối đất kết cấu kim loại của nhà ở, công trình trong và liền kề hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không đối với điện áp từ 220 kV trở lên phòng tránh điện cảm ứng; biển báo an toàn điện; thỏa thuận khi xây dựng nhà ở, công trình trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không, chế độ báo cáo tai nạn điện và các vi phạm đối với hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.
Điều 7.3.TT.12.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
Thông tư này áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân có hoạt động điện lực và sử dụng điện trên lãnh thổ Việt Nam, các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.13.1. Phạm vi điều chỉnh
1. Thông tư này quy định về:
a) Phân cấp điều độ trong hệ thống điện quốc gia;
b) Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân tham gia vào công tác điều độ và vận hành hệ thống điện quốc gia;
c) Lập và phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện;
d) Điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia thời gian thực;
đ) Nhiệm vụ các bộ phận tham gia công tác điều độ hệ thống điện quốc gia; vận hành nhà máy điện, trạm điện, lưới điện và trung tâm điều khiển;
e) Đào tạo các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia.
2. Trong trường hợp mua bán điện qua biên giới, công tác điều độ vận hành đường dây liên kết được thực hiện theo thỏa thuận điều độ đã được ký kết.
Điều 7.3.TT.13.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
3. Đơn vị phát điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị phân phối điện.
6. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
7. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.
8. Nhân viên vận hành của các đơn vị.
9. Các tổ chức, cá nhân có liên quan khác.
Điều 7.3.TT.14.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt:
1. Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực (sau đây viết tắt là Quy hoạch TTĐL) có từ hai nhà máy nhiệt điện trở lên, sử dụng nhiên liệu than, dầu, khí.
2. Điều chỉnh Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực.
Điều 7.3.TT.14.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
Thông tư này áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân liên quan đến việc lập, thẩm định, phê duyệt:
1. Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực.
2. Điều chỉnh Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực.
Điều 7.3.TT.15.1. Phạm vi điều chỉnh
1. Thông tư này quy định trình tự thực hiện thao tác; các thao tác cơ bản của thiết bị điện của nhà máy điện, trạm điện, lưới điện có điện áp từ 01 kV trở lên trong chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia; quy định đánh số thiết bị điện của nhà máy điện, trạm điện, lưới điện có điện áp từ 01 kV trở lên.
2. Thao tác các thiết bị điện của nhà máy điện, trạm điện, lưới điện trong chế độ sự cố thực hiện theo Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trong trường hợp mua bán điện qua biên giới, việc thao tác thiết bị của đường dây liên kết được thực hiện theo thỏa thuận điều độ được ký kết giữa các bên.
Điều 7.3.TT.15.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị truyền tải điện.
4. Đơn vị phân phối điện.
5. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
6. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.
7. Nhân viên vận hành của các đơn vị.
8. Các tổ chức, cá nhân có liên quan khác.
Điều 7.3.TT.17.1. Phạm vi điều chỉnh
1. Thông tư này quy định hồ sơ đề nghị và trình tự thực hiện thẩm định, phê duyệt chủ trương mua, bán điện với nước ngoài đối với từng dự án xuất, nhập khẩu điện.
2. Trường hợp mua điện trực tiếp với nước ngoài của khách hàng sử dụng điện ở khu vực biên giới quy định tại Khoản 2 Điều 22 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực không thuộc phạm vi điều chỉnh của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.17.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 09/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/07/2015)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực xuất, nhập khẩu điện.
Điều 7.3.TT.18.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định về trình tự, thủ tục đầu tư dự án nhà máy nhiệt điện theo hình thức hợp đồng Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (sau đây gọi tắt là BOT) trên lãnh thổ Việt Nam.
2. Đối tượng áp dụng của Thông tư này gồm các tổ chức, cá nhân tham gia các hoạt động liên quan đến việc đầu tư dự án nhà máy nhiệt điện theo hình thức hợp đồng BOT.
Điều 7.3.TT.19.1. Phạm vi điều chỉnh
1. Thông tư này quy định phương pháp xác định mức chi phí lập, thẩm định, công bố, điều chỉnh và quản lý Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và Quy hoạch phát triển thủy điện vừa và nhỏ (sau đây gọi tắt là Quy hoạch) sử dụng nguồn vốn ngân sách Nhà nước.
2. Việc xác định chi phí lập, thẩm định, công bố, điều chỉnh và quản lý Quy hoạch sử dụng nguồn vốn hợp pháp khác được khuyến khích áp dụng các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.19.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
Thông tư này áp dụng đối với các cơ quan, tổ chức, cá nhân có liên quan tới việc lập, thẩm định, công bố, điều chỉnh và quản lý Quy hoạch.
Điều 7.3.TT.20.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về phát triển dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới tại Việt Nam (sau đây gọi là Hợp đồng mua bán điện mẫu).
Điều 7.3.TT.20.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
1. Chủ đầu tư dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới.
2. Đơn vị quản lý và vận hành các công trình phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới.
3. Bên mua điện.
4. Các tổ chức phát triển dự án phát điện sử dụng chất thải rắn để kinh doanh điện.
5. Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.21.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về kiểm định an toàn kỹ thuật các thiết bị, dụng cụ điện trước khi đưa vào sử dụng và trong quá trình sử dụng, vận hành.
Điều 7.3.TT.21.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017)
Thông tư này áp dụng đối với:
1. Tổ chức, cá nhân sử dụng, vận hành các thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định an toàn kỹ thuật;
2. Tổ chức kiểm định;
3. Tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.22.1. Phạm vi điều chỉnh
(Điều 1 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Thông tư này quy định về:
1. Các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện.
3. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối.
4. Điều kiện, yêu cầu kỹ thuật và thủ tục đấu nối vào lưới điện phân phối.
5. Vận hành hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
1. Đơn vị phân phối điện.
2. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
3. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối.
6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
7. Tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.23.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về đo đếm điện năng trong phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện và bán lẻ điện, bao gồm các nội dung sau:
1. Yêu cầu đối với Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm.
2. Trách nhiệm của các đơn vị trong đo đếm điện năng.
3. Trình tự thoả thuận thiết kế kỹ thuật, đầu tư, lắp đặt, nghiệm thu Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
4. Quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm.
5. Thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng.
6. Quy định chung về giao nhận điện năng.
Điều 7.3.TT.23.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
1. Đơn vị phát điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia).
3. Đơn vị bán buôn điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị phân phối điện.
6. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
7. Đơn vị cung cấp dịch vụ liên quan đến đo đếm điện năng, bao gồm:
a) Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
b) Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
8. Khách hàng sử dụng điện.
9. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 7.3.TT.24.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về phát triển dự án điện sinh khối, Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối (sau đây gọi là Hợp đồng mua bán điện mẫu).
Điều 7.3.TT.24.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
Thông tư này áp dụng đối với:
1. Chủ đầu tư dự án điện sinh khối;
2. Đơn vị quản lý và vận hành các công trình điện sinh khối;
3. Bên mua điện;
4. Các tổ chức phát triển dự án điện sinh khối để kinh doanh điện;
5. Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.25.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định một số nội dung về rút ngắn thời gian tiếp cận điện năng, bao gồm:
a) Sửa đổi, bổ sung một số điều liên quan đến quy trình thực hiện tiếp cận điện năng quy định tại Thông tư số 43/2013/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2013 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực (sau đây viết là Thông tư số 43/2013/TT-BCT).
b) Quy định trách nhiệm của Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương trong việc triển khai thực hiện các nội dung về rút ngắn thời gian tiếp cận điện năng.
2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
a) Khách hàng sử dụng điện có đề nghị đấu nối vào lưới điện phân phối;
b) Đơn vị phân phối điện;
c) Đơn vị phân phối điện và bán lẻ điện;
d) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
đ) Các cơ quan, tổ chức, cá nhân có liên quan.
Điều 7.3.TT.26.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về:
1. Các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện truyền tải.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện.
3. Lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải.
4. Điều kiện, yêu cầu kỹ thuật và trình tự đấu nối vào lưới điện truyền tải.
5. Đánh giá an ninh hệ thống điện.
6. Vận hành hệ thống điện truyền tải.
Điều 7.3.TT.26.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Thông tư này áp dụng cho các đối tượng sau đây:
a) Đơn vị truyền tải điện;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Đơn vị bán buôn điện;
d) Đơn vị phân phối điện;
đ) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
e) Đơn vị phát điện;
g) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
h) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
i) Tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải và các yêu cầu khác có liên quan quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.27.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về nội dung cam kết phát triển dự án các dự án nhà máy điện có công suất từ 30 MW trở lên đầu tư theo hình thức PPP và các dự án nhà máy điện có công suất từ 30 MW trở lên đầu tư không theo hình thức PPP do nhà đầu tư trong nước hoặc nhà đầu tư nước ngoài hoặc tổ chức kinh tế có vốn đầu tư nước ngoài thực hiện; cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện không thực hiện đúng tiến độ cam kết.
Điều 7.3.TT.27.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Thông tư này áp dụng đối với:
1. Nhà đầu tư dự án nhà máy điện có công suất từ 30 MW trở lên đầu tư trên lãnh thổ Việt Nam.
2. Các cơ quan, tổ chức có liên quan đến hoạt động đầu tư và xây dựng nhà máy điện đầu tư trên lãnh thổ Việt Nam.
Điều 7.3.TT.28.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về nội dung, phương pháp và trình tự thực hiện nghiên cứu phụ tải điện của hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.28.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Đơn vị phân phối điện.
3. Tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.29.1. Phạm vi điều chỉnh
1. Thông tư này quy định nội dung, trình tự thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
2. Thông tư này không áp dụng đối với trường hợp ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp theo Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.29.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
Điều 7.3.TT.30.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về nguyên tắc và trách nhiệm của các cá nhân, đơn vị thực hiện khởi động đen để xử lý sự cố rã lưới nhằm khôi phục lại chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.30.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
Đơn vị phát điện.
Đơn vị truyền tải điện.
Đơn vị phân phối điện.
Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
Đơn vị cung cấp dịch vụ viễn thông điện lực.
Nhân viên vận hành của các đơn vị.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Tổ chức, cá nhân khác có pên quan.
Điều 7.3.TT.32.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về:
1. Vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.
2. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.TT.32.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị mua buôn điện.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 7.3.TT.33.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định về việc thực hiện phát triển dự án điện gió và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió tại Việt Nam (sau đây gọi là Hợp đồng mua bán điện mẫu).
2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau:
a) Chủ đầu tư dự án điện gió;
b) Đơn vị quản lý và vận hành các công trình điện gió;
c) Bên mua điện;
d) Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.34.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện đối với đập có chiều cao từ 5 m trở lên hoặc hồ chứa có dung tích toàn bộ từ 50.000 m3 trở lên (sau đây gọi chung là đập, hồ chứa thủy điện) và an toàn cho vùng hạ du đập thủy điện.
Điều 7.3.TT.34.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Thông tư này áp dụng đối với:
1. Chủ sở hữu, tổ chức, cá nhân khai thác đập, hồ chứa thủy điện.
2. Tổ chức, cá nhân khác liên quan đến hoạt động quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện.
Điều 7.3.TT.35.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
Thông tư này áp dụng cho tổ chức, cá nhân tham gia hoạt động điện lực trong các lĩnh vực: Tư vấn chuyên ngành điện lực, phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện.
Điều 7.3.TT.36.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về:
1. Tiêu chuẩn, nhiệm vụ và quyền hạn của Kiểm tra viên điện lực.
2. Kiểm tra hoạt động điện lực trong các lĩnh vực: Tư vấn chuyên ngành điện lực, phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện; kiểm tra việc thực hiện các quy định của pháp luật về sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện.
3. Phương pháp xác định sản lượng điện trộm cắp, số lợi bất hợp pháp có được từ hành vi trộm cắp điện để trả lại cho tổ chức, cá nhân bị chiếm đoạt, bồi thường thiệt hại và cách thức tổ chức thực hiện, thi hành hình thức xử phạt và biện pháp khắc phục hậu quả đối với hành vi trộm cắp điện.
4. Giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.TT.36.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Các tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực: Tư vấn chuyên ngành điện lực, phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện.
2. Các tổ chức, cá nhân sử dụng điện.
3. Kiểm tra viên điện lực và các cá nhân tham gia công tác kiểm tra hoạt động điện lực, sử dụng điện và bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện.
4. Người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực được quy định tại Điều 33 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (sau đây viết tắt là Nghị định số 134/2013/NĐ-CP), đã được sửa đổi, bổ sung tại khoản 38 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP ngày 31 tháng 01 năm 2022 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của các nghị định quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực hóa chất và vật liệu nổ công nghiệp; điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả; hoạt động thương mại, sản xuất, buôn bán hàng giả, hàng cấm và bảo vệ quyền lợi người tiêu dùng; hoạt động dầu khí, kinh doanh xăng dầu và khí (sau đây viết tắt là Nghị định số 17/2022/NĐ-CP).
5. Cơ quan, tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.37.1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này hướng dẫn một số nội dung của hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt và ban hành hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt theo mẫu.
Điều 7.3.TT.37.2. Đối tượng áp dụng
(Điều 2 Thông tư số 16/2023/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/10/2023)
1. Đơn vị bán lẻ điện (sau đây viết tắt là Bên bán điện).
2. Khách hàng sử dụng điện phục vụ mục đích sinh hoạt (sau đây viết tắt là Bên mua điện).
3. Cơ quan, tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 7.3.LQ.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1, Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
Trong Luật này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Hoạt động điện lực là hoạt động của tổ chức, cá nhân trong các lĩnh vực quy hoạch, đầu tư phát triển điện lực, phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, điều độ hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện lực, bán buôn điện, bán lẻ điện, tư vấn chuyên ngành điện lực và những hoạt động khác có liên quan.
2. Đơn vị điện lực là tổ chức, cá nhân thực hiện hoạt động phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, điều độ hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện lực, bán buôn điện, bán lẻ điện, tư vấn chuyên ngành điện lực và những hoạt động khác có liên quan.
3. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, máy biến áp và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn điện. Lưới điện, theo mục đích sử dụng và quản lý vận hành, được phân biệt thành lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối.
4. Bán buôn điện là hoạt động bán điện của đơn vị điện lực này cho đơn vị điện lực khác để bán lại cho bên thứ ba.
5. Bán lẻ điện là hoạt động bán điện của đơn vị điện lực cho khách hàng sử dụng điện.
6. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
7. Khách hàng sử dụng điện lớn là khách hàng sử dụng điện có công suất và sản lượng tiêu thụ lớn theo quy định của Bộ Công thương phù hợp với từng thời kỳ phát triển của hệ thống điện.
8. Biểu giá điện là bảng kê các mức giá và khung giá điện cụ thể áp dụng cho các đối tượng mua bán điện theo các điều kiện khác nhau.
9. Khung giá điện là phạm vi biên độ dao động cho phép của giá điện giữa giá thấp nhất (giá sàn) và giá cao nhất (giá trần).
10. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
11. Điều tiết điện lực là tác động của Nhà nước vào các hoạt động điện lực và thị trường điện lực nhằm cung cấp điện an toàn, ổn định, chất lượng, sử dụng điện tiết kiệm, có hiệu quả và bảo đảm tính công bằng, minh bạch, đúng quy định của pháp luật.
12. Điều độ hệ thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy chuẩn kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
13. Điều hành giao dịch thị trường điện lực là hoạt động quản lý và điều phối các giao dịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường điện lực.
14. Thiết bị đo đếm điện là thiết bị đo công suất, điện năng, dòng điện, điện áp, tần số, hệ số công suất, bao gồm các loại công tơ, các loại đồng hồ đo điện và các thiết bị, phụ kiện kèm theo.
15. Trộm cắp điện là hành vi lấy điện trái phép không qua công tơ, tác động nhằm làm sai lệch chỉ số đo đếm của công tơ và các thiết bị điện khác có liên quan đến đo đếm điện, cố ý hoặc thông đồng ghi sai chỉ số công tơ và các hành vi lấy điện gian lận khác.
16. Công trình điện lực là tổ hợp các phương tiện, máy móc, thiết bị, kết cấu xây dựng phục vụ trực tiếp cho hoạt động phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, điều độ hệ thống điện, mua bán điện; hệ thống bảo vệ công trình điện lực; hành lang bảo vệ an toàn lưới điện; đất sử dụng cho công trình điện lực và công trình phụ trợ khác.
17. Giá bán buôn điện là giá bán điện của đơn vị điện lực này bán cho đơn vị điện lực khác để bán lại.
18. Giá bán lẻ điện là giá bán điện của đơn vị điện lực bán cho khách hàng sử dụng điện.
Điều 7.3.NĐ.2.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Trong Nghị định này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Lưới điện cao áp là lưới điện có điện áp danh định từ 1.000 V trở lên.
2. Khu dân cư là khu vực địa lý hiện có các hộ dân sinh sống tập trung hoặc đã được phê duyệt quy hoạch để các hộ dân chuyển đến sinh sống. Những khu vực địa lý không có các hộ dân sinh sống mặc dù có người hoặc phương tiện cơ giới qua lại, các vùng đồng ruộng, đồi trồng cây không được gọi là khu dân cư.( Bãi bỏ)
3. Nơi thường xuyên tập trung đông người gồm chợ, quảng trường, bệnh viện, trường học, nơi tổ chức hội chợ, triển lãm, trung tâm thương mại, khu vui chơi giải trí, bến tàu, bến xe, nhà ga và các công trình công cộng khác.
4. Trạng thái võng cực đại của dây dẫn điện là trạng thái tính toán dây dẫn khi đồng thời chịu tác động khắc nghiệt nhất của các yếu tố ảnh hưởng như dòng điện qua dây dẫn, nhiệt độ môi trường xung quanh, tải trọng gió.
5. Dây bọc là dây dẫn điện được bọc lớp cách điện có mức cách điện tối thiểu bằng điện áp pha của đường dây.
Điều 7.3.QĐ.4.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg. có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/11/2018)
Trong Quyết định này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị trực thuộc được ủy quyền.
2. Bên bán điện là doanh nghiệp sản xuất, vận hành kinh doanh bán điện từ các dự án điện gió.
3. Công trình điện gió là tổ hợp đồng bộ của các tua bin gió, máy phát điện, các thiết bị đồng bộ và kết cấu xây dựng khác sử dụng năng lượng gió để phát điện.
4. Dự án điện gió bao gồm một hoặc nhiều công trình điện gió.
5. Dự án điện gió nối lưới là dự án điện gió được xây dựng đấu nối vào lưới điện quốc gia để cung cấp một phần hoặc toàn bộ điện năng sản xuất.
6. Điểm đấu nối là vị trí mà đường dây của Bên bán điện đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua điện.
7. Điểm giao nhận điện là điểm đo đếm sản lượng điện bán ra của Bên bán điện.
8. Dự án điện gió không nối lưới là dự án điện gió xây dựng để cung cấp toàn bộ điện năng cho các hộ sử dụng trong khu vực, không đấu nối với lưới điện quốc gia.
9. Chủ đầu tư dự án điện gió là tổ chức thực hiện hoạt động đầu tư các dự án điện gió theo quy định của pháp luật Việt Nam.
10. Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió là hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành để áp dụng trong giao dịch mua bán điện được sản xuất từ dự án điện gió nối lưới giữa Bên bán điện và Bên mua điện.
11. Hạng mục chính của công trình điện gió bao gồm trụ gió, tua bin, máy phát điện và trạm biến áp.
12. Dự án điện gió trong đất liền là các dự án điện gió nối lưới có tuabin điện gió được xây dựng và vận hành trên đất liền và vùng đất ven biển có ranh giới ngoài là đường mép nước biển thấp nhất trung bình trong nhiều năm (18,6 năm).
13. Dự án điện gió trên biển là các dự án điện gió nối lưới có tuabin điện gió được xây dựng và vận hành nằm ngoài đường mép nước biển thấp nhất trung bình trong nhiều năm (18,6 năm) ra ngoài khơi.
14. Ngày vận hành thương mại là ngày một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió nối lưới sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện sau:
a) Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với một phần hoặc toàn bộ của nhà máy điện gió nối lưới và các trang thiết bị đấu nối;
b) Nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;
c) Bên bán điện và Bên mua điện chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.
Điều 7.3.QĐ.5.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Trong Quyết định này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Hệ thống SCADA/EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System) là hệ thống thu thập số liệu, giám sát, điều khiển, quản lý năng lượng trong vận hành hệ thống điện quốc gia.
2. Hệ thống SCADA/DMS (viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition/Distribution Management System) là hệ thống thu thập số liệu, giám sát, điều khiển, quản lý lưới điện trong vận hành hệ thống điện phân phối.
3. Hợp đồng song phương là văn bản thỏa thuận mua bán điện có thời hạn giữa bên mua điện và bên bán điện.
4. Thị trường điện giao ngay là thị trường mua, bán điện trong các chu kỳ giao dịch do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực thực hiện theo quy định của thị trường điện lực các cấp độ.
Điều 7.3.QĐ.6.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
Trong Quyết định này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền hoặc tổ chức tiếp nhận quyền và nghĩa vụ của các tổ chức nêu trên theo quy định của pháp luật.
2. Bên bán điện là các tổ chức, cá nhân tham gia hoạt động trong lĩnh vực phát điện từ các dự án điện sinh khối hoặc tổ chức, cá nhân tiếp nhận quyền và nghĩa vụ của các tổ chức, cá nhân nêu trên theo quy định của pháp luật.
3. Năng lượng sinh khối sử dụng để sản xuất điện bao gồm: Phụ phẩm, phế thải trong sản xuất nông nghiệp, chế biến nông lâm sản và các loại cây trồng khác có thể sử dụng làm nhiên liệu cho sản xuất điện.
4. Dự án điện sinh khối là dự án nhà máy phát điện chủ yếu sử dụng năng lượng sinh khối để sản xuất điện.
5. Dự án điện sinh khối nối lưới là dự án nhà máy điện sinh khối được xây dựng đấu nối vào lưới điện quốc gia để cung cấp một phần hoặc toàn bộ điện năng sản xuất lên lưới điện quốc gia.
6. Điểm đấu nối là vị trí mà đường dây của Bên bán điện đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua điện.
7. Điểm giao nhận điện là điểm đặt thiết bị đo đếm được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện để xác định sản lượng điện bán ra của Bên bán điện.
9. Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối nối lưới là hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành làm cơ sở cho việc áp dụng trong giao dịch mua bán điện được sản xuất từ dự án điện sinh khối nối lưới giữa Bên bán điện và Bên mua điện.
12. Hạng mục chính của dự án nhà máy điện sinh khối bao gồm lò hơi, tua bin, máy phát điện và trạm biến áp.
13. Dự án điện đồng phát nhiệt - điện là dự án điện sinh khối sản xuất và cung cấp đồng thời cả nhiệt năng và điện năng.
Điều 7.3.QĐ.7.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
Trong Quyết định này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền.
2. Bên bán điện là tổ chức, cá nhân có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện từ các nhà máy điện sử dụng chất thải rắn.
3. Chủ đầu tư dự án phát điện sử dụng chất thải rắn là tổ chức, cá nhân thực hiện hoạt động đầu tư các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định của pháp luật Việt Nam.
4. Chất thải rắn sử dụng để phát điện là chất thải ở thể rắn, được thải ra từ quá trình sản xuất, kinh doanh, dịch vụ, sinh hoạt hoặc các hoạt động khác, không chứa các chất thải nguy hại.
5. Dự án phát điện sử dụng chất thải rắn là dự án nhà máy phát điện sử dụng năng lượng chính từ chất thải rắn, được đốt trực tiếp hoặc đốt khí thu gom từ các bãi chôn lấp chất thải rắn để sản xuất điện, cung cấp một phần hoặc toàn bộ điện năng sản xuất lên lưới điện quốc gia.
6. Điểm đấu nối là vị trí mà đường dây của Bên bán điện đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua điện.
7. Điểm giao nhận điện là điểm đặt thiết bị đo đếm được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện để xác định sản lượng điện bán ra của Bên bán điện.
8. Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn là hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành làm cơ sở cho việc áp dụng trong giao dịch mua bán điện được sản xuất từ dự án phát điện sử dụng chất thải rắn giữa Bên bán điện và Bên mua điện.
Điều 7.3.QĐ.9.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
Trong Quyết định này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền hoặc tổ chức, cá nhân khác mua điện từ Bên bán điện hoặc tổ chức tiếp nhận quyền và nghĩa vụ của các tổ chức nêu trên theo quy định của pháp luật.
2. Bên bán điện là tổ chức, cá nhân tham gia hoạt động trong lĩnh vực phát triển từ các nhà máy hoặc hệ thống điện mặt trời hoặc tổ chức, cá nhân tiếp nhận quyền và nghĩa vụ của các tổ chức, cá nhân nêu trên theo quy định của pháp luật.
3. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện không thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam là đơn vị điện lực không thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ đơn vị phân phối điện để bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện.
4. Điện mặt trời là điện được sản xuất từ các tấm quang điện theo nguyên lý biến đổi từ quang năng thành điện năng.
5. Hệ thống điện mặt trời mái nhà là hệ thống điện mặt trời có các tấm quang điện được lắp đặt trên mái nhà của công trình xây dựng và có công suất không quá 01 MW, đấu nối trực tiếp hoặc gián tiếp vào lưới điện có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống của Bên mua điện.
6. Dự án điện mặt trời nối lưới là dự án điện mặt trời được đấu nối trực tiếp vào lưới điện quốc gia trừ quy định tại khoản 5 Điều này.
7. Dự án điện mặt trời nổi là dự án điện mặt trời nối lưới có các tấm quang điện được lắp đặt trên cấu trúc nổi trên mặt nước.
8. Dự án điện mặt trời mặt đất là dự án điện mặt trời nối lưới trừ các dự án quy định tại khoản 7 Điều này.
9. Ngày vận hành thương mại của dự án hoặc một phần dự án điện mặt trời nối lưới là ngày toàn bộ hoặc một phần công trình điện mặt trời sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện sau:
a) Hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với toàn bộ hoặc một phần công trình theo quy định;
b) Đã được cơ quan có thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;
c) Bên bán điện và Bên mua điện chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.
Điều 7.3.TT.2.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên yêu cầu là đơn vị điện lực, tổ chức, cá nhân đề nghị giải quyết tranh chấp khi cho rằng quyền và lợi ích của mình bị xâm phạm.
2. Bên bị yêu cầu là đơn vị điện lực bị Bên yêu cầu cho rằng đã xâm phạm quyền và lợi ích của Bên yêu cầu.
3. Cơ quan giải quyết tranh chấp là Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương.
Điều 7.3.TT.4.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Công suất cực đại đầu nguồn là công suất cực đại mà tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh nhận từ hệ thống điện quốc gia và nhập khẩu tại các vị trí đo đếm ranh giới.
2. Công suất khả dụng của hệ thống là tổng công suất khả dụng của toàn bộ các tổ máy phát điện trong hệ thống điện quy đổi về đầu cực máy phát và công suất điện nhập khẩu tại các vị trí đo đếm ranh giới trong một khoảng thời gian xác định.
3. Công suất phân bổ cho tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh là công suất cực đại mà các tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh được phép sử dụng trong khi hệ thống điện quốc gia thiếu công suất.
4. Công ty điện lực cấp tỉnh là công ty điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương.
5. Đánh giá an ninh hệ thống là việc đánh giá độ ổn định và an toàn cung cấp điện căn cứ theo cân bằng giữa công suất, điện năng khả dụng của hệ thống và phụ tải điện dự kiến của hệ thống có tính đến các ràng buộc trong hệ thống điện và yêu cầu dự phòng công suất trong một khoảng thời gian xác định.
6. Đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn là đánh giá an ninh hệ thống điện được thực hiện hàng ngày cho từng giờ của 14 ngày tiếp theo kể từ thời điểm đánh giá.
7. Đánh giá an ninh hệ thống trung hạn gồm đánh giá an ninh hệ thống điện năm được thực hiện hàng năm cho 52 tuần của năm tiếp theo và đánh giá an ninh hệ thống điện tuần được thực hiện hàng tuần cho 08 tuần tiếp theo kể từ thời điểm đánh giá.
8. Điện năng khả dụng của hệ thống là tổng sản lượng điện có thể phát được của toàn bộ các tổ máy phát điện trong hệ thống điện quy đổi về đầu cực máy phát và sản lượng điện nhập khẩu tại các vị trí đo đếm ranh giới tính theo năm, tháng, tuần, ngày .
9. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ các tổng công ty điện lực hoặc các công ty điện lực cấp tỉnh để bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện.
10. Hệ thống điện quốc gia thiếu công suất là trường hợp khi tỷ lệ dự phòng công suất của hệ thống điện vào các giờ cao điểm thấp hơn 3% và xuất hiện ít nhất ba (03) ngày trong một tuần.
11. Hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng là trường hợp điện năng khả dụng của hệ thống điện thấp hơn tổng nhu cầu điện năng dự báo của phụ tải hệ thống điện (bao gồm cả điện xuất khẩu) quy đổi về đầu cực máy phát.
12. Hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện là trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng hoặc thiếu công suất hoặc vừa thiếu điện năng, vừa thiếu công suất.
13. Sản lượng điện đầu nguồn là sản lượng điện mà tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh nhận từ hệ thống điện quốc gia tại các vị trí đo đếm ranh giới.
14. Sản lượng điện phân bổ theo tháng, tuần, ngày cho tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh là sản lượng điện lớn nhất mà các tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh được phép sử dụng trong tháng, tuần, ngày khi hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng phải thực hiện phân bổ sản lượng điện.
15. Tiết giảm điện là việc ngừng, giảm mức công suất, điện năng cung cấp cho các khách hàng sử dụng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện.
16. Tổng công ty điện lực miền là Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Miền Trung hoặc Miền Nam.
17. Tuần W là tuần hiện tại.
18. Tuần W - / +i là tuần trước hoặc sau tuần hiện tại i tuần.
19. Vị trí đo đếm ranh giới là vị trí đo đếm sản lượng điện giao nhận giữa tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh với hệ thống điện quốc gia và vị trí đo đếm sản lượng điện nhập khẩu của tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh.
Điều 7.3.TT.5.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quy hoạch bậc thang thủy điện: Là quy hoạch xác định các dự án thủy điện có thể đầu tư xây dựng với công suất lắp máy lớn hơn 30 MW trên một dòng sông hoặc hệ thống các dòng sông của một lưu vực sông.
2. Quy hoạch thủy điện nhỏ: Là quy hoạch xác định các dự án thủy điện có thể đầu tư xây dựng với công suất lắp máy đến 30 MW trên các sông, suối của lưu vực sông.
3. Quy hoạch thủy điện tích năng: Là quy hoạch xác định các vị trí có thể xây dựng được nhà máy thủy điện tích năng nhằm cung cấp công suất phủ đỉnh biểu đồ phụ tải của hệ thống điện quốc gia.
4. Dự án thủy điện đa mục tiêu là các dự án thủy điện ngoài nhiệm vụ chính là phát điện còn kết hợp nhiệm vụ điều tiết bổ sung lưu lượng về mùa kiệt và/hoặc cắt giảm lũ phục vụ phát triển kinh tế - xã hội của khu vực hạ du.
Điều 7.3.TT.7.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bến bán điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực (thuộc Tổng công ty Điện lực);
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
2. Bên mua điện là tổ chức, cá nhân mua điện để sử dụng hoặc để bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện, bao gồm:
a) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
b) Khách hàng sử dụng điện.
3. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện để bán điện cho khách hàng sử dụng điện.
4. Giảm mức cung cấp điện là việc giảm cung cấp công suất, sản lượng điện so với mức công suất, sản lượng đã thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký.
5. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
6. Khách hàng sử dụng điện quan trọng là khách hàng thuộc diện ưu tiên cấp điện khi bên bán điện thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện, được Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương xác định căn cứ vào tầm quan trọng về chính trị, xã hội, an ninh, quốc phòng.
7. Sự kiện bất khả kháng là sự kiện xảy ra một cách khách quan mà bên bán điện không thể kiểm soát được, không thể lường trước được và không thể khắc phục được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết và khả năng cho phép.
Điều 7.3.TL.2.2. Giải thích từ ngữ Trong Thông tư liên tịch này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
(Điều 2 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Tài sản lưới điện hạ áp nông thôn giao nhận bao gồm phần lưới điện có điện áp đến 0,4 kV gồm đường trục và nhánh rẽ được xác định từ thiết bị đóng cắt tổng (cầu dao, áp tô mát) phía thứ cấp của máy biến áp 6¸35/0,4 kV cấp điện cho các thôn, xã đến công tơ đo đếm điện năng của hộ sử dụng điện nông thôn thuộc tài sản của các tổ chức quản lý điện nông thôn làm chủ sở hữu hoặc được chủ sở hữu ủy quyền quản lý, vận hành nay được chuyển giao cho các Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý và bán điện trực tiếp đến hộ nông thôn.
2. Bên giao là chủ sở hữu hoặc đại diện hợp pháp chủ sở hữu tài sản LĐHANT như: Công ty trách nhiệm hữu hạn, công ty cổ phần, doanh nghiệp tư nhân, các tổ chức được chủ sở hữu tài sản LĐHANT ủy quyền thực hiện bàn giao (tổ chức quản lý điện nông thôn địa phương (gọi tắt là LDU); Ban quản lý dự án năng lượng nông thôn II; Ban quản lý dự án, công trình thuộc các địa phương); hợp tác xã; cá nhân tự nguyện bàn giao hay thuộc đối tượng bắt buộc bàn giao theo quyết định của UBND tỉnh/thành phố do không có đủ điều kiện kinh doanh bán lẻ điện theo biểu giá điện sinh hoạt bậc thang được quy định tại Điều 4 Quyết định số 21/2009/QĐ-TTg ngày 12 tháng 02 năm 2009 của Thủ tướng Chính phủ về giá bán điện năm 2009 và các năm 2010 – 2012 theo cơ chế thị trường và quy định hiện hành của Bộ Công Thương về giá bán điện và hướng dẫn thực hiện. Trường hợp không xác định được chủ sở hữu tài sản LĐHANT, Chủ tịch UBND các tỉnh/thành phố chỉ định cơ quan, tổ chức có liên quan làm đại diện Bên giao.
3. Bên nhận là các Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc các công ty Điện lực được các Tổng công ty Điện lực uỷ quyền.
Điều 7.3.TT.8.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Quy hoạch phát triển điện lực là quy hoạch chuyên ngành điện, bao gồm hai cấp sau:
a) Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia;
b) Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi là Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh) gồm hai (02) hợp phần: Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV và Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV.
2. Chu kỳ lập quy hoạch là chu kỳ thời gian mà quy hoạch được lập lại mới.
3. Giai đoạn quy hoạch là khoảng thời gian giữa hai chu kỳ quy hoạch thuộc phạm vi đề án quy hoạch được lập.
4. Đơn vị tư vấn lập quy hoạch là đơn vị tư vấn chuyên ngành có giấy phép hoạt động điện lực được cấp cho lĩnh vực tư vấn Quy hoạch phát triển điện lực.
5. Nguồn điện lớn là các nhà máy điện có công suất đặt trên 50MW.
6. Nguồn điện vừa và nhỏ là các nhà máy điện có công suất đặt từ 50MW trở xuống.
Điều 7.3.TT.9.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Thông tư số 15/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2014)
Trong Thông tư này, thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên mua điện là tổ chức, cá nhân có ký hợp đồng mua điện với bên bán điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ hoặc bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
2. Bên bán điện là các đơn vị bán buôn và bán lẻ điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn và bán lẻ điện.
Điều 7.3.TT.11.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Báo cáo nhanh sự cố là báo cáo về sự cố được lập ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố và khắc phục tạm thời tình trạng vận hành không bình thường trong hệ thống điện do Nhân viên vận hành lập theo mẫu quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Cấp điều độ có quyền điều khiển là Cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp quyền điều khiển tại Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Cấp điều độ có quyền kiểm tra là Cấp điều độ cấp trên có quyền kiểm tra, cho phép Cấp điều độ cấp dưới, Đơn vị quản lý vận hành thực hiện quyền điều khiển để thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
4. Chế độ vận hành bình thường là chế độ vận hành của hệ thống điện có các thông số vận hành nằm trong phạm vi cho phép theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
5. Điều độ viên là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, gồm:
a) Điều độ viên quốc gia;
b) Điều độ viên miền;
c) Điều độ viên phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
d) Điều độ viên phân phối quận, huyện.
6. Đơn vị quản lý vận hành là tổ chức, cá nhân có trách nhiệm quản lý và vận hành đường dây hoặc thiết bị điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị truyền tải điện;
c) Đơn vị phân phối điện;
d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
đ) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.
6a. Khách hàng sử dụng điện quan trọng là khách hàng thuộc diện ưu tiên cấp điện khi bên bán điện thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện, được Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương xác định căn cứ vào tầm quan trọng về chính trị, xã hội, an ninh, quốc phòng.
6b. Khu dân cư là khu vực địa lý hiện có các hộ dân sinh sống tập trung hoặc đã được phê duyệt quy hoạch để các hộ dân chuyển đến sinh sống. Những khu vực địa lý không có các hộ dân sinh sống mặc dù có người hoặc phương tiện cơ giới qua lại, các vùng đồng ruộng, đồi trồng cây không được gọi là khu dân cư.
6c. Khu vực tập trung đông người là những khu vực bao gồm chợ, quảng trường, bệnh viện, trường học, nơi tổ chức hội chợ, triển lãm, trung tâm thương mại, khu vui chơi giải trí, bến tàu, bến xe, nhà ga và các công trình công cộng khác.
7. Nhảy (hoặc bật) sự cố là đường dây, trạm điện hoặc thiết bị điện bị cắt điện do bảo vệ rơ le tự động tác động.
8. Nhân viên vận hành là người tham gia trực tiếp điều khiển quá trình sản xuất điện, truyền tải điện và phân phối điện, gồm:
a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;
b) Trưởng ca, Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại nhà máy điện hoặc tại trung tâm điều khiển nhóm nhà máy điện;
c) Trực chính (hoặc Trưởng kíp), Trực phụ tại trạm điện hoặc tại trung tâm điều khiển nhóm trạm điện;
d) Nhân viên trực thao tác lưu động.
9. Sự cố là sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do một hoặc nhiều nguyên nhân dẫn đến hệ thống điện hoạt động không bình thường, gây ngừng cung cấp điện hoặc ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và đảm bảo chất lượng điện năng cho hệ thống điện quốc gia.
10. Sự cố nghiêm trọng là sự cố gây mất điện trên diện rộng hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người và tài sản.
11. Sửa chữa nóng là công tác sửa chữa, bảo dưỡng trên đường dây, thiết bị đang mang điện.
12. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt, trạm bù công suất phản kháng.
13. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm trạm điện, đường dây hoặc nhà máy điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.11.10. Yêu cầu chung đối với xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia)
Điều 7.3.TT.12.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Người vận hành, sửa chữa điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo là người lao động của đơn vị điện lực hoạt động theo Luật Hợp tác xã, phạm vi hoạt động tại khu vực nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo.
2. Người vận hành, thí nghiệm, xây lắp, sửa chữa đường dây điện hoặc thiết bị điện ở doanh nghiệp là người lao động của các đơn vị: Phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, xây lắp điện, sử dụng điện để sản xuất (có trạm biến áp riêng) hoạt động theo Luật Doanh nghiệp.
3. Người sử dụng lao động là người đại diện theo pháp luật hoặc người được ủy quyền của các tổ chức, cá nhân, đơn vị trực tiếp quản lý người lao động.
Điều 7.3.TT.13.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 101 Thông tư số 39/2015/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016; Điều 4 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.
2. An ninh hệ thống điện là khả năng nguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ tải điện tại một thời điểm hoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
3. AVR (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) là hệ thống tự động điều khiển điện áp đầu cực tổ máy phát điện thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy phát để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giới hạn cho phép.
4. Báo cáo ngày là báo cáo thông số, tình hình vận hành của ngày hôm trước.
5. Báo cáo sự cố là báo cáo về tình trạng thiết bị điện, hệ thống điện sau khi sự cố xảy ra bao gồm các nội dung chính: diễn biến sự cố, ảnh hưởng, phân tích nguyên nhân, đề xuất biện pháp phòng ngừa.
6. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ.
7. Chế độ vận hành bình thường là chế độ vận hành có các thông số vận hành nằm trong phạm vi cho phép theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
8. Chứng nhận vận hành là giấy chứng nhận do Tập đoàn Điện lực Việt Nam, cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc điều độ cấp trên cấp cho các chức danh tại các cấp điều độ, trạm điện, nhà máy điện và trung tâm điều khiển tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia sau khi được đào tạo và kiểm tra.
9. DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.
10. DIM (viết tắt theo tiếng Anh: Dispatch Instruction Management) là hệ thống quản lý thông tin lệnh điều độ giữa cấp điều độ có quyền điều khiển với nhà máy điện.
11. DMS (viết tắt theo tiếng Anh: Distribution Management System) là hệ thống phần mềm tự động hỗ trợ việc quản lý, giám sát và điều khiển tối ưu lưới điện phân phối.
12. Điều độ hệ thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy chuẩn kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
13. Điều độ viên là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, bao gồm:
a) Điều độ viên quốc gia;
b) Điều độ viên miền;
c) Điều độ viên phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết là Điều độ viên phân phối tỉnh);
d) Điều độ viên phân phối quận, huyện.
14. Điều chỉnh tần số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời được thực hiện bởi số lượng lớn các tổ máy có bộ phận điều chỉnh công suất tuabin theo sự biến đổi của tần số.
15. Điều chỉnh tần số thứ cấp là quá trình điều chỉnh tiếp theo của điều chỉnh tần số sơ cấp thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC đối với một số các tổ máy được quy định cụ thể trong hệ thống, hệ thống sa thải phụ tải theo tần số hoặc lệnh điều độ.
16. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, bao gồm các cấp điều độ:
a) Cấp điều độ quốc gia;
b) Cấp điều độ miền.
17. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.
18. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Tổng công ty Điện lực (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).
19. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị phân phối điện và bán lẻ điện cho khách hàng sử dụng điện.
20. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
21. Đơn vị quản lý vận hành là tổ chức, cá nhân quản lý và vận hành đường dây hoặc thiết bị điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị truyền tải điện;
c) Đơn vị phân phối điện;
d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
đ) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
e) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.
22. EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ thống phần mềm tự động quản lý năng lượng để vận hành tối ưu hệ thống điện.
23. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện từ hệ thống điện để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
24. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng là khách hàng sử dụng lưới điện phân phối sở hữu trạm biến áp, lưới điện đấu nối vào lưới điện phân phối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV.
25. Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải là khách hàng sử dụng điện sở hữu trạm biến áp, lưới điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
26. Hệ thống điện là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau.
27. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
28. Hệ thống điện miền là hệ thống điện có cấp điện áp đến 220 kV và ranh giới phân chia theo miền Bắc, miền Trung, miền Nam.
29. Hệ thống điện truyền tải là hệ thống điện bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
30. Hệ thống điện phân phối là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện.
31. Hệ thống SCADA (viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.
32. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
33. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm điện và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn điện.
34. Lưới điện phân phối là phần lưới điện được quy định cụ thể tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
35. Lưới điện trung áp là lưới điện phân phối có cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV.
36. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện được quy định cụ thể tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
37. Nhà máy điện lớn là nhà máy điện có tổng công suất đặt lớn hơn 30 MW.
38. Nhà máy điện nhỏ là nhà máy điện có tổng công suất đặt từ 30 MW trở xuống.
39. Nhân viên vận hành là người tham gia trực tiếp điều khiển quá trình sản xuất điện, truyền tải điện và phân phối điện, làm việc theo chế độ ca, kíp, bao gồm:
a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;
b) Trưởng ca, Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện;
c) Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nhóm trạm điện;
d) Nhân viên trực thao tác lưới điện phân phối.
40. Sơ đồ kết dây cơ bản là sơ đồ hệ thống điện trong đó thể hiện rõ trạng thái thường đóng, thường mở của các thiết bị đóng/cắt, chiều dài và loại dây dẫn của các đường dây, thông số chính của các trạm điện và nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện.
41. Sự cố nghiêm trọng là sự cố gây mất điện trên diện rộng hoặc toàn bộ lưới điện truyền tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người và tài sản.
42. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm điều khiển của hệ thống SCADA.
43. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
44. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
45. Trưởng ca nhà máy điện là nhân viên vận hành cấp cao nhất tại nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện đó trong thời gian ca trực của họ.
46. Trưởng kíp trạm điện là nhân viên vận hành cấp cao nhất tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện đó trong thời gian ca trực của họ.
Điều 7.3.TT.15.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ tại Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Điều độ viên là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện thuộc quyền điều khiển theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Đơn vị quản lý vận hành là tổ chức, cá nhân quản lý và vận hành đường dây hoặc thiết bị điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị truyền tải điện;
c) Đơn vị phân phối điện;
d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
đ) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
e) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng.
4. Hệ thống điện miền là hệ thống điện cấp điện áp đến 220 kV và ranh giới phân chia theo miền Bắc, miền Trung, miền Nam.
5. Lệnh thao tác là yêu cầu thực hiện thay đổi trạng thái vận hành của thiết bị điện.
6. Người ra lệnh là người có quyền ra lệnh thao tác, bao gồm:
a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;
b) Trưởng ca nhà máy điện;
c) Trưởng kíp trạm điện;
d) Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện của trung tâm điều khiển.
đ) Nhân viên trực thao tác lưu động.
8. Người giám sát là nhân viên vận hành được giao nhiệm vụ giám sát thao tác, bao gồm:
a) Điều độ viên phụ trách ca trực hoặc Điều độ viên được giao nhiệm vụ tại các cấp điều độ;
b) Trưởng ca, Trưởng kíp hoặc Trực chính tại nhà máy điện;
c) Trưởng kíp hoặc Trực chính tại trạm điện;
d) Trưởng ca, Trưởng kíp, Trực chính hoặc người được giao nhiệm vụ tại trung tâm điều khiển;
đ) Nhân viên trực thao tác lưu động.
9. Người thao tác là người có nhiệm vụ thao tác thiết bị điện, bao gồm:
a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;
b) Nhân viên vận hành được giao nhiệm vụ tại trạm điện;
c) Nhân viên vận hành trực thiết bị được giao nhiệm vụ tại nhà máy điện;
d) Nhân viên vận hành được giao nhiệm vụ tại trung tâm điều khiển;
đ) Nhân viên trực thao tác lưu động.
10. Nhân viên vận hành là người tham gia trực tiếp điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện và phân phối điện, làm việc theo chế độ ca, kíp, bao gồm:
a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;
b) Trưởng ca, Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện;
c) Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nhóm trạm điện;
d) Nhân viên trực thao tác lưu động.
11. Sửa chữa nóng là công tác sửa chữa, bảo dưỡng trên đường dây, trạm điện và các phần tử trên hệ thống điện quốc gia đang mang điện.
12. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt, trạm bù.
13. Thao tác là hoạt động thay đổi trạng thái của một hoặc nhiều thiết bị trong hệ thống điện nhằm mục đích thay đổi chế độ vận hành của thiết bị đó.
14. Thao tác xa là thao tác do nhân viên vận hành tại các cấp điều độ hoặc Trung tâm điều khiển gửi tín hiệu điều khiển từ xa để thay đổi trạng thái hoặc thông số vận hành các thiết bị điện trên đường dây, trạm điện, nhà máy điện qua hệ thống điều khiển và hệ thống thông tin, viễn thông.
15. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
Điều 7.3.TT.18.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Hợp đồng BOT là hợp đồng được ký giữa Bộ Công Thương và chủ đầu tư BOT để xây dựng nhà máy nhiệt điện trên lãnh thổ Việt Nam; sau khi hoàn thành nhà máy, chủ đầu tư được quyền kinh doanh nhà máy trong một thời hạn nhất định; hết thời hạn, chủ đầu tư chuyển giao cho Bộ Công Thương.
2. Dự án BOT nhà máy nhiệt điện (sau đây gọi tắt là Dự án BOT NMNĐ) là dự án nhà máy nhiệt điện đầu tư theo hình thức hợp đồng BOT.
3. Nhà đầu tư BOT là các tổ chức, cá nhân có văn bản chính thức bày tỏ sự quan tâm, tham gia góp vốn phát triển dự án nhà máy nhiệt điện đầu tư theo hình thức hợp đồng BOT.
4. Chủ đầu tư BOT là nhà đầu tư BOT đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền giao phát triển Dự án BOT NMNĐ.
5. Doanh nghiệp BOT là doanh nghiệp do Chủ đầu tư BOT thành lập để thực hiện Dự án BOT NMNĐ.
6. Nhà thầu EPC là nhà thầu thực hiện gói thầu thiết kế, cung cấp thiết bị, vật tư và xây lắp Dự án BOT NMNĐ.
7. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia (sau đây gọi tắt là QHĐLQG) là quy hoạch chuyên ngành điện lực đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
8. Biên bản ghi nhớ phát triển Dự án BOT NMNĐ (sau đây gọi tắt là MOU) là biên bản được ký kết giữa Chủ đầu tư BOT và Bộ Công Thương.
9. Báo cáo nghiên cứu khả thi (sau đây gọi tắt là FS) là tài liệu trình bày các nội dung nghiên cứu về sự cần thiết, tính khả thi và hiệu quả của Dự án BOT NMNĐ.
10. Hợp đồng nguyên tắc (sau đây gọi tắt là PA) là thỏa thuận được ký kết giữa Tổng cục Năng lượng và Chủ đầu tư BOT.
11. Hợp đồng mua bán điện (sau đây gọi tắt là PPA) là hợp đồng được ký kết giữa Doanh nghiệp BOT và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
12. Hợp đồng thuê đất (sau đây gọi tắt là LLA) là hợp đồng được ký kết giữa Doanh nghiệp BOT và cơ quan có thẩm quyền tại địa phương nơi có Dự án BOT NMNĐ.
13. Hợp đồng cung cấp than (sau đây gọi tắt là CSA) là hợp đồng được ký kết giữa Doanh nghiệp BOT và Nhà cung cấp than.
14. Hợp đồng vận chuyển than (sau đây gọi tắt là CTA) là hợp đồng được ký kết giữa Doanh nghiệp BOT và Nhà vận chuyển than.
15. Hợp đồng cung cấp khí (sau đây gọi tắt là GSA) là hợp đồng được ký kết giữa Doanh nghiệp BOT và Nhà cung cấp khí.
Điều 7.3.TT.19.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương gồm Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110 kV và Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110 kV.
2. Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110 kV (sau đây gọi tắt là Hợp phần 1) gồm quy hoạch các nguồn trạm biến áp 220 kV cấp điện cho tỉnh, quy hoạch lưới điện 110 kV, các nguồn điện vừa và nhỏ, tổng khối lượng (tính bằng km) các đường dây trung áp, tổng dung lượng (tính bằng kVA) các trạm biến áp phân phối.
3. Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110 kV (sau đây gọi tắt là Hợp phần 2) gồm quy hoạch chi tiết lưới điện trung áp sau các trạm 110 kV cho các huyện, quận, thị xã trực thuộc tỉnh, danh mục các trục đường dây trung áp, danh mục các trạm biến áp trung áp.
4. Quy hoạch phát triển thủy điện vừa và nhỏ là quy hoạch phát triển thủy điện vừa và nhỏ các tỉnh có quy mô công suất từ 50 MW trở xuống.
Điều 7.3.TT.21.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 28/2017/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2018)
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Kiểm định an toàn kỹ thuật các thiết bị, dụng cụ điện (gọi tắt là kiểm định) là việc đánh giá theo quy trình về mức độ an toàn của thiết bị và dụng cụ điện trước khi đưa vào sử dụng, trong quá trình sử dụng, vận hành trên cơ sở các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật tương ứng.
3. Tổ chức kiểm định gồm: Tổ chức thực hiện dịch vụ kiểm định hoặc bộ phận kiểm định thuộc tổ chức sử dụng, vận hành các thiết bị, dụng cụ điện.
Điều 7.3.TT.22.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao gồm:
a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 01 kV;
b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV;
c) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV;
d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.
2. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ.
3. Công suất khả dụng của tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.
3a. Công suất định mức của nhà máy điện là tổng công suất định mức của các tổ máy trong nhà máy điện ở chế độ vận hành ổn định, bình thường và được nhà sản xuất công bố theo thiết kế của tổ máy. Đối với nhà máy điện mặt trời, công suất định mức của nhà máy điện mặt trời là công suất điện xoay chiều tối đa có thể phát được của nhà máy được tính toán và công bố trong thiết kế kỹ thuật đã được phê duyệt, phù hợp với công suất điện một chiều của nhà máy điện mặt trời theo quy hoạch.
4. Dao động điện áp là sự biến đổi biên độ điện áp so với điện áp danh định trong thời gian dài hơn 01 phút.
5. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối hoặc Đơn vị phân phối điện khác vào lưới điện phân phối.
6. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, bao gồm các cấp điều độ:
a) Cấp điều độ quốc gia;
b) Cấp điều độ miền.
7. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.
8. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Tổng công ty Điện lực (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).
9. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị phân phối điện để bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.
10. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
11. Hệ số chạm đất là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất (áp dụng cho trường hợp ngắn mạch 01 (một) pha hoặc ngắn mạch 02 (hai) pha chạm đất).
12. Hệ thống điện phân phối là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối.
13. Hệ thống đo đếm là hệ thống bao gồm các thiết bị đo đếm và mạch điện được tích hợp để đo đếm và xác định lượng điện năng truyền tải qua một vị trí đo đếm.
14. Hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.
15. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện từ lưới điện phân phối để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
16. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện đấu nối vào lưới điện phân phối để sử dụng dịch vụ phân phối điện, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
c) Khách hàng sử dụng điện.
17. Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối là Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có quy mô công suất từ 03 MW trở lên;
b) Khách hàng sử dụng điện có sản lượng bình quân từ 1.000.000 kWh/tháng trở lên.
18. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng là khách hàng có trạm biến áp, lưới điện riêng đấu nối vào lưới điện phân phối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV.
19. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
20. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.
21. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.
22. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần, ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
23. Rã lưới là sự cố mất liên kết giữa các nhà máy điện, trạm điện dẫn đến mất điện một phần hay toàn bộ hệ thống điện miền hoặc hệ thống điện quốc gia.
24. Sa thải phụ tải là quá trình cắt phụ tải ra khỏi lưới điện khi có sự cố trong hệ thống điện hoặc khi có quá tải cục bộ ngắn hạn nhằm đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động sa thải phụ tải hoặc lệnh điều độ.
25. Sóng hài là sóng điện áp và dòng điện hình sin có tần số là bội số của tần số cơ bản.
26. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về trung tâm điều khiển của hệ thống SCADA.
27. Tách đấu nối là việc tách lưới điện hoặc thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối ra khỏi lưới điện phân phối tại điểm đấu nối.
28. Thỏa thuận đấu nối là văn bản thỏa thuận giữa Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng để đấu nối các trang thiết bị điện của khách hàng vào lưới điện phân phối.
29. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế ban hành.
30. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
31. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
Điều 7.3.TT.23.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao gồm:
a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 01 kV;
b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV;
c) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV;
d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.
2. Biến dòng điện (sau đây viết tắt là CT) là thiết bị biến đổi dòng điện, mở rộng phạm vi đo dòng điện cho Hệ thống đo đếm.
3. Biến điện áp (sau đây viết tắt là VT) là thiết bị biến đổi điện áp, mở rộng phạm vi đo điện áp cho Hệ thống đo đếm.
4. Bộ chuyển mạch điện áp là khóa chuyển mạch, mạch logic hoặc rơ le trung gian có chức năng lựa chọn điện áp.
5. Cơ sở dữ liệu đo đếm là cơ sở dữ liệu lưu trữ số liệu đo đếm và các thông tin quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm.
6. Công tơ đo đếm là thiết bị đo đếm điện năng thực hiện tích phân công suất theo thời gian, lưu và hiển thị giá trị điện năng đo đếm được.
7. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện vào lưới điện.
8. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực mua bán buôn điện. Theo từng cấp độ của thị trường điện lực cạnh tranh, Đơn vị bán buôn điện là một trong các đơn vị sau:
a) Công ty Mua bán điện là đơn vị bán buôn điện duy nhất trong thị trường phát điện cạnh tranh;
b) Đơn vị bán buôn điện khác được thành lập theo từng cấp độ của thị trường điện cạnh tranh.
9. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm là tổ chức, cá nhân đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có).
10. Đơn vị giao nhận điện liên quan là đơn vị tham gia phối hợp với các đơn vị khác trong quá trình thỏa thuận thiết kế, đầu tư, lắp đặt và quản lý vận hành Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị truyền tải điện;
c) Đơn vị bán buôn điện;
d) Đơn vị phân phối điện;
đ) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
e) Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;
g) Khách hàng sử dụng điện.
11. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.
12. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Tổng công ty Điện lực (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).
13. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị bán buôn điện hoặc Đơn vị phân phối điện để bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.
14. Đơn vị quản lý lưới điện là đơn vị sở hữu, vận hành lưới truyền tải điện hoặc lưới phân phối điện, bao gồm:
a) Đơn vị truyền tải điện;
b) Đơn vị phân phối điện;
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
15. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm là đơn vị đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý.
16. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm là đơn vị trực tiếp quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị truyền tải điện;
c) Đơn vị phân phối điện;
d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
đ) Khách hàng sử dụng điện.
17. Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm là đơn vị sở hữu Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có), bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị truyền tải điện;
c) Đơn vị phân phối điện;
d) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
đ) Khách hàng sử dụng điện.
18. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định là đơn vị được cấp phép trong lĩnh vực hoạt động kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm đối với thiết bị đo đếm theo quy định của pháp luật về đo lường.
19. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
20. Khách hàng sử dụng điện là tổ chức, cá nhân mua điện từ hệ thống điện quốc gia để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác.
21. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị, lưới điện đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
22. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị, lưới điện đấu nối vào lưới điện phân phối để sử dụng dịch vụ phân phối điện, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện có nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối;
b) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
c) Khách hàng sử dụng điện.
23. Hàng kẹp là thiết bị được sử dụng để đấu nối mạch điện đo đếm.
24. Hệ thống đo đếm là hệ thống bao gồm các thiết bị đo đếm và mạch đo được tích hợp để đo đếm và xác định lượng điện năng truyền tải qua một vị trí đo đếm.
25. Hệ thống thu thập số liệu đo đếm là tập hợp các thiết bị phần cứng, đường truyền thông tin và các chương trình phần mềm thực hiện chức năng thu thập số liệu từ công tơ đo đếm về Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
26. Hệ thống quản lý số liệu đo đếm là hệ thống bao gồm các thiết bị phần cứng, máy tính và các chương trình phần mềm kết nối và thu thập số liệu đo đếm từ Hệ thống thu thập số liệu đo đếm để thực hiện chức năng xử lý, tính toán và lưu trữ số liệu đo đếm tại Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
27. Hộp đấu dây là hộp bảo vệ vị trí đấu dây phân nhánh mạch đo, đấu dây giữa các thiết bị đo đếm, có nắp đậy để đảm bảo việc niêm phong kẹp chì.
28. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, máy biến áp và trang thiết bị đồng bộ để truyền dẫn điện, bao gồm:
a) Lưới điện truyền tải;
b) Lưới điện phân phối.
29. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp từ 110 kV trở xuống.
30. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp trên 110 kV.
31. Mạch đo là hệ thống mạch điện liên kết các thiết bị đo đếm để thực hiện chức năng đo đếm điện năng.
32. Nhà máy điện lớn là nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW.
33. Nhà máy điện nhỏ là nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống.
34. Số liệu đo đếm là giá trị điện năng đo được từ công tơ đo đếm, điện năng tính toán hoặc điện năng trên cơ sở ước tính số liệu đo đếm để phục vụ giao nhận và thanh toán.
35. Thiết bị đo đếm là các thiết bị bao gồm công tơ đo đếm, CT, VT và các thiết bị phụ trợ phục vụ đo đếm điện năng.
36. Thông tin đo đếm là các thông tin về các thiết bị đo đếm, Hệ thống đo đếm và vị trí đo đếm bao gồm đặc tính, các thông số kỹ thuật và các thông tin liên quan đến quản lý, vận hành.
37. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện Quốc tế ban hành.
38. Vị trí đo đếm là vị trí vật lý trên mạch điện nhất thứ, tại đó điện năng mua bán được đo đếm và xác định.
39. LAN (Local Area Network) là một hệ thống mạng dùng để kết nối các máy tính trong phạm vi nhỏ, còn gọi là mạng cục bộ.
40. WAN (Wide Area Network) là hệ thống mạng được thiết lập để liên kết các mạng LAN của các khu vực khác nhau, ở khoảng cách xa về mặt địa lý, còn gọi là mạng diện rộng.
41. RS232/RS485 là tiêu chuẩn về công nghệ truyền thông nối tiếp giữa máy tính và các thiết bị ngoại vi do Hiệp hội công nghiệp điện tử (Electronic Industries Association - EIA) xác định.
42. Ethernet là công nghệ truyền thông bằng khung dữ liệu, được chuẩn hóa thành tiêu chuẩn IEEE 802.3 dành cho mạng LAN.
Điều 7.3.TT.26.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được bổ sung, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Trong Thông tư này, những thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.
2. An ninh hệ thống điện là khả năng nguồn điện đảm bảo cung cấp điện đáp ứng nhu cầu phụ tải điện tại một thời điểm hoặc một khoảng thời gian xác định có xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
3. AVR (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Voltage Regulator) là hệ thống tự động điều khiển điện áp đầu cực máy phát điện thông qua tác động vào hệ thống kích từ của máy phát điện để đảm bảo điện áp tại đầu cực máy phát trong giới hạn cho phép.
4. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao gồm:
a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 01 kV;
b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 01 kV đến 35 kV;
c) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV;
d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.
5. Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
5a. Công suất định mức của nhà máy điện là tổng công suất định mức của các tổ máy trong nhà máy điện ở chế độ vận hành ổn định, bình thường và được nhà sản xuất công bố theo thiết kế của tổ máy. Đối với nhà máy điện mặt trời, công suất định mức của nhà máy điện mặt trời là công suất điện xoay chiều tối đa có thể phát được của nhà máy được tính toán và công bố, phù hợp với công suất điện một chiều của nhà máy điện mặt trời theo quy hoạch.
6. Công suất khả dụng của tổ máy phát điện là công suất phát thực tế cực đại của tổ máy phát điện có thể phát ổn định, liên tục trong một khoảng thời gian xác định.
6a. DIM (viết tắt theo tiếng Anh: Dispatch Instruction Management) là hệ thống quản lý thông tin lệnh điều độ giữa cấp điều độ có quyền điều khiển với nhà máy điện hoặc Trung tâm Điều khiển các nhà máy điện.
7. Dải chết của hệ thống điều tốc là dải tần số mà khi tần số hệ thống điện thay đổi trong phạm vi đó thì hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện không có phản ứng hoặc tác động để tham gia điều chỉnh tần số sơ cấp.
10. Điều khiển tần số trong hệ thống điện (sau đây viết tắt là điều khiển tần số) là quá trình điều khiển trong hệ thống điện để duy trì sự vận hành ổn định của hệ thống điện, bao gồm điều khiển tần số sơ cấp, điều khiển tần số thứ cấp và điều khiển tần số cấp 3:
a) Điều khiển tần số sơ cấp là quá trình điều khiển tức thời tần số hệ thống điện được thực hiện tự động bởi số lượng lớn các tổ máy phát điện có trang bị hệ thống điều tốc;
b) Điều khiển tần số thứ cấp là quá trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số sơ cấp được thực hiện thông qua tác động của hệ thống AGC nhằm đưa tần số về dải làm việc lâu dài cho phép;
c) Điều khiển tần số cấp 3 là quá trình điều khiển tiếp theo của điều khiển tần số thứ cấp được thực hiện bằng lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát điện.
11. Điều độ hệ thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy chuẩn kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
12. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn điện. Theo từng cấp độ của thị trường điện lực cạnh tranh, Đơn vị bán buôn điện là một trong các đơn vị sau:
a) Công ty Mua bán điện;
b) Tổng công ty Điện lực;
c) Đơn vị bán buôn điện khác được thành lập theo từng cấp độ của thị trường điện cạnh tranh.
13. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối với lưới điện truyền tải hoặc nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối.
14. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh) trực thuộc Tổng công ty Điện lực.
15. Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện.
16. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện.
17. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia) là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia và điều hành giao dịch trên thị trường điện.
18. Độ tin cậy của hệ thống bảo vệ bao gồm:
a) Độ tin cậy tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng hệ thống bảo vệ làm việc đúng khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác định;
b) Độ tin cậy không tác động của hệ thống bảo vệ là chỉ số xác định khả năng hệ thống bảo vệ tránh làm việc nhầm ở chế độ vận hành bình thường hoặc sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ đã được tính toán và xác định.
19. Hệ thống điều tốc (viết tắt theo tiếng Anh: Governor) là hệ thống tự động điều chỉnh tốc độ quay của tuabin tổ máy phát điện theo sự biến đổi tần số góp phần khôi phục tần số về tần số danh định của hệ thống điện.
20. Hệ thống quản lý năng lượng EMS (viết tắt theo tiếng Anh: Energy Management System) là hệ thống phần mềm quản lý năng lượng để vận hành tối ưu hệ thống điện.
21. Hệ thống điều khiển phân tán DCS (viết tắt theo tiếng Anh: Distributed Control System) là hệ thống các thiết bị điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện được kết nối mạng theo nguyên tắc điều khiển phân tán để tăng độ tin cậy và hạn chế các ảnh hưởng do sự cố phần tử điều khiển trong nhà máy điện hoặc trạm điện.
22. Hệ thống điện là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau.
23. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
24. Hệ thống điện truyền tải là hệ thống điện bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
25. Hệ thống SCADA (viết tắt theo tiếng Anh: Supervisory Control And Data Acquisition) là hệ thống thu thập số liệu để phục vụ việc giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.
26. Hệ số chạm đất là tỷ số giữa giá trị điện áp của pha không bị sự cố sau khi xảy ra ngắn mạch chạm đất với giá trị điện áp của pha đó trước khi xảy ra ngắn mạch chạm đất (áp dụng cho trường hợp ngắn mạch một pha hoặc ngắn mạch hai pha chạm đất).
27. Hòa đồng bộ là thao tác nối tổ máy phát điện vào hệ thống điện hoặc nối hai phần của hệ thống điện với nhau theo điều kiện hòa đồng bộ quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
28. Khả năng khởi động đen là khả năng của một nhà máy điện có thể khởi động ít nhất một tổ máy phát điện từ trạng thái dừng hoàn toàn và hoà đồng bộ vào lưới điện mà không cần nhận điện từ lưới điện khu vực.
29. Khởi động đen là quá trình khôi phục lại toàn bộ (hoặc một phần) hệ thống điện từ trạng thái mất điện toàn bộ (hoặc một phần) bằng cách sử dụng các tổ máy phát điện có khả năng khởi động đen.
30. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị phân phối điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
31. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
32. Lưới điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm điện và trang thiết bị phụ trợ để truyền dẫn điện.
33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.
34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.
35. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) và mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) là giá trị đo theo tiêu chuẩn quốc gia hiện hành. Trường hợp giá trị đo Pst và Plt chưa có trong tiêu chuẩn quốc gia, đo theo Tiêu chuẩn IEC hiện hành do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố.
37. Năm N là năm hiện tại vận hành hệ thống điện, được tính theo năm dương lịch.
38. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần (thứ Bẩy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
39. Ngừng, giảm cung cấp điện theo kế hoạch là việc ngừng cung cấp điện cho các khách hàng sử dụng điện để thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa, đại tu, xây lắp các công trình điện; điều hòa, hạn chế phụ tải theo kế hoạch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo khi thiếu điện.
40. Nhà máy nhiệt điện là nhà máy điện hoạt động theo nguyên lý biến đổi nhiệt năng thành điện năng, bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn.
41. Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh là quy định do Bộ Công Thương ban hành về vận hành thị trường điện cạnh tranh và trách nhiệm của các đơn vị trong thị trường điện theo từng cấp độ.
42. Sa thải phụ tải là quá trình cắt phụ tải điện ra khỏi hệ thống điện khi có sự cố hoặc không đảm bảo an ninh hệ thống điện, được thực hiện thông qua hệ thống tự động sa thải phụ tải hoặc lệnh điều độ.
43. Sự cố là sự kiện một hoặc nhiều trang thiết bị trong hệ thống điện do một hoặc nhiều nguyên nhân dẫn đến hệ thống điện hoạt động không bình thường, gây ngừng cung cấp điện hoặc ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định và liên tục cho hệ thống điện quốc gia.
44. Sự cố một phần tử (sự cố đơn lẻ) là sự cố xảy ra ở một phần tử trong hệ thống điện truyền tải khi hệ thống điện đang ở chế độ vận hành bình thường.
45. Sự cố nhiều phần tử là sự cố xảy ra ở hai phần tử trở lên tại cùng một thời điểm trong hệ thống điện truyền tải.
46. Sự cố nghiêm trọng là sự cố trong hệ thống điện gây mất điện diện rộng trên lưới điện truyền tải hoặc gây cháy, nổ làm tổn hại đến người hoặc tài sản.
47. Tan rã hệ thống điện là tình huống hệ thống điện quốc gia bị chia tách thành nhiều hệ thống điện nhỏ không liên kết với nhau do sự cố.
48. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway (viết tắt theo tiếng Anh: Remote Terminal Unit/Gateway) là thiết bị đặt tại trạm điện hoặc nhà máy điện phục vụ việc thu thập và truyền dữ liệu về hệ thống SCADA của Trung tâm điều độ hệ thống điện hoặc Trung tâm điều khiển.
49. Thiết bị ổn định hệ thống điện PSS (viết tắt theo tiếng Anh: Power System Stabilizer) là thiết bị đưa tín hiệu bổ sung tác động vào bộ tự động điều chỉnh điện áp (AVR) để làm suy giảm mức dao động công suất trong hệ thống điện.
50. Thời gian khởi động là khoảng thời gian tối thiểu để khởi động một tổ máy phát điện tính từ khi Đơn vị phát điện nhận được lệnh khởi động từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đến khi tổ máy phát điện được hoà đồng bộ vào hệ thống điện quốc gia.
51. Tiêu chí N-1 là một tiêu chí phục vụ quy hoạch, thiết kế, đầu tư xây dựng và vận hành hệ thống điện đảm bảo khi có sự cố một phần tử xảy ra trong hệ thống điện hoặc khi một phần tử tách khỏi vận hành để bảo dưỡng, sửa chữa thì hệ thống điện vẫn vận hành ổn định, đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành, giới hạn vận hành cho phép và cung cấp điện an toàn, liên tục.
52. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế IEC (International Electrotechnical Commission) ban hành.
53. Sa thải phụ tải tự động là tác động cắt tải tự động của rơ le theo tín hiệu tần số, điện áp, mức công suất truyền tải của hệ thống điện khi tần số, điện áp, mức công suất truyền tải ra ngoài ngưỡng cho phép theo tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
54. Trạm điện là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
55. Trung tâm điều khiển là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông để giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện, nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện.
56. pu là hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị thực tế so với giá trị định mức.
Điều 7.3.TT.27.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
1. Dự án nhà máy điện đầu tư theo hình thức Hợp đồng đối tác công tư (sau đây gọi tắt là dự án nhà máy điện PPP) là dự án nhà máy điện do các nhà đầu tư thực hiện đầu tư theo hình thức đối tác công tư (sau đâygọi tắt là PPP) quy định tại Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức đối tác công tư;
2. Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP là nhà đầu tư (trong trường hợp chỉ có một nhà đầu tư thực hiện phát triển dự án) hoặc Tổ hợp nhà đầu tư (trong trường hợp có nhiều nhà đầu tư tham gia liên danh góp vốn để thực hiện phát triển dự án) được giao quyền phát triển dự án nhà máy điện theo hình thức PPP;
3. Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP là nhà đầu tư (trong trường hợp chỉ có một nhà đầu tư thực hiện phát triển dự án) hoặc Tổ hợp nhà đầu tư (trong trường hợp có nhiều nhà đầu tư tham gia liên danh góp vốn để thực hiện phát triển dự án) được giao quyền phát triển dự án không theo hình thức PPP;
4. Quyền phát triển dự án là quyền của Nhà đầu tư được thực hiện phát triển dự án theo quy định và pháp luật của Việt Nam sau khi cơ quan nhà nước có thẩm quyền giao cho;
5. Tài liệu dự án là các tài liệu được sử dụng trong các dự án nhà máy điện đầu tư theo hình thức PPP, bao gồm: hợp đồng mua bán điện (PPA), hợp đồng thuê đất (LLA), các hợp đồng cung cấp nhiên liệu (nếu có), các hợp đồng khác (nếu có);
6. Hợp đồng PPP là hợp đồng ký kết giữa ký giữa cơ quan nhà nước có thẩm quyền và nhà đầu tư đề thực hiện phát triển dự án theo các hình thức đối tác công tư quy định tại Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức đối tác công tư;
7. Sự kiện bất khả kháng là một sự kiện rủi ro xảy ra một cách khách quan không thể lường trước được và không thể khắc phục được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết và khả năng cho phép trong quá trình thực hiện các hoạt động đầu tư xây dựng nhà máy điện;
8. MOU là Biên bản ghi nhớ phát triển dự án nhà máy điện đầu tư theo hình thức PPP;
9. Cam kết phát triển dự án là văn bản cam kết của Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP về các mốc tiến độ phát triển dự án nhà máy điện nhằm đảm bảo đúng tiến độ dự kiến đưa vào vận hành được cấp có thẩm quyền phê duyệt;
10. Mốc tiến độ phát triển dự án là các mốc thời gian gắn với công việc có ý nghĩa quyết định đối với tiến độ triển khai, hoàn thành dự án;
11. Văn bản giao quyền phát triển dự án là văn bản hoặc quyết định của Thủ tướng Chính phủ hoặc của cấp có thẩm quyền thông báo về việc giao quyền phát triển dự án cho Nhà đầu tư hoặc Tổ hợp nhà đầu tư;
12. FS là chữ viết tắt của Báo cáo nghiên cứu khả thi;
13. PPA là chữ viết tắt của Hợp đồng mua bán điện;
14. LLA là chữ viết tắt của Hợp đồng thuê đất.
Điều 7.3.TT.28.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Biểu đồ phụ tải điện là biểu đồ thể hiện đặc tính tiêu thụ điện theo thời gian của hệ thống điện, thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện.
2. Biểu đồ phụ tải điện thực là biểu đồ phụ tải điện được xây dựng trên cơ sở số liệu thu thập và tính toán của mẫu phụ tải điện.
3. Biểu đồ phụ tải điện điển hình là biểu đồ phụ tải điện của ngày điển hình cho tuần, tháng, năm.
4. Biểu đồ phụ tải điện chuẩn hóa đơn vị là biểu đồ phụ tải điện theo giá trị tương đối, được quy đổi theo tổng điện năng thương phẩm trong chu kỳ nghiên cứu phụ tải điện.
5. Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện là bộ dữ liệu chứa thông tin về mẫu phụ tải điện, số liệu đo đếm tiêu thụ điện của các mẫu phụ tải điện và hệ thống điện, kết quả tính toán biểu đồ phụ tải điện.
6. Dải phụ tải điện là tập hợp các phụ tải điện trong cùng một dải công suất hoặc điện năng tiêu thụ trong từng nhóm phụ tải điện hay phân nhóm phụ tải điện.
7. Dự báo nhu cầu phụ tải điện là hoạt động tính toán, ước lượng và đánh giá xu hướng tăng trưởng, tốc độ tăng trưởng và nhu cầu của phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ thống điện trong ngắn hạn, trung hạn và dài hạn.
8. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực lĩnh vực phân phối điện và bán lẻ điện, bao gồm:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh) trực thuộc Tổng công ty Điện lực.
9. Mẫu phụ tải điện là phụ tải điện có chế độ tiêu thụ điện đặc trưng cho một nhóm phụ tải điện, được tính toán theo lý thuyết xác suất thống kê với độ tin cậy và sai số biên tính toán nằm trong phạm vi cho phép.
10. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện đặc trưng của phụ tải điện trong một khoảng thời gian nhất định. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần (thứ Bảy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
11. Nghiên cứu phụ tải điện là hoạt động thu thập, phân tích và đánh giá đặc tính tiêu thụ điện của phụ tải điện, bao gồm xu hướng, hành vi, thói quen tiêu thụ điện và sự đóng góp vào biểu đồ phụ tải hệ thống điện của mỗi thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện và khách hàng sử dụng điện.
12. Nhóm phụ tải điện là tập hợp các phụ tải tiêu thụ điện có đặc tính tiêu thụ điện tương đồng nhau, thuộc các thành phần phụ tải điện, được quy định chi tiết tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
13. Phụ tải điện phi dân dụng là phụ tải điện thuộc các thành phần phụ tải điện Công Nghiệp - Xây dựng, Thương mại - Dịch vụ, Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản, Nhà hàng - Khách sạn và các hoạt động khác.
14. Phụ tải điện dân dụng là phụ tải điện thuộc thành phần phụ tải điện Sinh hoạt.
15. Phân nhóm phụ tải điện là tập hợp các phụ tải điện có đặc tính tiêu thụ điện tương đồng nhau, thuộc các nhóm phụ tải điện được quy định chi tiết tại
Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
16. Số liệu đo đếm là giá trị điện năng đo được từ công tơ đo đếm, điện năng tính toán hoặc điện năng trên cơ sở ước tính từ số liệu đo đếm để phục vụ giao nhận và thanh toán.
17. Thành phần phụ tải điện là phụ tải điện được phân loại theo cơ cấu tiêu thụ điện, bao gồm: Công Nghiệp - Xây dựng, Thương mại - Dịch vụ, Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản, Sinh hoạt, Nhà hàng - Khách sạn và các hoạt động khác.
Phu luc 1 kem theo Thong tu so 19_2017_TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.28.9. Phân tích, tách dải phụ tải điện theo biến mục tiêu)
Điều 7.3.TT.29.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).
a) Đơn vị phân phối điện;
b) Đơn vị cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện.
a) Cấp điều độ quốc gia;
b) Cấp điều độ miền.
Trong đó:
- kpt: Hệ số phụ tải điện;
- Ptb: Công suất mang tải trung bình của phụ tải điện hoặc hệ thống điện trong chu kỳ tính toán;
- Pmax: Công suất mang tải cực đại của phụ tải điện hoặc hệ thống điện trong chu kỳ tính toán.
Điều 7.3.TT.30.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
Cấp điều độ có quyền điều khiển là cấp điều độ có quyền chỉ huy, điều độ hệ thống điện theo phân cấp điều độ.
Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều độ cao nhất trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia. Cấp điều độ quốc gia do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhiệm.
Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện miền, chịu sự chỉ huy trực tiếp của Cấp điều độ quốc gia. Cấp điều độ miền do Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam và Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung đảm nhiệm.
Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng. Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Tổng công ty Điện lực đảm nhiệm.
Cấp điều độ phân phối quận, huyện là cấp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối quận, huyện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ phân phối tỉnh, được thành lập tùy theo cơ cấu tổ chức, quy mô và mức độ tự động hóa lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương.
Chế độ vận hành bình thường là chế độ vận hành có các thông số vận hành trong phạm vi cho phép theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Điều độ hệ thống điện là hoạt động chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy chuẩn kỹ thuật và phương thức vận hành đã được xác định.
Điều độ viên là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, bao gồm:
Điều độ viên quốc gia là người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện quốc gia theo phân cấp điều độ tại Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều độ viên miền là người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện miền theo phân cấp điều độ theo Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều độ viên phân phối tỉnh là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối theo phân cấp điều độ theo Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều độ viên phân phối quận, huyện là người trực tiếp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối theo phân cấp điều độ theo Quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Đơn vị cung cấp dịch vụ viễn thông điện lực là đơn vị được cấp giấy phép kinh doanh dịch vụ viễn thông có cung cấp dịch vụ kênh truyền thông tin cho các đơn vị điện lực để phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện.
Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, bao gồm các cấp điều độ:
Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.
Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán điện, bao gồm:
Điều độ viên quốc gia;
Điều độ viên miền;
Điều độ viên phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết là Điều độ viên phân phối tỉnh);
Điều độ viên phân phối quận, huyện.
Cấp điều độ quốc gia;
Cấp điều độ miền.
a) Tổng công ty Điện lực;
b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Tổng công ty Điện lực (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực tỉnh).
Đơn vị phân phối và bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua buôn điện từ Đơn vị bán buôn điện hoặc Đơn vị phân phối điện để bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện.
Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
Hệ thống điện là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được pên kết với nhau.
Hệ thống điện miền là hệ thống điện có cấp điện áp đến 220 kV và ranh giới phân chia theo miền Bắc, miền Trung, miền Nam.
Hệ thống điện phân phối là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện.
Hệ thống điện quốc gia là hệ thống điện được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
Hệ thống điện truyền tải là hệ thống điện bao gồm lưới điện truyền tải và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
Khả năng khởi động đen là khả năng của một nhà máy điện có thể khởi động ít nhất một tổ máy phát điện từ trạng thái dừng hoàn toàn và hoà đồng bộ vào lưới điện mà không cần nhận điện từ lưới điện khu vực.
Khôi phục hệ thống điện là các thao tác được thực hiện theo trình tự nhất định nhằm đưa các thiết bị của hệ thống điện vào vận hành trở lại sau sự cố rã lưới.
Khởi động đen là quá trình khôi phục lại toàn bộ (hoặc một phần) hệ thống điện từ trạng thái mất điện toàn bộ (hoặc một phần) bằng cách sử dụng các tổ máy phát điện có khả năng khởi động đen.
Nhà máy điện khởi động đen là nhà máy điện có khả năng khởi động đen và được lựa chọn để tham gia vào quá trình khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia.
Nhà máy điện tách lưới giữ tự dùng là nhà máy điện được trang bị hệ thống tự động tách một số tổ máy phát điện ra khỏi hệ thống điện để cung cấp điện cho hệ thống tự dùng của nhà máy điện hoặc phụ tải địa phương.
Nhà máy điện tách lưới phát độc lập là nhà máy điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia nhưng vẫn phát công suất cung cấp điện cho phụ tải điện của một khu vực qua đường dây pên kết nhà máy điện với trạm điện của khu vực đó.
Nhân viên vận hành là người tham gia trực tiếp điều khiển quá trình sản xuất điện, truyền tải điện và phân phối điện, làm việc theo chế độ ca, kíp, bao gồm:
Điều độ viên tại các cấp điều độ;
Trưởng ca, Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện;
Trưởng kíp, Trực chính, Trực phụ tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nhóm trạm điện;
Nhân viên trực thao tác lưới điện.
Rã lưới là sự cố mất pên kết giữa các nhà máy điện, trạm điện dẫn đến mất điện một phần hay toàn bộ hệ thống điện miền hoặc hệ thống điện quốc gia.
Thiết bị điện quan trọng là thiết bị sử dụng điện mà khi bị mất điện có khả năng ảnh hưởng đến an ninh quốc gia, gây ô nhiễm môi trường nghiêm trọng, đe dọa tính mạng con người, gây thiệt hại lớn về kinh tế.
UPS là hệ thống đảm bảo cung cấp nguồn điện pên tục cho các thiết bị điện quan trọng trong một thời gian nhất định khi bị mất nguồn cung cấp điện.
Điều 7.3.TT.32.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1.AGC(viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ máy phát điện.
2.Bản chào giálà bản chào bán điện năng lên thị trường điện của từng tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại Thông tư này.
3.Bản chào giá lập lịchlà bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.
4.Bản chào mặc địnhlà bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp không nhận được bản chào giá hợp lệ của đơn vị phát điện.
5.Bảng kê thanh toánlà bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
6.Can thiệp thị trường điệnlà hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại Khoản 1 Điều 64 Thông tư này.
7.Chu kỳ thanh toánlà chu kỳ lập chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.
8.Công suất công bốlà mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
9.Công suất điều độlà mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
10.Công suất huy động chu kỳ giao dịch tớilà mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.
11.Công suất huy động ngày tớilà mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
12.Công suất phát tăng thêmlà phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
13.Dịch vụ phụ trợlà các dịch vụ điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.
14.Dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần sốbao gồm các dịch vụ điều tần và dịch vụ dự phòng quay.
15.Điện năng phát tăng thêmlà lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương ứng với công suất phát tăng thêm.
16.Đơn vị chào giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
17.Đơn vị mua buôn điệnlà đơn vị điện lực có chức năng mua buôn điện trên thị trường điện giao ngay (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện và tại các điểm giao nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối). Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường điện, đơn vị mua buôn điện bao gồm 05 Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).
18.Đơn vị mua điệnlà đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên mua điện, bao gồm đơn vị mua buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
19.Đơn vị nhập khẩu điệnlà đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng nhập khẩu điện, trong đó các điểm giao nhận nhập khẩu trên lưới điện truyền tải có đấu nối hoặc không đấu nối vào hệ thống điện quốc gia theo quy định.
20.Đơn vị phát điệnlà đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với đơn vị mua điện.
21.Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịchlà đơn vị phát điện có nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và không áp dụng cơ chế thanh toán trên thị trường điện.
22.Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịchlà đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá, lập lịch huy động theo bản chào giá và tính toán thanh toán theo quy định tại Chương VIII Thông tư này.
23.Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện nănglà đơn vị quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao gồm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.
24.Đơn vị truyền tải điệnlà đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
25.Đơn vị vận hành hệ thống điệnvà thị trường điệnlà đơn vị chỉ huy điều khiển, quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
26.Đơn vị xuất khẩu điệnlà đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng xuất khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu trên lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện quốc gia theo quy định.
27.Giá công suất thị trườnglà mức giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
28.Giá sàn bản chàolà mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
29. Giá điện năng thị trườnglà mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.
30.Giá thị trường điện toàn phầnlà tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.
31.Giá trần bản chàolà mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
32.Giá trần thị trường điệnlà mức giá điện năng thị trường cao nhất, được xác định cho từng năm.
33.Giá trị nướclà mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
34.Hệ số suy giảm hiệu suấtlà chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.
35.Hệ số tải trung bình năm hoặc thánglà tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm hoặc 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc tháng.
36.Hệ thống thông tin thị trường điệnlà hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản lý.
37.Hợp đồng mua bán điệnlà hợp đồng mua bán điện ký kết giữa đơn vị mua điện với đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
38.Lập lịch có ràng buộclà việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
39.Lập lịch không ràng buộclà việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
40.Lịch huy động chu kỳ giao dịch tớilà lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và các chu kỳ giao dịch trong 03 giờ liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.
41.Lịch huy động ngày tớilà lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
42.Lịch tính giá điện năng thị trườnglà lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.
43.Mô hình mô phỏng thị trường điệnlà hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
44.Mô hình tính toán giá trị nướclà hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
45.Mức nước giới hạnlà mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
46.Mức nước tối ưulà mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.
47.Năm Nlà năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
48.Ngày Dlà ngày giao dịch hiện tại.
49.Ngày giao dịchlà ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.
50.Nhà máy điện BOTlà nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
51.Nhà máy điện mới tốt nhấtlà nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.
52.Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêulà nhà máy thủy điện trong danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và danh mục nhà máy điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ Công Thương phê duyệt.
53.Nhà máy điện được phân bổ hợp đồnglà nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 2 Điều 40 Thông tư này.
54.Nhóm nhà máy thủy điện bậc thanglà tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
55.Nút giao dịchlà vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường điện.
56.Phần mềm lập lịch huy độnglà hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.
57.Phụ tải hệ thốnglà tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60MW (đáp ứng điều kiện áp dụng quy định về biểu giá chi phí tránh được do Bộ Công Thương ban hành).
58.Sản lượng kế hoạch nămlà sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.
59.Sản lượng kế hoạch thánglà sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.
60.Suất hao nhiệtlà lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng.
61.Thanh toán phát ràng buộclà khoản thanh toán mà đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.
62.Tháng Mlà tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
63.Thị trường điện giao ngaylà thị trường thực hiện lập lịch huy động, tính toán giá thị trường theo bản chào và thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch trong ngày cho các giao dịch mua bán điện năng giữa các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện.
64.Thiếu công suấtlà tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
65.Thông tin bảo mậtlà các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
66.Thông tin thị trườnglà toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
67.Thời điểm chấm dứt chào giálà thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp được quy định tại Điều 47 trong Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày D là 11h30 của ngày D-1.
68.Thứ tự huy độnglà kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69.Thừa công suấtlà tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố tại một miền hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.
70.Tổng số giờ tính toán hệ số tải nămlà tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong năm N.
71.Tổng số giờ tính toán hệ số tải thánglà tổng số giờ của tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.
72.Tổ máy khởi động chậmlà tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.
73.Tuần Tlà tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
74.Vị trí đo đếmlà vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh toán thị trường điện tuân thủ theo Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.33.2. Giải thích từ ngữ
(Điều 2 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị trực thuộc được ủy quyền của Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc tổ chức tiếp nhận quyền và nghĩa vụ của Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo quy định của pháp luật.
2. Bên bán điện là doanh nghiệp sản xuất, vận hành, kinh doanh bán điện từ các nhà máy điện gió hoặc tổ chức tiếp nhận quyền và nghĩa vụ sản xuất, vận hành, kinh doanh bán điện của doanh nghiệp theo quy định của pháp luật.
3. Tổ hợp đồng bộ của tua bin điện gió bao gồm máy phát điện, bộ chuyển đổi, cánh quạt, cột tháp, máy biến áp đồng bộ, dây dẫn đấu nối và thiết bị, kết cấu khác phục vụ sản xuất điện từ sức gió. Phần móng cột tháp, trạm biến áp, hào cáp và các công trình xây dựng liên quan không phải là tổ hợp đồng bộ của tua bin điện gió.
4. Tua bin điện gió trong đất liền là các tua bin có vị trí tâm của móng tua bin được xây dựng trên đất liền và vùng đất ven biển có ranh giới từ đường mép nước biển thấp nhất trung bình trong nhiều năm trở vào. Đường mép nước biển thấp nhất trung bình trong nhiều năm được xác định và công bố theo quy định tại Nghị định 40/2016/NĐ-CP ngày 15 tháng 5 năm 2016 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Tài nguyên, môi trường biển và hải đảo hoặc quy định của pháp luật về tài nguyên, môi trường biển và hải đảo được sửa đổi, bổ sung, thay thế.
5. Tua bin điện gió trên biển là các tua bin có vị trí tâm của móng tua bin được xây dựng nằm ngoài đường mép nước biển thấp nhất trung bình trong nhiều năm ra ngoài khơi. Đường mép nước biển thấp nhất trung bình trong nhiều năm được xác định và công bố theo Khoản 4 Điều này.
6. Diện tích đất cho khảo sát, nghiên cứu đầu tư dự án điện gió là phần diện tích giới hạn trong ranh giới địa lý được Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương quy định tại văn bản chấp thuận cho nhà đầu tư thực hiện khảo sát, nghiên cứu đánh giá tiềm năng gió để lập dự án đầu tư điện gió trong một thời hạn cho phép. Diện tích này chỉ được phép sử dụng cho các hoạt động khảo sát, nghiên cứu như xây dựng cột đo gió, khảo sát địa chất, địa hình.
7. Diện tích sử dụng đất có thời hạn của dự án điện gió là tổng diện tích của móng trụ tua bin gió bao gồm cả diện tích bảo vệ móng, diện tích đặt các thiết bị đồng bộ tại chân cột điện gió; các đường cáp ngầm đấu nối điện gió, chân cột đường dây trên không đấu nối điện; các trạm biến áp; diện tích xây dựng hệ thống đường giao thông nội bộ và nhà quản lý điều hành. Diện tích sử dụng đất có thời hạn được cơ quan có thẩm quyền giao cho chủ đầu tư dự án trong toàn bộ đời dự án.
8. Diện tích sử dụng đất tạm thời của dự án điện gió là phần diện tích Chủ đầu tư được phép sử dụng tạm thời cho việc thi công dự án điện gió, bao gồm: đường tạm phục vụ thi công, bãi tập kết vật tư thiết bị, khu vực thi công, lán trại tạm công nhân và các địa điểm phụ trợ khác. Sau khi hoàn thành công trình đưa vào sử dụng, phần diện tích sử dụng đất tạm thời không thuộc phần diện tích sử dụng đất có thời hạn sẽ được cơ quan có thẩm quyền thu hồi để sử dụng cho các mục đích khác.
9. Hành lang an toàn công trình điện gió là hành lang an toàn của cột tháp gió, đường dây truyền tải điện, trạm biến áp và các hạng mục phụ trợ.
10. Hành lang an toàn của cột tháp gió là nửa hình cầu, có tâm là tâm của chân cột tháp gió, bán kính bằng chiều cao cột tháp gió cộng với bán kính cánh quạt tua bin.
11. Tiêu chuẩn IEC là tiêu chuẩn kỹ thuật điện do Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế ban hành.
Điều 7.3.TT.34.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Trong Thông tư này, những từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Hồ chứa thủy điện được xây dựng trên địa bàn từ hai xã, hai huyện, hai tỉnh trở lên là hồ chứa thủy điện có đường biên cắm mốc xác định hành lang bảo vệ hồ chứa nằm trên địa bàn từ hai xã thuộc một huyện, hai huyện thuộc một tỉnh, hai xã hoặc hai huyện thuộc hai tỉnh trở lên.
2. Đập thủy điện được xây dựng trên địa bàn hai xã, hai huyện, hai tỉnh trở lên là đập thủy điện có phạm vi bảo vệ đập nằm trên địa bàn hai xã thuộc một huyện, hai huyện thuộc một tỉnh, hai xã hoặc hai huyện thuộc hai tỉnh trở lên.
Điều 7.3.TT.36.3. Giải thích từ ngữ
(Điều 3 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Trong Thông tư này các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Hợp đồng mua bán điện là một trong các loại hợp đồng sau đây (không bao gồm các hợp đồng giữa các đơn vị điện lực là đối tượng tham gia thị trường phát điện, bán buôn điện cạnh tranh và hợp đồng mua bán điện từ hệ thống điện mặt trời mái nhà):
a) Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt hoặc ngoài sinh hoạt được ký kết giữa khách hàng sử dụng điện (bao gồm cả khách hàng sử dụng điện lớn) với đơn vị bán lẻ điện nhằm mục đích mua điện để sử dụng;
b) Hợp đồng mua buôn, bán lẻ điện được ký kết giữa đơn vị bán lẻ điện với đơn vị bán buôn điện nhằm mục đích mua điện để bán lại cho bên thứ ba (trừ hợp đồng giữa các đơn vị thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc hợp đồng giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với các đơn vị thành viên).
2. Kiểm tra viên điện lực là cá nhân thuộc đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện, đơn vị bán buôn điện và đơn vị bán lẻ điện được tập huấn, sát hạch và cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực theo quy định tại Thông tư này.
3. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện.
4. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện.
5. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn điện.
6. Đơn vị bán lẻ điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán lẻ điện.
7. Số lợi bất hợp pháp có được từ hành vi trộm cắp điện là số lợi mà bên vi phạm có được từ sản lượng điện năng trộm cắp (bao gồm cả mọi chi phí phát sinh do hành vi vi phạm gây ra (nếu có)).
Điều 7.3.LQ.4. Chính sách phát triển điện lực
(Điều 4 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013; Điều 6 Luật số 03/2022/QH15 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/03/2022)
1. Phát triển điện lực bền vững trên cơ sở khai thác tối ưu mọi nguồn lực, đáp ứng nhu cầu điện năng phục vụ đời sống nhân dân và phát triển kinh tế - xã hội với chất lượng ổn định, an toàn và kinh tế, dịch vụ văn minh, góp phần bảo đảm quốc phòng, an ninh và an ninh năng lượng quốc gia.
1a. Ưu tiên phát triển điện phục vụ nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo và vùng có điều kiện kinh tế - xã hội đặc biệt khó khăn.
2. Xây dựng và phát triển thị trường điện lực theo nguyên tắc công khai, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, có sự điều tiết của Nhà nước để nâng cao hiệu quả trong hoạt động điện lực; bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp của các đơn vị điện lực và khách hàng sử dụng điện; thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia hoạt động đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải trên cơ sở bảo đảm quốc phòng, an ninh và theo quy hoạch phát triển điện lực, hoạt động phát điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện và tư vấn chuyên ngành điện lực.
Các thành phần kinh tế ngoài nhà nước được vận hành lưới điện truyền tải do mình đầu tư xây dựng.
2a. Nhà nước độc quyền trong các hoạt động sau đây:
a) Điều độ hệ thống điện quốc gia;
b) Xây dựng và vận hành các nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh;
c) Vận hành lưới điện truyền tải, trừ lưới điện truyền tải do các thành phần kinh tế ngoài nhà nước đầu tư xây dựng.
3. Áp dụng tiến bộ khoa học và công nghệ trong hoạt động điện lực, sử dụng điện nhằm tiết kiệm, nâng cao hiệu quả sử dụng các nguồn năng lượng, bảo vệ môi trường; khuyến khích nghiên cứu, phát triển, sản xuất và sử dụng thiết bị hiện đại phục vụ yêu cầu phát triển điện lực.
4. Đẩy mạnh việc khai thác và sử dụng các nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo để phát điện; có chính sách ưu đãi đối với dự án đầu tư phát triển nhà máy phát điện sử dụng các nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện)
Điều 7.3.NĐ.1.4. Nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng
(Điều 4 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh quy định tại Khoản 2 Điều 4 Luật điện lực bao gồm:
a) Nhà máy điện hạt nhân;
b) Một số nhà máy thủy điện.
2. Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt danh mục các nhà máy điện quy định tại Khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.LQ.5. Hợp tác quốc tế trong hoạt động điện lực
(Điều 5 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Mở rộng hợp tác quốc tế và hội nhập kinh tế quốc tế về hoạt động điện lực trên cơ sở tôn trọng độc lập, chủ quyền quốc gia và các bên cùng có lợi. Nhà nước khuyến khích và tạo điều kiện thuận lợi để tổ chức, cá nhân nước ngoài tham gia hoạt động điện lực tại Việt Nam; tổ chức, cá nhân ở trong nước hợp tác với tổ chức, cá nhân nước ngoài, tổ chức quốc tế trong hoạt động điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện)
Điều 7.3.LQ.6. Tuyên truyền, phổ biến, giáo dục pháp luật về điện lực
(Điều 6 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Các bộ, cơ quan ngang bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Ủy ban nhân dân các cấp, đơn vị điện lực trong phạm vi trách nhiệm của mình phối hợp với các cơ quan thông tin đại chúng và trường học tổ chức phổ biến, giáo dục và hướng dẫn nhân dân sử dụng điện an toàn, tiết kiệm, hiệu quả và chấp hành nghiêm chỉnh các quy định của pháp luật về điện lực.
2. Mặt trận Tổ quốc Việt Nam và các tổ chức thành viên trong phạm vi trách nhiệm của mình phối hợp với cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tuyên truyền, vận động nhân dân sử dụng điện an toàn, tiết kiệm, hiệu quả và chấp hành nghiêm chỉnh các quy định của pháp luật về điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện)
Điều 7.3.LQ.7. Các hành vi bị cấm trong hoạt động điện lực và sử dụng điện
(Điều 7 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Phá hoại các trang thiết bị điện, thiết bị đo đếm điện và công trình điện lực.
2. Hoạt động điện lực không có giấy phép theo quy định của Luật này.
3. Đóng, cắt điện trái quy định của pháp luật.
4. Vi phạm các quy định về an toàn trong phát điện, truyền tải điện, phân phối điện và sử dụng điện.
5. Cản trở việc kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện.
6. Trộm cắp điện.
7. Sử dụng điện để bẫy, bắt động vật hoặc làm phương tiện bảo vệ, trừ trường hợp được quy định tại Điều 59 của Luật này.
8. Vi phạm các quy định về bảo vệ hành lang an toàn lưới điện, khoảng cách an toàn của đường dây và trạm điện.
9. Cung cấp thông tin không trung thực làm tổn hại đến quyền và lợi ích hợp pháp của tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực và sử dụng điện.
10. Lợi dụng chức vụ, quyền hạn để gây sách nhiễu, phiền hà, thu lợi bất chính trong hoạt động điện lực và sử dụng điện.
11. Các hành vi khác vi phạm quy định của pháp luật về điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 34.1.LQ.10. Các hành vi bị cấm; Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện; Điều 7.3.TT.36.4. Nhiệm vụ, quyền hạn của Kiểm tra viên điện lực)
QUY HOẠCH VÀ ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 7.3.LQ.8. Quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 8 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 6 Luật số 28/2018/QH14 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Quy hoạch phát triển điện lực là quy hoạch ngành quốc gia làm cơ sở cho các hoạt động đầu tư phát triển điện lực.
2. Việc lập quy hoạch phát triển điện lực phải tuân thủ quy định của pháp luật về quy hoạch và các nguyên tắc sau đây:
a) Căn cứ vào chiến lược phát triển năng lượng quốc gia;
b) Phù hợp với định hướng phát triển các nguồn năng lượng sơ cấp cho phát điện gồm cả nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo.
3. Thời kỳ quy hoạch phát triển điện lực là 10 năm. Tầm nhìn của quy hoạch phát triển điện lực từ 30 năm đến 50 năm.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện; Điều 7.3.QĐ.7.3. Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn)
Điều 7.3.NĐ.1.3. Quản lý, thực hiện quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 3 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 6, Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm:
a) Thực hiện quản lý nhà nước về quy hoạch phát triển điện lực; hướng dẫn lập, phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển điện lực hàng năm, trung hạn (gồm kế hoạch phát triển nguồn điện, lưới điện các cấp 500 kV, 220 kV, 110 kV) trên cơ sở quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được duyệt;
b) Công bố quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, bao gồm cả quy hoạch điều chỉnh đã được phê duyệt;
c) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành và Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương xây dựng cơ chế, giải pháp thực hiện quy hoạch phát triển điện lực trình Thủ tướng Chính phủ;
d) Tổ chức theo dõi, kiểm tra tình hình thực hiện quy hoạch phát triển điện lực quốc gia;
đ) Định kỳ hàng năm tổng kết, đánh giá kết quả thực hiện, sự tác động và ảnh hưởng của việc thực hiện quy hoạch phát triển điện lực quốc gia để báo cáo Thủ tướng Chính phủ.
2. Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm:
b) Bố trí quỹ đất trong quy hoạch sử dụng đất tại địa phương cho các dự án điện lực trong quy hoạch phát triển điện lực;
c) Chủ trì, phối hợp chặt chẽ với các chủ đầu tư thực hiện việc giải phóng mặt bằng, bồi thường, hỗ trợ di dân, tái định cư cho các dự án điện lực;
đ) Định kỳ hàng năm tổng kết, đánh giá kết quả, sự tác động và ảnh hưởng của việc thực hiện nội dung quy hoạch về phát triển điện lực tại địa phương trong Quy hoạch tỉnh, báo cáo Bộ Công Thương.
3. Chủ đầu tư các dự án điện lực có trách nhiệm:
a) Cấp đủ, kịp thời kinh phí cho đơn vị thực hiện bồi thường, hỗ trợ di dân, tái định cư dự án điện lực;
b) Trình Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương các hồ sơ có liên quan đến việc cấp đất cho mặt bằng, hành lang an toàn, khu nhà ở của công nhân viên, khu di dân tái định cư của các dự án điện lực;
c) Phối hợp với đơn vị được cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định thực hiện công tác bồi thường, di dân, tái định cư để triển khai bồi thường, hỗ trợ di dân, tái định cư, giải phóng mặt bằng;
d) Định kỳ hàng năm báo cáo cơ quan nhà nước có thẩm quyền quản lý thực hiện quy hoạch phát triển điện lực về tình hình triển khai thực hiện dự án.
4. Tổ chức, cá nhân có nhà và tài sản gắn với diện tích đất thuộc phạm vi mặt bằng, hành lang an toàn của các dự án điện lực có trách nhiệm:
a) Thực hiện đúng thời hạn bàn giao mặt bằng trong quyết định của Ủy ban nhân dân các cấp đối với diện tích đất dành cho công trình điện lực theo quy định của pháp luật về đất đai;
b) Hợp tác với đơn vị thực hiện công tác bồi thường, hỗ trợ di dân, tái định cư trong việc di dời, giải phóng mặt bằng, hành lang an toàn của các dự án nguồn điện, lưới điện đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định đầu tư.
5. Bộ Tài chính chủ trì, phối hợp với Bộ Công Thương quy định kinh phí hàng năm để thực hiện các nội dung quy định tại điểm d, điểm đ khoản 1 và điểm đ khoản 2 Điều này.
Điều 7.3.TT.8.4. Nguyên tắc chung trong Quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 4 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Cơ quan chịu trách nhiệm tổ chức lập Quy hoạch phát triển điện lực các cấp:
a) Bộ Công Thương chịu trách nhiệm tổ chức lập Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia;
b) Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chịu trách nhiệm tổ chức lập Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh.
2. Chu kỳ lập và giai đoạn quy hoạch
a) Quy hoạch phát triển điện lực được lập theo chu kỳ 10 năm một lần cho giai đoạn quy hoạch 10 năm và định hướng cho 10 năm tiếp theo;
b) Quy hoạch phát triển điện lực được cập nhật và điều chỉnh theo chu kỳ 5 năm một lần hoặc trước thời hạn để đáp ứng kịp thời các yêu cầu thay đổi của phát triển kinh tế - xã hội.
3. Phạm vi của Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia: gồm quy hoạch các nguồn điện lớn và hệ thống truyền tải điện từ cấp điện áp 220kV trở lên cho giai đoạn quy hoạch, xác định danh mục các dự án nguồn điện lớn và lưới điện truyền tải từ cấp điện áp 220kV trở lên sẽ được thực hiện trong giai đoạn quy hoạch.
4. Phạm vi của Đề án Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh: gồm quy hoạch phát triển cho các nguồn điện vừa và nhỏ, các nguồn trạm biến áp 220kV cấp điện cho tỉnh, quy hoạch lưới điện 110kV, lưới điện trung áp và ước tính tổng khối lượng đầu tư lưới điện hạ áp cho giai đoạn quy hoạch. Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh gồm hai (02) hợp phần:
a) Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV: gồm quy hoạch các nguồn trạm biến áp 220kV cấp điện cho tỉnh, quy hoạch lưới điện 110kV, các nguồn điện vừa và nhỏ, tổng khối lượng các đường dây trung áp, số lượng/tổng dung lượng (KVA) các trạm biến áp phân phối;
b) Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV: gồm quy hoạch chi tiết lưới điện trung áp sau các trạm 110kV cho các huyện, quận, thị xã trực thuộc tỉnh, xác định danh mục các trục đường dây trung áp, danh mục các trạm biến áp trung áp sẽ đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch, ước tính tổng khối lượng đường dây trung áp, công suất của trạm biến áp phân phối, đường dây hạ áp cần đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch.
5. Quy hoạch phát triển điện lực phải được lập để phê duyệt trong năm cuối cùng của giai đoạn quy hoạch trước. Quy hoạch cập nhật, điều chỉnh theo chu kỳ 5 năm phải được lập để phê duyệt trong năm thứ 5 của giai đoạn quy hoạch trước.
6. Quy hoạch phát triển điện lực phải đảm bảo đáp ứng được nhu cầu điện trong giai đoạn quy hoạch.
7. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia phải xác định rõ mục tiêu, định hướng, giải pháp, cơ chế chính sách, danh mục các dự án nguồn điện lớn và hệ thống điện truyền tải từ cấp điện áp 220kV trở lên sẽ phát triển trong giai đoạn quy hoạch.
8. Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh phải xác định rõ mục tiêu, định hướng, giải pháp, cơ chế chính sách và danh mục các dự án nguồn điện vừa và nhỏ, các nguồn trạm biến áp 220kV cấp điện cho tỉnh, hệ thống điện 110kV và lưới điện phân phối trên địa bàn tỉnh sẽ phát triển trong giai đoạn quy hoạch.
9. Lưới điện truyền tải trong Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh phải phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
10. Khối lượng lưới điện trung và hạ áp trong Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV phải phù hợp với Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV.
11. Đơn vị tư vấn lập quy hoạch có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực tư vấn Quy hoạch phát triển điện lực cho cấp quy hoạch nào được phép chủ trì lập Quy hoạch phát triển điện lực cho cấp quy hoạch tương ứng.
12. Cơ quan có thẩm quyền phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực cấp nào chịu trách nhiệm quyết định điều chỉnh, bổ sung quy hoạch cùng cấp.
13. Thẩm quyền phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh:
a) Bộ trưởng Bộ Công Thương chịu trách nhiệm phê duyệt Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV;
b) Bộ trưởng Bộ Công Thương ủy quyền cho Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt và điều chỉnh, bổ sung Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV.
14. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh phải được lập trên cơ sở các Quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội, phải phù hợp với quy hoạch các nguồn năng lượng sơ cấp cho phát điện gồm cả nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo, các quy hoạch chuyên ngành điện và các quy hoạch ngành khác có liên quan.
15. Chỉ những dự án điện nằm trong danh mục dự án thuộc quy hoạch được duyệt mới được phép đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
16. Các dự án đầu tư nguồn và lưới điện khi chưa được bổ sung, điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực không được phép triển khai đầu tư.
(Điều 8a Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, bị bãi bỏ bởi Điều 6 Luật số 28/2018/QH14 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Điều 7.3.LQ.9. Lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, tổ chức thực hiện và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 9 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 6 Luật số 28/2018/QH14 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Bộ Công thương tổ chức lập quy hoạch phát triển điện lực trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo quy định của pháp luật về quy hoạch.
2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh tổ chức lập nội dung phương án phát triển mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh.
3. Việc lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, tổ chức thực hiện và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực theo quy định của pháp luật về quy hoạch.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.QĐ.7.4. Lập, thẩm định, phê duyệt, công bố và điều chỉnh Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn)
Điều 7.3.NĐ.1.2. Tổ chức điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 2 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 6 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018)
1. Bộ Công thương tổ chức lập quy hoạch phát triển điện lực trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo quy định của pháp luật về quy hoạch.
2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh tổ chức lập nội dung phương án phát triển mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh.
3. Việc lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, tổ chức thực hiện và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực theo quy định của pháp luật về quy hoạch.
Điều 7.3.TT.8.5. Nội dung Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia
(Điều 5 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia bao gồm những nội dung chính sau:
1. Hiện trạng hệ thống điện quốc gia và đánh giá kết quả thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn trước.
2. Hiện trạng và dự báo phát triển kinh tế - xã hội trong giai đoạn quy hoạch.
3. Thông số đầu vào cho lập quy hoạch và các tiêu chí cho giai đoạn quy hoạch.
4. Dự báo nhu cầu điện theo tỉnh, vùng miền và toàn quốc cho giai đoạn quy hoạch.
5. Đánh giá các nguồn năng lượng sơ cấp, khả năng khai thác, khả năng xuất nhập khẩu năng lượng; đánh giá khả năng trao đổi điện giữa các vùng, miền; dự báo giá nhiên liệu cho sản xuất điện.
6. Chương trình phát triển nguồn điện lớn.
7. Chương trình phát triển hệ thống điện truyền tải từ cấp điện áp 220kV trở lên.
8. Chương trình liên kết lưới điện với các nước trong khu vực.
9. Định hướng và tiêu chí phát triển lưới điện phân phối (110kV, trung và hạ áp).
10. Định hướng và tiêu chí phát triển điện nông thôn.
11. Định hướng phát triển năng lượng mới và năng lượng tái tạo.
12. Mô hình tổ chức quản lý ngành điện.
13. Tổng hợp khối lượng đầu tư và dự kiến nhu cầu vốn đầu tư cho giai đoạn quy hoạch.
14. Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội chương trình phát triển điện lực quốc gia.
15. Cơ chế bảo vệ môi trường và phát triển bền vững trong phát triển điện lực quốc gia.
16. Tổng hợp nhu cầu sử dụng đất cho các công trình điện.
17. Cơ chế thực hiện quy hoạch, bao gồm: cơ chế tổ chức thực hiện, cơ chế tài chính, cơ chế giá điện.
18. Các kết luận và kiến nghị.
(Nội dung chi tiết của Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này).
Phu luc I kem theo Thong tu so 43-2013-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.8.6. Trình tự, thủ tục lập và phê duyệt đề cương, dự toán cho lập Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia
(Điều 6 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Chậm nhất mười hai (12) tháng trước khi kết thúc chu kỳ quy hoạch giai đoạn trước, Tổng cục Năng lượng tổ chức lập và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt đề cương dự toán lập quy hoạch cho giai đoạn tiếp theo.
2. Trên cơ sở đề cương, dự toán được duyệt, Vụ Kế hoạch chủ trì phối hợp với Vụ Tài chính đăng ký vốn ngân sách nhà nước cho lập Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
3. Chi phí cho lập, thẩm định và công bố Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được xác định theo định mức và đơn giá do Bộ Tài chính, Bộ Công Thương quy định.
Điều 7.3.TT.8.7. Trình tự, thủ tục lập Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia
(Điều 7 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Trên cơ sở kế hoạch vốn dược duyệt cho lập Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, Tổng cục Năng lượng tổ chức lựa chọn đơn vị tư vấn lập quy hoạch trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
2. Đơn vị tư vấn tiến hành lập Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo đề cương quy hoạch được duyệt và thời hạn được giao. Nội dung chi tiết Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được quy định tại Điều 5 của Thông tư này.
3. Trong quá trình lập quy hoạch, đơn vị tư vấn lập quy hoạch có trách nhiệm lấy ý kiến bằng văn bản của các Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất về vị trí quy hoạch địa điểm các nhà máy điện và các trạm biến áp 500kV dự kiến phát triển trên địa bàn tỉnh trong giai đoạn quy hoạch. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản của đơn vị tư vấn đề nghị có ý kiến thống nhất về vị trí quy hoạch địa điểm, Ủy ban nhân dân tỉnh phải có văn bản trả lời. Sau thời hạn trên, trường hợp Ủy ban nhân dân tỉnh không có văn bản trả lời, coi như Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất với vị trí quy hoạch địa điểm các nhà máy điện và các trạm biến áp 500kV dự kiến phát triển trên địa bàn tỉnh trong giai đoạn quy hoạch theo đề xuất của đơn vị tư vấn.
4. Sau khi hoàn thành dự thảo Đề án quy hoạch, đơn vị tư vấn lập quy hoạch chịu trách nhiệm gửi dự thảo Đề án quy hoạch cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam (VINACOMIN), các Tổng công ty Điện lực miền (PCs) và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPT) để có ý kiến chính thức và hoàn thiện đề án trước khi gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 7.3.TT.8.8. Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia
(Điều 8 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Tổng cục Năng lượng phải có văn bản yêu cầu bổ sung nếu hồ sơ quy hoạch chưa đầy đủ, hợp lệ.
2. Sau khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng trình Bộ trưởng Bộ Công Thương quyết định thành lập Hội đồng thẩm định Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
Hội đồng thẩm định Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia do một Thứ trưởng Bộ Công Thương làm chủ tịch, Lãnh đạo Tổng cục Năng lượng làm phó chủ tịch; các thành viên từ các đơn vị liên quan thuộc Bộ Công Thương, các Bộ ngành có liên quan, các Tập đoàn: Điện lực Việt Nam, Dầu khí Việt Nam, Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia và một số chuyên gia phản biện độc lập (nếu cần).
Hội đồng thẩm định Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được phép thuê tư vấn thẩm định để giúp Hội đồng thẩm định Đề án quy hoạch. Chi phí thuê tư vấn thẩm định, chuyên gia phản biện độc lập được lấy từ nguồn kinh phí thẩm định quy hoạch được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
3. Thời gian thẩm định không quá chín mươi (90) ngày làm việc kể từ ngày thành lập Hội đồng thẩm định Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
4. Trong quá trình thẩm định Đề án quy hoạch, Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm thực hiện lấy ý kiến góp ý bằng văn bản của các Bộ ngành có liên quan để tổng hợp và chuẩn bị báo cáo thẩm định.
Đơn vị tư vấn lập quy hoạch chịu trách nhiệm lập báo cáo đánh giá môi trường chiến lược, trình Bộ Tài nguyên và Môi trường thông qua trước khi Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Đề án quy hoạch.
5. Sau khi nhận được ý kiến chính thức bằng văn bản của các Bộ, ngành và địa phương có liên quan về Đề án quy hoạch và căn cứ ý kiến của Hội đồng thẩm định, chuyên gia phản biện độc lập, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm yêu cầu tư vấn sửa đổi, bổ sung, hoàn chỉnh Đề án.
6. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi Đề án quy hoạch đã được bổ sung, hoàn chỉnh, Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm dự thảo Tờ trình thông qua các thành viên Hội đồng thẩm định và tổng hợp báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
7. Hồ sơ trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt gồm:
a) Tờ trình đề nghị phê duyệt quy hoạch của Bộ Công Thương;
b) Dự thảo Quyết định phê duyệt quy hoạch;
c) 05 bộ Đề án quy hoạch hoàn chỉnh;
d) 15 bản báo cáo tóm tắt Đề án quy hoạch;
đ) Văn bản của các Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất về vị trí quy hoạch địa điểm các nhà máy điện và các trạm biến áp 500kV dự kiến phát triển trên địa bàn tỉnh;
e) Các văn bản góp ý của các Bộ, ngành có liên quan.
Điều 7.3.TT.8.9. Nội dung Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh
(Điều 9 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV gồm những nội dung chính sau:
a) Hiện trạng phát triển điện lực tỉnh và đánh giá kết quả thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh giai đoạn trước;
b) Hiện trạng và dự báo phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh trong giai đoạn quy hoạch;
c) Thông số đầu vào cho lập quy hoạch và các tiêu chí cho giai đoạn quy hoạch;
d) Dự báo nhu cầu điện theo quận, huyện, thị xã, thành phố trực thuộc tỉnh trong giai đoạn quy hoạch;
đ) Quy hoạch phát triển các nguồn điện vừa và nhỏ trên địa bàn tỉnh, các nguồn trạm biến áp 220kV cấp điện cho tỉnh;
e) Liên kết lưới điện với các tỉnh lân cận;
g) Cân bằng cung-cầu điện của tỉnh từng năm trong giai đoạn quy hoạch;
h) Chương trình phát triển lưới điện 110kV;
i) Tổng khối lượng đường dây và trạm biến áp trung áp cần đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch;
k) Quy hoạch cấp điện cho vùng sâu vùng xa và hải đảo không nối lưới;
l) Cơ chế bảo vệ môi trường và phát triển bền vững trong phát triển điện lực tỉnh;
m) Tổng hợp nhu cầu sử dụng đất cho các công trình điện;
n) Tổng hợp khối lượng đầu tư và dự kiến nhu cầu vốn đầu tư cho giai đoạn quy hoạch;
o) Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội phương án phát triển điện lực tỉnh;
p) Cơ chế thực hiện quy hoạch, bao gồm: cơ chế tổ chức thực hiện, cơ chế tài chính;
q) Các kết luận và kiến nghị.
(Nội dung chi tiết của Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này).
2. Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV gồm những nội dung chính sau:
a) Hiện trạng lưới điện trung áp thuộc ranh giới cấp điện của trạm 110kV được quy hoạch;
b) Tính toán nhu cầu công suất và điện năng, cân bằng công suất các năm trong giai đoạn quy hoạch của vùng trạm 110kV quy hoạch;
c) Sơ đồ chi tiết lưới điện trung áp và các trạm biến áp phân phối sau các trạm 110kV;
d) Danh mục các đường dây trung áp và trạm biến áp phân phối cần đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch;
đ) Tổng khối lượng lưới điện trung áp và ước tính tổng khối lượng lưới điện hạ áp cần đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch;
e) Tổng hợp nhu cầu sử dụng đất cho các công trình điện;
g) Tổng nhu cầu vốn đầu tư cho từng cấp trung và hạ áp;
h) Cơ chế bảo vệ môi trường và phát triển bền vững trong phát triển lưới điện trung và hạ áp;
i) Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội phương án phát triển điện lực;
k) Cơ chế thực hiện quy hoạch;
l) Các kết luận và kiến nghị.
(Nội dung chi tiết của Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này).
Phu luc II va Phu luc III kem theo Thong tu so 43-2013-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.8.10. Trình tự, thủ tục lập và phê duyệt đề cương, dự toán cho lập Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh
(Điều 10 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Chậm nhất mười hai (12) tháng trước khi kết thúc chu kỳ quy hoạch giai đoạn trước, Sở Công Thương tổ chức lập và trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt đề cương, dự toán lập Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh cho giai đoạn tiếp theo.
2. Trên cơ sở đề cương dự toán được duyệt, các đơn vị chức năng thuộc Ủy ban nhân dân tỉnh chịu trách nhiệm đăng ký vốn ngân sách nhà nước cho lập Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh.
3. Chi phí cho lập, thẩm định và công bố Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh được xác định theo định mức và đơn giá do Bộ Tài chính, Bộ Công Thương quy định.
Điều 7.3.TT.8.11. Trình tự, thủ tục lập Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh
(Điều 11 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Đối với Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV:
a) Trên cơ sở kế hoạch vốn được duyệt cho lập Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV, Sở Công Thương tổ chức lựa chọn đơn vị tư vấn lập quy hoạch trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt;
b) Đơn vị tư vấn tiến hành lập Hợp phần Quy hoạch phát triển điện lực hệ thống điện 110kV theo đề cương quy hoạch được duyệt và thời hạn được giao. Nội dung Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV được quy định tại Khoản 1 Điều 9 của Thông tư này;
c) Trong quá trình lập quy hoạch, đơn vị tư vấn lập quy hoạch có trách nhiệm lấy ý kiến bằng văn bản của Công ty Điện lực tỉnh để hoàn chỉnh dự thảo nội dung Hợp phần quy hoạch trước khi trình Sở Công Thương;
d) Đơn vị tư vấn có trách nhiệm lấy văn bản thống nhất của Ủy ban nhân dân tỉnh và dự kiến địa điểm quy hoạch các công trình nguồn điện cấp cho tỉnh bao gồm: các nguồn điện vừa và nhỏ, các nguồn trạm biến áp 220kV cấp điện cho tỉnh và các trạm 110kV dự kiến phát triển trong giai đoạn quy hoạch;
đ) Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản của đơn vị tư vấn đề nghị thống nhất địa điểm, Ủy ban nhân dân tỉnh phải có văn bản trả lời. Sau thời hạn trên, trường hợp Ủy ban nhân dân tỉnh không có văn bản trả lời, coi như Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất với dự kiến địa điểm quy hoạch các công trình nguồn điện cấp cho tỉnh dự kiến phát triển trong giai đoạn quy hoạch theo đề xuất của đơn vị tư vấn.
e) Sau khi đơn vị tư vấn trình dự thảo nội dung Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV hoàn chỉnh, Sở Công Thương có trách nhiệm tổ chức thực hiện lấy ý kiến bằng văn bản của Ủy ban nhân dân cấp huyện và các sở, ban ngành có liên quan;
g) Sau khi nhận được văn bản góp ý của Ủy ban nhân dân cấp huyện và các Sở, ban ngành liên quan, Sở Công Thương chỉ đạo đơn vị tư vấn lập quy hoạch tiếp thu, giải trình ý kiến góp ý và hoàn thiện hồ sơ để báo cáo Ủy ban nhân dân tỉnh trình Hội đồng nhân dân tỉnh hoặc Thường trực Hội đồng nhân dân tỉnh thông qua trước khi gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
2. Đối với Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV:
a) Trên cơ sở kế hoạch vốn được duyệt cho lập Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV, Sở Công Thương tổ chức lựa chọn đơn vị tư vấn lập quy hoạch trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt;
b) Đơn vị tư vấn tiến hành lập Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ thế sau các trạm 110kV theo đề cương quy hoạch dược duyệt và thời hạn được giao. Nội dung Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV được quy định tại Khoản 2 Điều 9 của Thông tư này;
c) Trong quá trình lập quy hoạch, đơn vị tư vấn lập quy hoạch có trách nhiệm lấy ý kiến Công ty Điện lực tỉnh, Ủy ban nhân dân cấp huyện có liên quan đối với dự thảo cuối cùng nội dung Hợp phần quy hoạch để hoàn chỉnh nội dung quy hoạch trước khi gửi Sở Công Thương thẩm định.
Điều 7.3.TT.8.12. Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh
(Điều 12 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Đối với Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV;
a) Sau khi Hội đồng nhân dân tỉnh hoặc Thường trực Hội đồng nhân dân tỉnh thông qua nội dung Hợp phần quy hoạch, Ủy ban nhân dân tỉnh hoàn chỉnh hồ sơ, gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt;
b) Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Tổng cục Năng lượng phải có văn bản yêu cầu bổ sung đối với hồ sơ quy hoạch chưa đầy đủ, hợp lệ;
c) Hồ sơ trình thẩm định phê duyệt bao gồm:
- Tờ trình phê duyệt quy hoạch của Ủy ban nhân dân tỉnh;
- 05 bộ Báo cáo Hợp phần quy hoạch hoàn chỉnh;
- 10 bộ Báo cáo Hợp phần quy hoạch tóm tắt;
- Văn bản thông qua nội dung Hợp phần quy hoạch của Hội đồng nhân dân (hoặc Thường trực Hội đồng nhân dân) tỉnh;
- Văn bản góp ý của Công ty điện lực tỉnh, Ủy ban nhân dân các quận/huyện và các Sở, ban ngành có liên quan;
- Văn bản của Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất về dự kiến địa điểm quy hoạch các công trình nguồn điện cấp cho tỉnh dự kiến phát triển trong giai đoạn quy hoạch;
d) Tổng cục trưởng Tổng cục Năng lượng quyết định việc thành lập Tổ thẩm định Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV. Tổ thẩm định Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV tỉnh do Lãnh đạo Tổng cục Năng lượng làm tổ trưởng, thành viên từ các đơn vị liên quan thuộc Bộ Công Thương, Tổng công ty Điện lực miền và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia;
đ) Trong thời hạn bốn mươi lăm (45) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm tổ chức thẩm định và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV. Tổng cục Năng lượng được phép thuê tư vấn để lập báo cáo thẩm định hồ sơ quy hoạch. Chi phí thuê tư vấn thẩm định, chuyên gia phản biện độc lập được lấy từ nguồn kinh phí thẩm định quy hoạch được cấp có thẩm quyền phê duyệt;
e) Trong quá trình thẩm định hồ sơ quy hoạch, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm lấy ý kiến góp ý bằng văn bản của Tổng công ty điện lực miền và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đối với Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV tỉnh;
g) Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản đề nghị góp ý của Tổng cục Năng lượng và hồ sơ quy hoạch, Tổng công ty điện lực miền và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm góp ý bằng văn bản cho gửi Tổng cục Năng lượng. Văn bản góp ý gồm các nội dung chính sau:
- Đánh giá hiện trạng phát triển điện lực của địa phương, kết quả thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh giai đoạn trước;
- Đánh giá kết quả dự báo phụ tải giai đoạn quy hoạch; các đề xuất;
- Đánh giá kết quả lựa chọn phương án phát triển điện lực cho giai đoạn quy hoạch, các đề xuất;
- Tính khả thi của Hợp phần quy hoạch;
- Các kiến nghị về danh mục các công trình điện, tiến độ đầu tư, cơ chế chính sách để thực hiện quy hoạch;
h) Trên cơ sở ý kiến thẩm định của tư vấn thẩm định, ý kiến của Tổ thẩm định, chuyên gia phản biện độc lập và ý kiến góp ý của Tổng công ty Điện lực miền, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm tổng hợp, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt. Trường hợp nội dung Hợp phần quy hoạch không đáp ứng chất lượng quy định, Tổng cục Năng lượng phải có ý kiến bằng văn bản gửi Ủy ban nhân dân tỉnh để bổ sung hoàn chỉnh nội dung Hợp phần quy hoạch.
Trên cơ sở ý kiến của Tổng cục Năng lượng, Sở Công Thương yêu cầu đơn vị tư vấn hoàn chỉnh báo cáo Hợp phần quy hoạch, trình Ủy ban nhân dân tỉnh xem xét gửi Tổng cục Năng lượng;
i) Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi báo cáo Hợp phần quy hoạch đã được hoàn chỉnh, Tổng cục Năng lượng hoàn thiện hồ sơ và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
2. Đối với Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV;
a) Trong quá trình thẩm định hồ sơ, Sở Công Thương có trách nhiệm lấy ý kiến bằng văn bản của các Sở, ban ngành có liên quan và gửi văn bản lấy ý kiến của Tổng cục Năng lượng về sự phù hợp quy hoạch trước khi hoàn thiện Đề án quy hoạch, trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt;
b) Sở Công Thương được phép thuê tư vấn để lập báo cáo thẩm định hồ sơ quy hoạch. Chi phí thuê tư vấn thẩm định được lấy từ nguồn kinh phí thẩm định quy hoạch được cấp có thẩm quyền phê duyệt;
c) Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản đề nghị của Sở Công Thương và hồ sơ Hợp phần Quy hoạch phát triển chi tiết lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV hoàn chỉnh, Tổng cục Năng lượng phải có ý kiến bằng văn bản về sự phù hợp quy hoạch gửi Sở Công Thương để bổ sung hoàn chỉnh báo cáo Hợp phần quy hoạch, trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt.
Điều 7.3.TT.8.13. Thẩm quyền điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực điện quốc gia
(Điều 13 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Trên cơ sở văn bản đề nghị điều chỉnh, bổ sung quy hoạch của chủ đầu tư các dự án nguồn điện và lưới điện truyền tải, Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm thẩm định báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
2. Trong quá trình thẩm định, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm lấy ý kiến bằng văn bản của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điên lực miền, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, các Bộ, ngành và các đơn vị có liên quan.
Điều 7.3.TT.8.14. Nội dung Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm
(Điều 14 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm bao gồm những nội dung chính sau:
1. Hiện trạng hệ thống điện quốc gia và đánh giá tình hình thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia trong 5 năm vừa qua.
2. Cập nhật dự báo phát triển kinh tế - xã hội trong giai đoạn quy hoạch.
3. Cập nhật dự báo nhu cầu điện theo tỉnh, vùng miền và tổng hợp toàn quốc cho từng giai đoạn quy hoạch.
4. Cập nhật các thông số đầu vào cho lập quy hoạch, đánh giá nguồn năng lượng sơ cấp và giá nhiên liệu cho sản xuất điện.
5. Cập nhật và bổ sung chương trình phát triển nguồn điện.
6. Cập nhật và bổ sung chương trình phát triển lưới điện truyền tải từ cấp điện áp 220kV trở lên.
7. Tổng hợp khối lượng đầu tư và nhu cầu vốn đầu tư cho các năm còn lại của giai đoạn quy hoạch.
8. Đánh giá hiệu quả kinh tế chương trình phát triển điện lực quốc gia.
9. Cập nhật và bổ sung các cơ chế thực hiện quy hoạch.
10. Các kết luận và kiến nghị.
Điều 7.3.TT.8.15. Nội dung Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia không theo chu kỳ
(Điều 15 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia không theo chu kỳ bao gồm những nội dung chính sau:
1. Cơ sở pháp lý và sự cần thiết điều chỉnh, bổ sung quy hoạch.
2. Quy mô, tiến độ và các thông số chính của dự án cần điều chỉnh, bổ sung quy hoạch.
3. Đánh giá ảnh hưởng của việc điều chỉnh, bổ sung dự án đối với lưới điện của khu vực khi xuất hiện dự án.
4. Các giải pháp đồng bộ về nguồn, lưới điện khu vực cần điều chỉnh để đảm bảo cung cấp điện.
5. Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội của dự án bổ sung, điều chỉnh.
6. Kết luận và kiến nghị.
Điều 7.3.TT.8.16. Trình tự, thủ tục lập và phê duyệt đề cương, dự toán cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm
(Điều 16 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Chậm nhất mười hai (12) tháng trước khi kết thúc năm (05) năm đầu tiên của chu kỳ quy hoạch, Tổng cục Năng lượng tổ chức lập và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt đề cương, dự toán cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia cho các năm còn lại.
2. Trên cơ sở đề cương dự toán được duyệt, Vụ Kế hoạch phối hợp với Vụ Tài chính đăng ký vốn ngân sách nhà nước cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
3. Chi phí cho lập, thẩm định và công bố điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm được xác định theo định mức và đơn giá do Bộ Tài chính, Bộ Công Thương quy định.
Điều 7.3.TT.8.17. Trình tự, thủ tục lập điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm
(Điều 17 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Trên cơ sở kế hoạch vốn được duyệt cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, Tổng cục Năng lượng tổ chức lựa chọn đơn vị tư vấn lập điều chỉnh quy hoạch trình Bộ Công Thương phê duyệt.
2. Đơn vị tư vấn tiến hành lập Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo đề cương quy hoạch được duyệt và thời hạn được giao. Nội dung chi tiết Đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm được quy định tại Điều 14 của Thông tư này.
3. Trong quá trình lập Đề án điều chỉnh quy hoạch, đơn vị tư vấn có trách nhiệm lấy ý kiến thống nhất bằng văn bản của Ủy ban nhân dân tỉnh về vị trí quy hoạch địa điểm các nhà máy điện và các trạm biến áp 500kV dự kiến phát triển trên địa bàn tỉnh. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản của đơn vị tư vấn đề nghị có ý kiến thống nhất về vị trí quy hoạch địa điểm, Ủy ban nhân dân tỉnh phải có văn bản trả lời. Sau thời hạn trên, trường hợp Ủy ban nhân dân tỉnh không có văn bản trả lời, coi như Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất với vị trí quy hoạch địa điểm các nhà máy điện và các trạm biến áp 500kV dự kiến phát triển trên địa bàn tỉnh trong giai đoạn quy hoạch theo đề xuất của đơn vị tư vấn.
4. Sau khi hoàn thành dự thảo Đề án điều chỉnh quy hoạch, đơn vị tư vấn có trách nhiệm gửi dự thảo Đề án điều chỉnh quy hoạch cho các Tập đoàn, Tổng công ty (EVN, PVN, VINACOMIN, PCs, NPT) để có ý kiến chính thức và hoàn thiện đề án trước khi trình Tổng cục Năng lượng thẩm định, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 7.3.TT.8.18. Trình tự, thủ tục điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia không theo chu kỳ
(Điều 18 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Chủ đầu tư các dự án có nhu cầu bổ sung, điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia tổ chức lập hồ sơ điều chỉnh quy hoạch gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
2. Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Tổng cục Năng lượng phải có văn bản yêu cầu bổ sung nếu hồ sơ điều chỉnh quy hoạch chưa đầy đủ, hợp lệ.
3. Hồ sơ điều chỉnh quy hoạch gồm:
a) Văn bản về sự cần thiết điều chỉnh, bổ sung quy hoạch của Chủ đầu tư;
b) 05 bộ Đề án điều chỉnh quy hoạch;
c) Văn bản thống nhất của Ủy ban nhân dân tỉnh về vị trí quy hoạch địa điểm công trình điện đề xuất bổ sung, điều chỉnh;
d) Các văn bản chứng minh năng lực tài chính, kinh nghiệm kỹ thuật của Chủ đầu tư và các văn bản khác (nếu cần thiết).
4. Trong thời hạn chín mươi (90) ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng tiến hành thẩm định Đề án điều chỉnh quy hoạch.
5. Trong quá trình thẩm định, Tổng cục Năng lượng lấy ý kiến bằng văn bản của các Bộ, ngành (nếu cần thiết) và các Tập đoàn và Tổng công ty có liên quan. Sau thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể khi nhận được văn bản đề nghị góp ý của Tổng cục Năng lượng, các Bộ, ngành và đơn vị phải có văn bản trả lời. Sau thời hạn trên, trường hợp các Bộ, ngành và đơn vị không có văn bản trả lời, coi như thống nhất với đề xuất điều chỉnh quy hoạch của Chủ đầu tư dự án có nhu cầu bổ sung, điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
6. Sau khi nhận được ý kiến chính thức bằng văn bản của các Bộ, ngành và các Tập đoàn (PVN, EVN, VINACOMIN) và Tổng công ty có liên quan về Đề án điều chỉnh, bổ sung quy hoạch, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm ban hành văn bản yêu cầu chủ đầu tư sửa đổi, bổ sung, hoàn chỉnh Đề án.
7. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi Đề án quy hoạch đã được bổ sung, hoàn chỉnh, Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm dự thảo tờ trình và báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét trình Thủ tướng Chính phủ quyết định.
Điều 7.3.TT.8.19. Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm
(Điều 19 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia theo chu kỳ 5 năm được áp dụng như quy định tại Điều 8 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.8.20. Thẩm quyền điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực điện tỉnh
(Điều 20 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Đối với bổ sung điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV: Trên cơ sở văn bản đề nghị bổ sung, điều chỉnh quy hoạch của chủ đầu tư dự án nguồn điện vừa và nhỏ và lưới điện 110kV hoặc kiến nghị của các khách hàng điện lớn, Ủy ban nhân dân tỉnh xem xét gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt. Trong quá trình thẩm định, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm lấy ý kiến bằng văn bản của Tổng công ty Điện lực miền và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.
2. Đối với bổ sung điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV: Chủ đầu tư các dự án lưới điện trung áp kiến nghị điều chỉnh có trách nhiệm lấy ý kiến góp ý của Công ty Điện lực tỉnh, Ủy ban nhân dân cấp huyện có liên quan trước khi gửi Sở Công Thương thẩm định, trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt.
Điều 7.3.TT.8.21. Nội dung điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh theo chu kỳ 5 năm
(Điều 21 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV theo chu kỳ 5 năm gồm những nội dung chính sau:
a) Hiện trạng hệ thống điện tỉnh và đánh giá tình hình thực hiện Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV trong 5 năm vừa qua;
b) Cập nhật dự báo phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh trong giai đoạn quy hoạch;
c) Cập nhật dự báo nhu cầu điện theo quận, huyện, thị xã, thành phố trực thuộc tỉnh trong giai đoạn quy hoạch;
d) Cân bằng cung cầu điện tỉnh từng năm trong giai đoạn quy hoạch;
đ) Thiết kế sơ đồ phát triển lưới điện 110kV, bao gồm đề xuất, lựa chọn kết cấu lưới điện cho các năm còn lại của giai đoạn quy hoạch;
e) Tổng khối lượng đường dây, trạm biến áp phân phối cần đầu tư xây dựng cho các năm còn lại của giai đoạn quy hoạch;
g) Tổng hợp khối lượng đầu tư và nhu cầu vốn đầu tư cho các năm còn lại của giai đoạn quy hoạch;
h) Đánh giá hiệu quả kinh tế phương án phát triển điện lực tỉnh được kiến nghị;
i) Các kết luận và kiến nghị.
2. Điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV theo chu kỳ 5 năm bao gồm những nội dung chính sau:
a) Thiết kế sơ đồ lưới điện trung áp chi tiết sau các trạm 110kV cho các huyện, quận, thị xã, thành phố trực thuộc tỉnh;
b) Cập nhật danh mục các đường dây, trạm biến áp trung và hạ áp cần đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch;
c) Tổng khối lượng lưới điện hạ áp cần đầu tư xây dựng trong giai đoạn quy hoạch;
d) Tổng vốn đầu tư cho từng cấp trung và hạ áp.
Điều 7.3.TT.8.22. Nội dung điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh không theo chu kỳ
(Điều 22 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch hệ thống điện 110kV không theo chu kỳ gồm những nội dung chính sau:
a) Cơ sở pháp lý và sự cần thiết điều chỉnh, bổ sung quy hoạch;
b) Quy mô, tiến độ và các thông số chính của dự án cần điều chỉnh, bổ sung quy hoạch;
c) Đánh giá ảnh hưởng của việc điều chỉnh, bổ sung dự án đối với lưới điện tỉnh khi xuất hiện dự án;
d) Các giải pháp đồng bộ về nguồn, lưới điện khu vực cần điều chỉnh để đảm bảo cung cấp điện;
đ) Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội của dự án bổ sung, điều chỉnh;
e) Kết luận và kiến nghị.
2. Điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV không theo chu kỳ bao gồm những nội dung chính sau:
a) Cơ sở pháp lý và sự cần thiết điều chỉnh, bổ sung quy hoạch;
b) Quy mô, tiến độ và các thông số chính của dự án cần điều chỉnh, bổ sung quy hoạch;
c) Đánh giá ảnh hưởng của việc điều chỉnh, bổ sung dự án đối với lưới điện sau trạm 100kV khi xuất hiện dự án;
d) Đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án bổ sung, điều chỉnh;
đ) Kết luận và kiến nghị.
Điều 7.3.TT.8.23. Trình tự, thủ tục lập và phê duyệt đề cương, dự toán cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh theo chu kỳ 5 năm
(Điều 23 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Đối với điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh theo chu kỳ 5 năm: Chậm nhất mười hai (12) tháng trước khi kết thúc năm (05) năm đầu tiên của chu kỳ quy hoạch, Sở Công Thương tổ chức lập và trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt đề cương, dự toán cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh.
2. Trên cơ sở đề cương dự toán được duyệt, các đơn vị chức năng thuộc Ủy ban nhân dân tỉnh chịu trách nhiệm đăng ký vốn ngân sách nhà nước cho điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh.
3. Chi phí cho lập, thẩm định và công bố điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh theo chu kỳ 5 năm được xác định theo định mức và đơn giá do Bộ Tài chính, Bộ Công Thương quy định.
Điều 7.3.TT.8.24. Trình tự, thủ tục lập điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh theo chu kỳ 5 năm
(Điều 24 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Đối với điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV:
a) Trên cơ sở kế hoạch vốn được duyệt cho điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV tỉnh, Sở Công Thương tổ chức lựa chọn đơn vị tư vấn lập điều chỉnh Hợp phần quy hoạch trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt;
b) Đơn vị tư vấn tiến hành lập điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV theo đề cương được duyệt và thời hạn được giao. Nội dung điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV theo chu kỳ 5 năm được quy định tại Khoản 1 Điều 21 của Thông tư này;
c) Trong quá trình lập điều chỉnh Hợp phần quy hoạch, đơn vị tư vấn có trách nhiệm lấy ý kiến Công ty điện lực tỉnh để hoàn chỉnh hồ sơ trước khi gửi Sở Công Thương;
d) Đơn vị tư vấn có trách nhiệm lấy văn bản thống nhất của Ủy ban nhân dân tỉnh về dự kiến địa điểm quy hoạch các công trình nguồn điện cấp cho tỉnh bao gồm: các nguồn điện vừa và nhỏ, các nguồn trạm biến áp 220kV cấp điện cho tỉnh và các trạm 110kV dự kiến phát triển trong giai đoạn quy hoạch;
đ) Trong thời hạn ba mươi (30) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản của đơn vị tư vấn đề nghị thống nhất địa điểm, Ủy ban nhân dân tỉnh phải có văn bản trả lời. Sau thời hạn trên, trường hợp Ủy ban nhân dân tỉnh không có văn bản trả lời, coi như Ủy ban nhân dân tỉnh thống nhất với dự kiến địa điểm quy hoạch các công trình nguồn điện cấp cho tỉnh dự kiến phát triển trong giai đoạn quy hoạch theo đề xuất của đơn vị tư vấn;
e) Sau khi đơn vị tư vấn trình dự thảo điều chỉnh Hợp phần quy hoạch hoàn chỉnh, Sở Công Thương tổ chức thực hiện các bước trung gian sau:
- Lấy ý kiến góp ý bằng văn bản của Ủy ban nhân dân các quận/huyện và các Sở, ban ngành có liên quan để hoàn chỉnh báo cáo trước khi trình Ủy ban nhân dân tỉnh;
- Chỉ đạo đơn vị tư vấn lập điều chỉnh quy hoạch tiếp thu, giải trình ý kiến góp ý và hoàn thiện hồ sơ, báo cáo Ủy ban nhân dân tỉnh trình Hội đồng nhân dân tỉnh hoặc Thường trực Hội đồng nhân dân tỉnh thông qua trước khi gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
2. Đối với điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV:
a) Trên cơ sở kế hoạch vốn được duyệt cho điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV, Sở Công Thương tổ chức lựa chọn đơn vị tư vấn lập điều chỉnh Hợp phần quy hoạch trình Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt;
b) Đơn vị tư vấn tiến hành lập điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ thế sau các trạm 110kV theo đề cương quy hoạch được duyệt và thời hạn được giao. Nội dung điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV được quy định tại Khoản 2 Điều 21 của Thông tư này;
c) Trong quá trình lập quy hoạch, đơn vị tư vấn lập điều chỉnh Hợp phần quy hoạch có trách nhiệm lấy ý kiến bằng văn bản của Công ty điện lực tỉnh, Ủy ban nhân dân cấp huyện có liên quan đối với dự thảo cuối cùng nội dung điều chỉnh Hợp phần quy hoạch để hoàn thiện hồ sơ trước khi gửi Sở Công Thương thẩm định.
Điều 7.3.TT.8.25. Trình tự, thủ tục điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh không theo chu kỳ
(Điều 25 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 24/2016/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Đối với điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110 kV:
a) Chủ đầu tư các dự án hoặc Ủy ban nhân dân tỉnh có nhu cầu bổ sung, điều chỉnh trong Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110 kV tổ chức lập hồ sơ điều chỉnh quy hoạch theo nội dung được quy định tại Khoản 1 Điều 22 của Thông tư này;
b) Trong quá trình lập điều chỉnh Hợp phần quy hoạch, Chủ đầu tư có trách nhiệm lấy ý kiến của Công ty điện lực tỉnh để hoàn chỉnh nội dung điều chỉnh Hợp phần quy hoạch trước khi gửi Sở Công Thương xem xét báo cáo Ủy ban nhân dân tỉnh có văn bản gửi Tổng cục Năng lượng thẩm định, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt;
c) Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Tổng cục Năng lượng phải có văn bản yêu cầu bổ sung nếu hồ sơ quy hoạch chưa đầy đủ, hợp lệ;
d) Hồ sơ điều chỉnh Hợp phần quy hoạch:
- Tờ trình đề nghị điều chỉnh, bổ sung Hợp phần quy hoạch của Ủy ban nhân dân tỉnh;
- 05 bộ Báo cáo điều chỉnh Hợp phần quy hoạch;
- Văn bản góp ý của Công ty điện lực tỉnh, Ủy ban nhân dân các quận/huyện và các Sở, ban ngành có liên quan.
đ) Trong thời hạn 25 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm hoàn thành thẩm định hồ sơ điều chỉnh Hợp phần quy hoạch trước khi trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt;
e) Trong quá trình thẩm định, Tổng cục Năng lượng lấy ý kiến bằng văn bản của Tổng công ty điện lực miền và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (nếu cần thiết).
2. Đối với điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110 kV:
a) Đối với các công trình trạm biến áp trung áp có tổng dung lượng lớn hơn 2.000 kVA, Chủ đầu tư các dự án có nhu cầu bổ sung, điều chỉnh trong Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110 kV tổ chức lập hồ sơ điều chỉnh quy hoạch theo nội dung được quy định tại Khoản 2 Điều 22 của Thông tư này và gửi Sở Công Thương thẩm định, trình Ủy ban nhân dân tỉnh phê duyệt.
- Hồ sơ điều chỉnh quy hoạch gồm: Tờ trình đề nghị điều chỉnh, bổ sung quy hoạch của Chủ đầu tư; 05 bộ Báo cáo điều chỉnh Hợp phần quy hoạch.
- Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Sở Công Thương có trách nhiệm hoàn thành thẩm định hồ sơ điều chỉnh Hợp phần quy hoạch trước khi trình Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt. Trong quá trình thẩm định, trường hợp cần thiết, Sở Công Thương lấy ý kiến bằng văn bản của Công ty Điện lực tỉnh, Ủy ban nhân dân cấp huyện và các cơ quan, tổ chức có liên quan.
b) Đối với các công trình trạm biến áp trung áp có tổng dung lượng từ 2.000 kVA trở xuống, căn cứ khả năng đáp ứng của lưới điện khu vực, Đơn vị phân phối điện thực hiện đấu nối vào lưới điện và báo cáo cơ quan quản lý quy hoạch có thẩm quyền theo quy định tại Khoản 4 Điều 27 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.8.26. Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực tỉnh theo chu kỳ 5 năm
(Điều 26 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Đối với Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV: Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV theo chu kỳ 5 năm được áp dụng như quy định tại Khoản 1 Điều 12 của Thông tư này.
2. Đối với Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV: Trình tự, thủ tục thẩm định và phê duyệt điều chỉnh Hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110kV theo chu kỳ 5 năm được áp dụng như quy định tại Khoản 2 Điều 12 của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.8.27. Chế độ báo cáo định kỳ về tiếp cận điên năng lưới điện trung áp
(Điều 27 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 29 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
Trước ngày 15 tháng 7 và ngày 15 tháng 01 hằng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo định kỳ 6 tháng và cả năm bằng văn bản gửi qua dịch vụ bưu chính đến Sở Công Thương tình hình đầu tư xây dựng các công trình điện và thực hiện đấu nối của các khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng theo mẫu số 01 tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc 1 Kem theo Thong tu so 43.2013.TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.8.28. Công bố quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 28 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Sau khi Đề án Quy hoạch phát triển điện lực được cấp có thẩm quyền phê duyệt, Cơ quan tổ chức lập quy hoạch chỉ đạo đơn vị tư vấn hoàn thiện đề án kèm theo file mềm gửi Tổng cục Năng lượng - Bộ Công Thương và Ủy ban nhân dân tỉnh.
2. Quy hoạch phát triển điện lực các cấp được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt được công bố công khai.
3. Bộ Công Thương chịu trách nhiệm công bố Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
4. Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương chịu trách nhiệm công bố Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh.
Điều 7.3.TT.8.29. Chế độ báo cáo
(Điều 29 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, chủ đầu tư các dự án nguồn điện lớn và lưới điện truyền tải có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo Bộ Công Thương về tình hình thực hiện các Quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt trước ngày 20 tháng 12 hàng năm.
2. Công ty Điện lực tỉnh, chủ đầu tư các dự án nguồn điện vừa và nhỏ, chủ đầu tư các dự án điện khác có trách nhiệm báo cáo Sở Công thương tình hình thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh trước ngày 10 tháng 12 hàng năm để tổng hợp, báo cáo Ủy ban nhân dân tỉnh.
Điều 7.3.TT.8.30. Các loại quy hoạch phát triển điện lực khác
(Điều 30 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Quy hoạch phát triển hệ thống điện từ 110kV trở lên của các vùng kinh tế có tính chất đặc thù được khuyến khích áp dụng:
1. Quy định về nội dung Đề án Quy hoạch phát triển điện lực tại Điều 5 của Thông tư này;
2. Quy định về trình tự, thủ tục lập và phê duyệt đề cương, dự toán cho lập Quy hoạch phát triển điện lực tại Điều 6 của Thông tư này;
3. Quy định về trình tự, thủ tục lập Quy hoạch phát triển điện lực tại Điều 7 của Thông tư này;
4. Quy định về trình tự, thủ tục thẩm định Quy hoạch phát triển điện lực tại Điều 8 của Thông tư này trước khi trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
Điều 7.3.TT.8.31. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực và xử lý vi phạm
(Điều 31 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
1. Các tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực liên quan có trách nhiệm tuân thủ Quy hoạch phát triển điện lực được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Tổ chức, cá nhân nào có hành vi vi phạm các quy định của Thông tư này, thực hiện không đúng theo các quy hoạch phát triển điện lực các cấp đã được phê duyệt tùy theo tính chất, mức độ vi phạm sẽ bị xử lý vi phạm hành chính, truy cứu trách nhiệm hình sự, nếu gây thiệt hại phải bồi thường theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.14.4. Trình tự, thủ tục lập Quy hoạch TTĐL
(Điều 4 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Căn cứ tình hình thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, nhu cầu phát triển nguồn điện, Tổng cục Năng lượng trình Bộ Công Thương:
a) Báo cáo Thủ tướng Chính phủ xin chủ trương lập Quy hoạch TTĐL đối với các Trung tâm điện lực chưa có trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
b) Quyết định việc lập Quy hoạch TTĐL đối với các Trung tâm điện lực đã có tên trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia nhưng chưa lập Quy hoạch TTĐL.
2. Sau khi cấp có thẩm quyền đồng ý chủ trương lập Quy hoạch TTĐL, Tổng cục Năng lượng triển khai theo quy định việc lựa chọn đơn vị Tư vấn chuyên ngành đáp ứng về năng lực, kinh nghiệm để lập Quy hoạch TTĐL.
3. Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày hợp đồng Tư vấn lập Quy hoạch TTĐL có hiệu lực, đơn vị Tư vấn phải hoàn thành lập hồ sơ Quy hoạch TTĐL theo quy định tại Điều 3 của Thông tư này và phù hợp với nội dung hợp đồng Tư vấn đã ký để trình Tổng cục Năng lượng thẩm định.
Điều 7.3.TT.14.5. Trình hồ sơ Quy hoạch TTĐL
(Điều 5 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Đơn vị Tư vấn được lựa chọn lập Quy hoạch TTĐL chịu trách nhiệm trình Tổng cục Năng lượng thẩm định hồ sơ Quy hoạch TTĐL.
2. Nội dung, số lượng hồ sơ Quy hoạch TTĐL trình thẩm định gồm:
a) Tờ trình phê duyệt Quy hoạch TTĐL: tóm tắt các nội dung chính của quy hoạch, tóm tắt nội dung chính ý kiến góp ý của địa phương và các Bộ, ngành liên quan, kiến nghị.
b) Ba (03) bộ đề án quy hoạch hoàn chỉnh theo quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này, có báo cáo tóm tắt kèm theo.
c) Một (01) đĩa CD ghi toàn bộ nội dung Quy hoạch TTĐL.
3. Hình thức trình: qua bưu điện hoặc trực tiếp đến trụ sở Tổng cục Năng lượng - Bộ Công Thương.
Phu luc kem theo Thong tu so 43.2014.TT.BCT.doc
Điều 7.3.TT.14.6. Thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL
(Điều 6 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Tổ chức thẩm định:
a) Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm tổ chức thẩm định hồ sơ Quy hoạch TTĐL.
b) Trường hợp cần thiết, Tổng cục Năng lượng được thuê Tư vấn thẩm tra hồ sơ Quy hoạch TTĐL hoặc mời chuyên gia để trợ giúp thẩm định.
2. Thời gian thẩm định:
a) Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ, Tổng cục Năng lượng kiểm tra tính đầy đủ hợp lệ của hồ sơ. Trường hợp hồ sơ chưa đầy đủ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng có văn bản yêu cầu đơn vị Tư vấn bổ sung, chỉnh sửa.
b) Trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản của Tổng cục Năng lượng yêu cầu bổ sung, chỉnh sửa hồ sơ, Tư vấn chịu trách nhiệm bổ sung đầy đủ các hồ sơ còn thiếu hoặc chưa hợp lệ.
c) Trong thời hạn 30 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng phải hoàn thành công tác thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt.
Điều 7.3.TT.14.7. Các trường hợp điều chỉnh Quy hoạch TTĐL
(Điều 7 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
Quy hoạch TTĐL đã được phê duyệt sẽ được cấp có thẩm quyền xem xét điều chỉnh khi xuất hiện một trong các yếu tố sau:
1. Thay đổi quy hoạch nguồn nhiên liệu chính cấp cho nhà máy điện trong Trung tâm điện lực, thay đổi giải pháp công nghệ hoặc các thay đổi cần thiết khác dẫn tới phải điều chỉnh:
a) Phạm vi chiếm đất của các dự án và của Trung tâm điện lực.
b) Tổng mặt bằng, mặt bằng của Trung tâm điện lực.
2. Điều chỉnh tăng hoặc giảm quy mô công suất tương đương với công suất của một tổ máy nhỏ nhất trong Trung tâm điện lực.
3. Thay đổi địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực.
Điều 7.3.TT.14.8. Thẩm quyền quyết định điều chỉnh Quy hoạch TTĐL
(Điều 8 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Bộ trưởng Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ xin chủ trương điều chỉnh Quy hoạch TTĐL đối với với các trường hợp quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 7 Thông tư này nếu làm thay đổi quy mô và địa điểm Trung tâm điện lực so với Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
2. Bộ trưởng Bộ Công Thương quyết định điều chỉnh Quy hoạch TTĐL đối với các trường hợp không quy định tại Khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.TT.14.9. Nội dung hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL
(Điều 9 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
Hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL gồm những nội dung chính sau:
1. Cơ sở pháp lý và sự cần thiết điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
2. Hiện trạng thực hiện Quy hoạch TTĐL.
3. Nội dung, phương án điều chỉnh Quy hoạch TTĐL:
a) Các nội dung điều chỉnh so với Quy hoạch TTĐL đã duyệt.
b) So sánh, lựa chọn phương án điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
c) Đề xuất phương án Quy hoạch TTĐL sau điều chỉnh.
4. Đánh giá ảnh hưởng của Quy hoạch TTĐL đã được điều chỉnh tới hoạt động đầu tư, xây dựng và vận hành các dự án trong Trung tâm điện lực; tới khu vực địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực.
5. Ý kiến bằng văn bản của Ủy ban nhân dân tỉnh, của các Bộ, ngành, đơn vị liên quan đối với hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL (nếu có).
6. Các bản vẽ, báo cáo chuyên ngành, các tính toán liên quan đến nội dung điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
7. Kết luận và kiến nghị.
Điều 7.3.TT.14.10. Trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch TTĐL
(Điều 10 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Lựa chọn Tư vấn lập điều chỉnh Quy hoạch TTĐL
Sau khi được cấp có thẩm quyền đồng ý chủ trương điều chỉnh Quy hoạch TTĐL, Tổng cục Năng lượng triển khai theo quy định hoặc báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương giao chủ đầu tư dự án nhà máy nhiệt điện trong Trung tâm điện lực việc lựa chọn đơn vị Tư vấn lập điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
2. Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày hợp đồng Tư vấn lập điều chỉnh Quy hoạch TTĐL có hiệu lực, đơn vị Tư vấn phải hoàn thành lập, trình Tổng cục Năng lượng thẩm định hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
3. Nội dung, số lượng hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL trình thẩm định, phê duyệt gồm:
a) Tờ trình phê duyệt Quy hoạch TTĐL: tóm tắt các nội dung chính của quy hoạch điều chỉnh; ý kiến của các Bộ, ngành, đơn vị liên quan (nếu có); kiến nghị.
b) Ba (03) bộ hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL theo quy định tại Điều 9 Thông tư này, có báo cáo tóm tắt kèm theo.
c) Một (01) đĩa CD ghi toàn bộ nội dung hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
d) Hình thức trình: qua bưu điện hoặc trực tiếp đến trụ sở Tổng cục Năng lượng - Bộ Công Thương.
4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ điều chỉnh Quy hoạch TTĐL, Tổng cục Năng lượng kiểm tra tính đầy đủ, hợp lệ của hồ sơ. Trường hợp hồ sơ chưa đầy đủ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng có văn bản yêu cầu đơn vị Tư vấn bổ sung, chỉnh sửa hồ sơ.
5. Trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản của Tổng cục Năng lượng yêu cầu bổ sung, chỉnh sửa hồ sơ, Tư vấn chịu trách nhiệm bổ sung đầy đủ các hồ sơ còn thiếu hoặc chưa hợp lệ.
6. Trong thời hạn 30 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch TTĐL.
Điều 7.3.LQ.10. Chi phí lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, điều chỉnh và đánh giá thực hiện quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 10 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 6 Luật số 28/2018/QH14 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Chi phí lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, điều chỉnh và đánh giá thực hiện quy hoạch phát triển điện lực theo quy định của pháp luật về quy hoạch.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 5. Kinh phí cho công tác lập, thẩm định, phê duyệt và công bố Quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối của Quyết định 24/2014/QĐ-TTg Về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam ban hành ngày 24/03/2014; Điều 7.3.QĐ.7.5. Kinh phí cho công tác lập, thẩm định, phê duyệt và công bố Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn)
Điều 7.3.TT.14.11. Chi phí lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL
(Điều 11 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Chi phí lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL (gồm lập mới và điều chỉnh) gồm các chi phí sau:
a) Chi phí trong quá trình lựa chọn Tư vấn lập Quy hoạch TTĐL theo quy định của pháp luật hiện hành.
b) Chi phí thuê Tư vấn lập mới hoặc lập điều chỉnh Quy hoạch TTĐL
c) Chi phí thuê Tư vấn thẩm tra hoặc thuê chuyên gia trợ giúp thẩm định Quy hoạch TTĐL (nếu có).
2. Chi phí lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL (gồm lập mới và điều chỉnh) được xác định trên cơ sở áp dụng định mức chi phí hoặc lập dự toán chi phí theo quy định hiện hành.
Điều 7.3.TT.14.12. Nguồn kinh phí lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL
(Điều 12 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Chi phí lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL (lập mới) theo quy định tại Điều 11 Thông tư này được chi từ các nguồn sau:
a) Từ Ngân sách Nhà nước được phân bổ hàng năm theo kế hoạch của Bộ Công Thương.
b) Nhà đầu tư được cơ quan có thẩm quyền giao thực hiện dự án hoặc đơn vị Tư vấn lập Quy hoạch TTĐL ứng kinh phí và sẽ được hoàn trả bằng vốn ngân sách nhà nước hoặc tính vào vốn đầu tư dự án thực hiện đầu tiên trong TTĐL theo quyết định của Bộ trưởng Bộ Công Thương.
c) Sử dụng các nguồn tài trợ của các tổ chức trong và ngoài nước cho công tác lập Quy hoạch TTĐL theo các quy định của pháp luật.
2. Nguồn chi phí cho công tác điều chỉnh Quy hoạch TTĐL được Bộ trưởng Bộ Công Thương quyết định đối với từng trường hợp cụ thể.
Điều 7.3.TT.19.4. Nguyên tắc xác định chi phí
(Điều 4 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
1. Mức chi phí quy định trong Thông tư này là mức tối đa, làm căn cứ xác định chi phí cho việc lập, thẩm định, công bố, điều chỉnh và quản lý Quy hoạch.
2. Trường hợp mức lương cơ sở thay đổi theo quy định pháp luật, mức chi phí lập Quy hoạch được xác định điều chỉnh tương ứng theo hệ số K (hệ số điều chỉnh theo mức lương cơ sở được quy định tại Phụ lục V ban hành kèm theo Thông tư này).
3. Định mức chi phí quy định tại Thông tư này đã bao gồm các khoản chi phí sau:
a) Chi phí nhân công lập Quy hoạch;
b) Chi phí quản lý của đơn vị tư vấn Quy hoạch;
c) Chi phí vật liệu, văn phòng phẩm, in ấn tài liệu, khấu hao máy móc thiết bị;
d) Chi phí phục vụ hội nghị, cuộc họp, báo cáo;
đ) Chi phí đánh giá môi trường chiến lược của đề án Quy hoạch (nội dung đánh giá môi trường chiến lược là một phần của đề án Quy hoạch);
e) Chi phí đào tạo bồi dưỡng nghiệp vụ của đơn vị tư vấn;
g) Chi phí các loại bảo hiểm (xã hội, y tế, thất nghiệp, trách nhiệm nghề nghiệp);
h) Thu nhập chịu thuế tính trước của đơn vị tư vấn theo quy định.
4. Các chi phí chưa bao gồm trong định mức chi phí Quy hoạch:
a) Các chi phí liên quan đến công tác phí;
b) Chi phí khảo sát, đo vẽ, mua bản đồ và tài liệu điều tra cơ bản;
c) Chi phí thỏa thuận địa điểm xây dựng Quy hoạch;
d) Thuế giá trị gia tăng.
Các chi phí quy định tại Khoản 4 Điều này phải được lập dự toán trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt và được cấu thành trong hồ sơ dự toán lập Quy hoạch.
Phu luc V kem theo Thong tu so 30.2015.TT.BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.19.6. Các hệ số điều chỉnh định mức chi phí Quy hoạch)
Điều 7.3.TT.19.5. Xác định mức chi phí lập quy hoạch
(Điều 5 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
1. Mức chi phí lập Quy hoạch được xác định trên cơ sở định mức chi phí quy định tại Phụ lục I, Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này và quy mô công suất, khối lượng Quy hoạch theo công thức sau:
Trong đó:
a) G: Mức chi phí lập Quy hoạch.
b) Cqhi: Định mức chi phí theo danh mục của công trình thứ i (đồng/đơn vị) được xác định tại Phụ lục I, Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.
c) Ni: Công suất, dung lượng, khối lượng của loại công trình thứ i (kVA, MW, km).
d) i = 1,2,3... n: các loại sản phẩm lập quy hoạch theo danh mục định mức.
đ) K: Hệ số điều chỉnh theo mức lương cơ sở được quy định tại Phụ lục V Thông tư này.
2. Định mức chi phí Quy hoạch tại Phụ lục I, Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này được lập cho các danh mục sản phẩm chủ yếu trong hồ sơ Quy hoạch. Trường hợp khi lập Quy hoạch có các nội dung sản phẩm có đặc điểm riêng chưa được quy định hoặc chưa phù hợp với nội dung Thông tư, chủ đầu tư và đơn vị tư vấn lập dự toán chi phí trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt.
Phu luc I kem theo Thong tu so 30.2015.TT.BCT.doc
Phu luc II kem theo Thong tu so 30.2015.TT.BCT.doc
Điều 7.3.TT.19.6. Các hệ số điều chỉnh định mức chi phí Quy hoạch
(Điều 6 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
1. Hệ số điều chỉnh định mức chi phí Quy hoạch theo chiều dài đường dây điện và khối lượng các trạm biến áp trung áp được quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Đối với đường dây điện có nhiều mạch, từ mạch thứ hai trở đi, định mức chi phí được tính bằng định mức tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này nhân với hệ số 0,5.
3. Đối với các trạm biến áp cao áp có nhiều hơn 2 máy, từ máy thứ hai trở đi, định mức chi phí được tính bằng định mức tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này nhân với hệ số 0,5.
4. Đối với các công trình đường dây điện cáp ngầm, định mức chi phí được tính bằng định mức tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này nhân hệ số 1,05.
5. Đối với các đề án Quy hoạch lập tại các vùng hải đảo, khu vực miền núi đặc biệt khó khăn theo quy định, định mức chi phí được tính bằng định mức tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này nhân hệ số 1,1.
6. Định mức đối với các công trình cải tạo, mở rộng:
a) Đối với trạm biến áp, định mức chi phí được tính bằng 30% định mức chi phí xây dựng mới trạm biến áp có cấp điện áp và quy mô tương ứng.
b) Đối với đường dây, định mức chi phí được tính bằng 40% định mức chi phí xây dựng mới đường dây có cấp điện áp và chiều dài tương ứng.
7. Đối với khối lượng công trình đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp 220 kV và 110 kV trong đề án Quy hoạch giai đoạn trước đã được phê duyệt nhưng chưa được thực hiện, chuyển sang để tính toán, lập Quy hoạch giai đoạn tiếp theo thì định mức chi phí được tính bằng định mức chi phí xây dựng mới tương ứng nhân với hệ số 0,3.
8. Đối với khối lượng công trình lưới trung thế trong đề án Quy hoạch giai đoạn trước đã được phê duyệt nhưng chưa thực hiện được chuyển sang để tính toán, lập Quy hoạch trong giai đoạn tiếp theo, thì định mức chi phí được tính bằng định mức chi phí xây dựng mới tương ứng nhân với hệ số 0,3.
Phu luc III kem theo Thong tu so 30.2015.TT.BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.19.4. Nguyên tắc xác định chi phí)
Điều 7.3.TT.19.7. Định mức chi phí cho một số công việc liên quan đến quá trình lập, phê duyệt đề án Quy hoạch
(Điều 7 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
1. Chi phí cho công tác lập nhiệm vụ Quy hoạch, thẩm định đề án Quy hoạch, quản lý và công bố Quy hoạch được tính theo tỷ lệ % giá trị dự toán chi phí lập Quy hoạch quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Trường hợp khoảng cách chiều dài đường dây, tổng công suất máy biến áp và giá trị dự toán chi phí lập Quy hoạch (trước thuế) nằm ở giữa hai khoảng trị số đơn giá hoặc định mức, chi phí liên quan được xác định theo phương pháp nội suy.
Công thức tính nội suy như sau:
|
Giá trị X |
X1 |
X |
X2 |
|
Giá trị Y |
Y1 |
Y |
Y2 |
Trong đó:
a) Y: Định mức chi phí hoặc hệ số hiệu chỉnh liên quan theo quy mô cần tính. Đơn vị tính là % hoặc hệ số.
b) X: Quy mô của định mức chi phí hoặc hệ số điều chỉnh cần tính. Đơn vị tính theo quy mô chiều dài, hoặc công suất, hoặc giá trị.
c) X1, X2: Quy mô tương ứng theo cận dưới và cận trên của giá trị cần tính. Đơn vị tính theo quy mô chiều dài, hoặc công suất, hoặc giá trị.
d) Y1, Y2: Định mức chi phí hoặc hệ số hiệu chỉnh tương ứng với cận dưới và cận trên của giá trị cần tính. Đơn vị tính là phần trăm (%) hoặc hệ số.
Trường hợp có quy mô lớn hơn quy mô quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này, chi phí lập Quy hoạch được xác định bằng cách lập dự toán chi phí.
Phu luc IV kem theo Thong tu so 30.2015.TT.BCT.doc
Điều 7.3.TT.19.8. Định mức chi phí điều chỉnh Quy hoạch
(Điều 8 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
1. Trường hợp điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực không theo chu kỳ (điều chỉnh quy hoạch cục bộ), chi phí điều chỉnh Quy hoạch được xác định bằng cách lập dự toán, trên cơ sở nội dung công việc, quy mô, thông số chính của dự án cần điều chỉnh, nhiệm vụ Quy hoạch được cấp có thẩm quyền phê duyệt và định mức chi phí Quy hoạch quy định tại Thông tư này.
2. Đối với trường hợp điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực theo chu kỳ 5 năm (điều chỉnh quy hoạch tổng thể), chi phí điều chỉnh Quy hoạch được xác định bằng cách lập dự toán theo nguyên tắc:
a) Điều chỉnh hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110 kV theo chu kỳ 5 năm (Hợp phần 1): tối đa không vượt quá 50% của chi phí lập đề án Quy hoạch mới theo khối lượng xây dựng các năm còn lại của giai đoạn Quy hoạch và định mức chi phí Quy hoạch tương ứng quy định tại Thông tư này.
b) Điều chỉnh hợp phần Quy hoạch chi tiết phát triển lưới điện trung và hạ áp sau các trạm 110 kV theo chu kỳ 5 năm (Hợp phần 2): tối đa không vượt quá 40% của chi phí lập đề án Quy hoạch mới theo khối lượng xây dựng các năm còn lại của giai đoạn Quy hoạch và định mức chi phí Quy hoạch tương ứng quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.19.9. Quản lý chi phí lập Quy hoạch
(Điều 9 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
Chi phí thuê tư vấn lập đề án Quy hoạch được xác định trên cơ sở kết quả đấu thầu và quản lý thông qua hợp đồng tư vấn. Nội dung hợp đồng tư vấn lập đề án Quy hoạch phải tuân thủ các quy định của pháp luật về hợp đồng có liên quan.
Điều 7.3.LQ.11. Đầu tư phát triển điện lực
(Điều 11 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đầu tư phát triển điện lực phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực. Dự án đầu tư chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực chỉ được thực hiện khi cơ quan lập quy hoạch phát triển điện lực trình cấp có thẩm quyền phê duyệt quy hoạch cho phép.
2. Chủ đầu tư dự án điện lực có trách nhiệm thực hiện đúng các quy định của pháp luật về đầu tư, xây dựng và bảo vệ môi trường.
3. Đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện có trách nhiệm đầu tư xây dựng trạm điện, công tơ và đường dây dẫn điện đến công tơ để bán điện.
4. Tổ chức, cá nhân xây dựng mới hoặc cải tạo, mở rộng công trình điện lực phải sử dụng các trang thiết bị kỹ thuật và công nghệ hiện đại phù hợp với các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn ngành, Tiêu chuẩn Việt Nam do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quy định.
5. Bộ Công thương, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh công bố danh mục các dự án điện lực thu hút đầu tư trong từng thời kỳ và các dự án đầu tư đã được cấp phép.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.QĐ.6.6. Đầu tư xây dựng các dự án điện sinh khối nối lưới; Điều 7.3.QĐ.7.6. Đầu tư xây dựng các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn)
Ban hành kèm theo Quyết định này Quy phạm trang bị điện gồm các phần sau đây:
Phần I: Quy định chung. Ký hiệu: 11 TCN-18-2006.
Phần II: Hệ thống đường dẫn điện. Ký hiệu: 11 TCN-19-2006.
Phần III: Trang bị phân phối và Trạm biến áp. Ký hiệu: 11 TCN-20-2006.
Phần IV: Bảo vệ và tự động. Ký hiệu: 11 TCN-21-2006.
Phu luc-Phan I kem theo quyet dinh so 19-2006-BCN.pdf
Phu luc-Phan II kem theo quyet dinh so 19-2006-BCN.pdf
Phu luc-Phan III kem theo quyet dinh so 19-2006-BCN.pdf
Phu luc-Phan IV kem theo quyet dinh so 19-2006-BCN.pdf
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.1.1.)
Ban hành kèm theo Thông tư này bộ Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện sau:
- Tập 5 Kiểm định trang thiết bị hệ thống điện
Ký hiệu: QCVN QTĐ-5: 2009/BCT
- Tập 6 Vận hành, sửa chữa trang thiết bị hệ thống điện
Ký hiệu: QCVN QTĐ-6: 2009/BCT
- Tập 7 Thi công các công trình điện
Ký hiệu: QCVN QTĐ-7: 2009/BCT
(Các tập 1, 2, 3, 4 đã được ban hành theo Quyết định số 19/2006/QĐ-BCN ngày 11 tháng 7 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy phạm trang bị điện).
Phu luc_Quy chuan ky thuat quoc gia ve ky thuat dien kem theo Thong tu 40-2009-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 19.8.LQ.26. Hệ thống quy chuẩn kỹ thuật và ký hiệu quy chuẩn kỹ thuật; Điều 7.3.QĐ.2.1.)
Ban hành kèm theo Thông tư này Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về kỹ thuậtđiện :
- Tập 8 : Quy chuẩn kỹ thuậtđiện hạ áp
Ký hiệu: QCVN QTĐ-8:2010/BCT
(Các tập 1, 2, 3, 4 đãđược ban hành theo Quyếtđịnh số 19/2006/QĐ-BCN ngày 11 tháng 7 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy phạm trang bị điện; tập 5, 6, 7 đãđược ban hành theo Thông tư số 40/2009/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2009).
Phu luc_Quy chuan ky thuat quoc gia ve ky thuat dien_kem theo Thong tu so 04-2011-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 19.8.LQ.26. Hệ thống quy chuẩn kỹ thuật và ký hiệu quy chuẩn kỹ thuật)
Điều 7.3.TT.27.4. Thời hạn ký Biên bản ghi nhớ
(Điều 4 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Trong thời hạn 90 ngày làm việc kể từ ngày được giao quyền phát triển Dự án nhà máy điện PPP, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP và Bộ Công Thương thực hiện ký kết MOU.
Điều 7.3.TT.27.5. Nội dung Biên bản ghi nhớ
(Điều 5 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Ngoài các nội dung về phát triển dự án nhà máy điện PPP theo quy định, MOU phải bao gồm thêm các nội dung sau:
1. Quy định quyền và nghĩa vụ của Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP và Bộ Công Thương trong quá trình thực hiện đầu tư dự án nhà máy điện nhằm đảm bảo đúng tiến độ dự kiến đưa vào vận hành được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Kế hoạch thực hiện dự án gồm tối thiểu các mốc tiến độ phát triển dự án sau:
a) Tiến độ lập và phê duyệt Quy hoạch địa điểm (nếu có), bao gồm: Ngày trình; ngày phê duyệt;
b) Tiến độ lập và phê duyệt FS, bao gồm: Ngày trình; ngày phê duyệt;
c) Kế hoạch đàm phán Hợp đồng PPP và các tài liệu liên quan;
d) Lịch trình đàm phán các tài liệu liên quan: PPA, LLA, hợp đồng EPC và các hợp đồng cung cấp nhiên liệu (nếu có); các hợp đồng khác (nếu có);
đ) Tiến độ ký tắt các tài liệu dự án;
e) Ngày nộp Hồ sơ xin cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư; ngày ký chính thức các tài liệu dự án và Hợp đồng PPP;
g) Tiến độ đóng tài chính;
h) Tiến độ khởi công và xây dựng, bao gồm: Ngày khởi công dự án; ngày vận hành thương mại từng tổ máy; ngày vận hành thương mại toàn bộ nhà máy.
Điều 7.3.TT.27.6. Điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án nhà máy điện PPP
(Điều 6 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Trường hợp dự án có nguy cơ chậm tiến độ so với các mốc tiến độ phát triển dự án đã cam kết tại MOU, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP phải có trách nhiệm nỗ lực tìm các biện pháp giải quyết vướng mắc để đảm bảo hoàn thành các mốc tiến độ được giao. Bộ Công Thương và Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP chỉ thực hiện điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại MOU quy định tại các điểm a, b, c, d, đ Khoản 2 Điều 5 Thông tư này trong các trường hợp sau:
1. Bị chậm do xảy ra sự kiện bất khả kháng: Trong vòng 15 ngày làm việc kể từ khi rơi vào tình trạng bất khả kháng, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP phải thông báo bằng văn bản cho Bộ Công Thương và đề nghị điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được thông báo, Bộ Công Thương có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP có ý kiến đối với sự kiện bất khả kháng của Chủ đầu tư để làm cơ sở mời Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP cùng thực hiện việc ký kết điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại MOU.
2. Dự án không đạt được mốc tiến độ cam kết do hành vi của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền đối với hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó:
a) Chậm nhất 15 ngày làm việc sau khi bị chậm mốc tiến độ cam kết, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP phải có văn bản gửi Bộ Công Thương đề nghị điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án và giải trình các nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ do hành vi của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền đối với hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản, Bộ Công Thương có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP có ý kiến đối với các nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ không phải lỗi của Chủ đầu tư để làm cơ sở mời Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP cùng thực hiện việc ký kết điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại MOU.
b) Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP, nếu xác định cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền đối với hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó có hành vi làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản đôn đốc, nhắc nhở hoặc xử lý theo quy định đối với các cơ quan, đơn vị thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương hoặc Bộ Công Thương có văn bản gửi các Bộ chủ quản có liên quan hoặc báo cáo Thủ tướng Chính phủ đối với các cơ quan, đơn vị không thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương.
3. Chậm tiến độ do bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ phát triển dự án:
a) Chậm nhất 15 ngày làm việc sau khi bị chậm mốc tiến độ cam kết, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP phải có văn bản gửi Bộ Công Thương đề nghị điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án và giải trình các nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ do hành vi của bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ phát triển dự án. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản của Chủ đầu tư, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó có ý kiến bằng văn bản về việc làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án theo báo cáo của Chủ đầu tư trong thời hạn 15 ngày làm việc. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản của bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó, Bộ Công Thương có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP có ý kiến đối với các lý do làm chậm mốc tiến độ không phải lỗi của Chủ đầu tư để làm cơ sở mời Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP cùng thực hiện việc ký kết điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại MOU.
b) Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP, nếu xác định bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó gây ra lỗi làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản đôn đốc, nhắc nhở hoặc xử lý theo quy định đối với các các đơn vị thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương hoặc Bộ Công Thương có văn bản gửi các Bộ chủ quản có liên quan hoặc báo cáo Thủ tướng Chính phủ đối với các đơn vị không thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương.
4. Đối với các mốc “Tiến độ đóng tài chính” và “Tiến độ khởi công xây dựng”, việc điều chỉnh tiến độ sẽ căn cứ theo các tài liệu dự án hoặc Hợp đồng PPP đã ký kết.
5. Văn bản của Bộ Công Thương có ý kiến đối với nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án không phải do lỗi của Chủ đầu tư chỉ sử dụng để làm căn cứ điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại MOU mà không dùng vào mục đích khác.
6. Trong trường hợp việc điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án làm thay đổi tiến độ ký chính thức các tài liệu và Hợp đồng PPP của dự án từ 12 tháng trở lên so với tiến độ được cam kết, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét chấp thuận điều chỉnh tiến độ đưa dự án vào vận hành trước khi thực hiện ký kết điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại MOU.
Điều 7.3.TT.27.7. Cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện PPP không thực hiện đúng tiến độ cam kết
(Điều 7 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện PPP không thực hiện đúng tiến độ cam kết được áp dụng từ thời điểm cơ quan có thẩm quyền có văn bản giao quyền phát triển dự án tới thời điểm ký chính thức các tài liệu dự án và Hợp đồng PPP. Cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện PPP không thực hiện đúng tiến độ cam kết được thực hiện dưới hình thức:
1. Đối với mỗi lần chậm quá 30 ngày làm việc so với mỗi mốc tiến độ đã cam kết tại MOU, Bộ Công Thương có văn bản thông báo nhắc nhở, yêu cầu Chủ đầu tư nhà máy điện PPP khẩn trương hoàn thành hạng mục công việc bị chậm và đảm bảo không ảnh hưởng tới mốc tiến độ tiếp theo. Sau 30 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản nhắc nhở lần một, trường hợp Chủ đầu tư nhà máy điện PPP vẫn chưa hoàn thành mốc tiến độ bị chậm trước đó, Bộ Công Thương có văn bản thông báo nhắc nhở lần thứ 2. Tổng số lần nhắc nhở đối với mỗi mốc tiến độ tối đa không quá 02 lần.
2. Trong thời hạn 01 năm kể từ ngày Bộ Công Thương có văn bản thông báo lần một về việc chậm mốc tiến độ, trường hợp Chủ đầu tư không hoàn thành mốc tiến độ đã bị chậm và tiến độ tổng thể của Dự án bị chậm lũy kế lên tới 12 tháng so với tiến độ đã cam kết trong MOU, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị cơ quan có thẩm quyền xem xét ban hành văn bản chấm dứt quyền phát triển dự án của Chủ đầu tư để xem xét giao cho nhà đầu tư khác.
3. Trường hợp Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP bị cơ quan có thẩm quyền chấm dứt quyền phát triển dự án và bị thu hồi giấy chứng nhận đầu tư thì toàn bộ chi phí Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP đã bỏ ra hoặc phát sinh từ trước thời điểm bị chấm dứt quyền phát triển dự án để phát triển dự án sẽ do Chủ đầu tư dự án nhà máy điện PPP chịu và không được bồi hoàn.
4. Đối với các mốc tiến độ tính từ thời điểm sau khi đã ký chính thức các tài liệu và Hợp đồng PPP, cơ chế xử lý chậm tiến độ được áp dụng theo các quy định tại Hợp đồng PPP.
Điều 7.3.TT.27.8. Thời hạn lập và gửi Cam kết phát triển dự án
(Điều 8 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
1. Trong thời hạn 90 ngày làm việc kể từ ngày được giao quyền phát triển dự án, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP có trách nhiệm lập và gửi Bộ Công Thương bản Cam kết phát triển dự án để phục vụ công tác giám sát, theo dõi, quản lý và đôn đốc tiến độ thực hiện dự án.
2. Sau 105 ngày làm việc kể từ ngày được giao quyền phát triển dự án, trường hợp Bộ Công Thương không nhận được bản Cam kết phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản nhắc nhở lần thứ nhất, yêu cầu Chủ đầu tư nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP khẩn trương hoàn thành và gửi bản Cam kết phát triển dự án. Sau 15 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản nhắc nhở lần một, trường hợp Bộ Công Thương vẫn không nhận được bản Cam kết phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản thông báo nhắc nhở Chủ đầu tư lần thứ 2. Tổng số lần nhắc nhở tối đa không quá 02 lần.
3. Sau 180 ngày làm việc kể từ ngày được giao quyền phát triển dự án, trường hợp Bộ Công Thương vẫn không nhận được bản Cam kết phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị cơ quan có thẩm quyền xem xét ban hành văn bản chấm dứt quyền phát triển dự án của Chủ đầu tư để xem xét giao cho nhà đầu tư khác.
Điều 7.3.TT.27.9. Nội dung Cam kết phát triển dự án
(Điều 9 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Cam kết phát triển dự án bao gồm các nội dung chính sau:
1. Cam kết của Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP về các mốc tiến độ phát triển dự án nhà máy điện nhằm đảm bảo đúng tiến độ dự kiến đưa vào vận hành được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Kế hoạch thực hiện dự án gồm tối thiểu các mốc tiến độ phát triển dự án sau:
a) Tiến độ lập và phê duyệt Quy hoạch địa điểm (nếu có), bao gồm: Ngày trình; ngày phê duyệt;
b) Tiến độ lập và phê duyệt FS, bao gồm: Ngày trình; ngày phê duyệt;
c) Tiến độ lập và phê duyệt thiết kế xây dựng công trình (thiết kế kỹ thuật, thiết kế bản vẽ thi công và dự toán xây dựng);
d) Tiến độ lập hồ sơ xin cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư và Giấy phép xây dựng, bao gồm: Ngày trình; ngày phê duyệt;
đ) Tiến độ ký quỹ Bảo đảm thực hiện dự án đầu tư;
e) Tiến độ đàm phán và ký kết các Hợp đồng chính của dự án, bao gồm: Hợp đồng thuê đất; Hợp đồng vay vốn; Hợp đồng mua bán điện; Hợp đồng xây dựng; Hợp đồng cung cấp thiết bị; Hợp đồng EPC;
g) Tiến độ khởi công và xây dựng, bao gồm: Ngày khởi công chính thức dự án; ngày vận hành thương mại từng tổ máy; ngày vận hành thương mại toàn bộ nhà máy.
Điều 7.3.TT.27.10. Điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án
(Điều 10 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Trường hợp dự án có nguy cơ chậm tiến độ so với các mốc tiến độ phát triển dự án đã cam kết tại Cam kết phát triển dự án, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP phải có trách nhiệm nỗ lực tìm các biện pháp giải quyết vướng mắc để đảm bảo hoàn thành các mốc tiến độ đã cam kết. Các mốc tiến độ phát triển dự án tại Cam kết phát triển dự án quy định tại các điểm a, b, c, d, đ Khoản 2 Điều 9 Thông tư này chỉ được thực hiện điều chỉnh trong các trường hợp sau:
1. Bị chậm do xảy ra Sự kiện bất khả kháng: Trong vòng 15 ngày làm việc kể từ khi rơi vào tình trạng bất khả kháng, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP phải thông báo bằng văn bản cho Bộ Công Thương và đề nghị điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được thông báo, Bộ Công Thương có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP có ý kiến đối với sự kiện bất khả kháng của Chủ đầu tư để làm cơ sở điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại Cam kết phát triển dự án.
2. Dự án không đạt được mốc tiến độ cam kết do hành vi của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền đối với hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó:
a) Chậm nhất 15 ngày làm việc sau khi bị chậm mốc tiến độ cam kết, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP phải có văn bản gửi Bộ Công Thương đề nghị điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án và giải trình các nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ do hành vi của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền đối với hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản, Bộ Công Thương có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP có ý kiến đối với các nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ không phải lỗi của Chủ đầu tư để làm cơ sở điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại Cam kết phát triển dự án.
b) Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP, nếu xác định cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền đối với hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó có hành vi làm chậm mốc tiến độ dự án, Bộ Công Thương có văn bản đôn đốc, nhắc nhở hoặc xử lý theo quy định đối với các cơ quan, đơn vị thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương hoặc Bộ Công Thương có văn bản gửi các Bộ chủ quản có liên quan hoặc báo cáo Thủ tướng Chính phủ đối với các cơ quan, đơn vị không thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương.
3. Chậm tiến độ do bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ phát triển dự án:
a) Chậm nhất 15 ngày làm việc sau khi bị chậm mốc tiến độ cam kết, Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP phải có văn bản gửi Bộ Công Thương đề nghị điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án và giải trình các nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ do hành vi của bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ phát triển dự án. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản của Chủ đầu tư, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó có ý kiến bằng văn bản về việc làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án theo báo cáo của Chủ đầu tư trong vòng 15 ngày làm việc. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản của bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các hạng mục công việc tại mốc tiến độ đó, Bộ Công Thương có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP có ý kiến đối với các lý do làm chậm mốc tiến độ không phải lỗi của Chủ đầu tư để làm cơ sở điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại Cam kết phát triển dự án.
b) Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản gửi Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP, nếu xác định bên thứ 3 liên quan trực tiếp đến các dạng mục công việc tại mốc tiến độ đó gây ra lỗi làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản đôn đốc, nhắc nhở hoặc xử lý theo quy định đối với các các đơn vị thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương hoặc Bộ Công Thương có văn bản gửi các Bộ chủ quản có liên quan hoặc báo cáo Thủ tướng Chính phủ đối với các đơn vị không thuộc phạm vi quản lý của Bộ Công Thương.
4. Văn bản của Bộ Công Thương có ý kiến đối với nguyên nhân làm chậm mốc tiến độ phát triển dự án không phải do lỗi của Chủ đầu tư chỉ sử dụng để làm căn cứ điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại Cam kết phát triển dự án mà không dùng vào mục đích khác.
5. Trong trường hợp việc điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án làm thay đổi tiến độ tổng thể của dự án từ 12 tháng trở lên so với tiến độ được cam kết, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét chấp thuận điều chỉnh tiến độ đưa dự án vào vận hành trước khi thực hiện điều chỉnh các mốc tiến độ phát triển dự án tại Cam kết phát triển dự án.
Điều 7.3.TT.27.11. Cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP không thực hiện đúng tiến độ cam kết
(Điều 11 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
Cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP không thực hiện đúng tiến độ cam kết được áp dụng từ thời điểm cơ quan có thẩm quyền có văn bản của giao quyền phát triển dự án tới thời điểm có Bảo đảm thực hiện dự án đầu tư theo quy định tại Điều 42 Luật Đầu tư số 67/2014/QH13 và Điều 27 Nghị định số 118/2015/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2015 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Đầu tư. Cơ chế xử lý các dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP không thực hiện đúng tiến độ cam kết được thực hiện dưới hình thức:
1. Chấm dứt Quyền phát triển dự án:
a) Đối với mỗi lần chậm quá 30 ngày làm việc so với mỗi mốc tiến độ đã cam kết trong Cam kết phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản nhắc nhở, yêu cầu Chủ đầu tư nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP khẩn trương hoàn thành hạng mục công việc bị chậm và đảm bảo không ảnh hưởng tới mốc tiến độ tiếp theo. Sau 30 ngày làm việc kể từ ngày có văn bản nhắc nhở lần một, trường hợp Chủ đầu tư nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP vẫn chưa hoàn thành mốc tiến độ bị chậm trước đó, Bộ Công Thương có văn bản thông báo nhắc nhở lần thứ 2. Tổng số lần nhắc nhở đối với mỗi mốc tiến độ tối đa không quá 02 lần.
b) Trong thời hạn 01 năm kể từ ngày Bộ Công Thương có văn bản thông báo lần một về việc chậm mốc tiến độ, trường hợp Chủ đầu tư không hoàn thành mốc tiến độ đã bị chậm và tiến độ tổng thể của Dự án bị chậm lũy kế lên tới 12 tháng so với tiến độ cam kết trong Cam kết phát triển dự án, Bộ Công Thương có văn bản đề nghị cơ quan có thẩm quyền xem xét ban hành văn bản chấm dứt quyền phát triển dự án của Chủ đầu tư để xem xét giao cho nhà đầu tư khác.
2. Thu hồi Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất, Quyết định chủ trương đầu tư và Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư: Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày cơ quan có thẩm quyền ban hành văn bản chấm dứt quyền phát triển dự án của Chủ đầu tư, Bộ Công Thương có văn bản thông báo cho các cơ quan có thẩm quyền thực hiện thủ tục thu hồi Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất đã cấp cho dự án và Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư theo các quy định của Luật Đất đai và Luật Đầu tư.
3. Trường hợp Chủ đầu tư dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP bị cơ quan có thẩm quyền chấm dứt quyền phát triển dự án và bị thu hồi giấy chứng nhận đầu tư thì toàn bộ chi phí Chủ đầu tư đã bỏ ra hoặc phát sinh từ trước thời điểm bị chấm dứt quyền phát triển dự án và bị thu hồi giấy chứng nhận đầu tư để phát triển dự án sẽ do Chủ đầu tư chịu và không được bồi hoàn.
Điều 7.3.LQ.12. Sử dụng đất cho các công trình điện lực
(Điều 12 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Căn cứ quy hoạch phát triển điện lực và quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, Ủy ban nhân dân các cấp có trách nhiệm bố trí đủ quỹ đất cho xây dựng các công trình điện lực.
2. Chủ đầu tư khi lập dự án đầu tư công trình điện lực phải xác định rõ diện tích đất cần sử dụng và phương án đền bù, giải phóng mặt bằng.
3. Sau khi dự án đầu tư điện lực đã được phê duyệt, cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định giao đất, cho thuê đất để chủ đầu tư thực hiện dự án.
4. Ủy ban nhân dân các cấp trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với chủ đầu tư dự án điện lực lập và thực hiện kế hoạch giải phóng mặt bằng, di dân, tái định cư; bồi thường thiệt hại về đất đai, tài sản; bảo vệ diện tích đất dành cho dự án và hành lang an toàn của công trình điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.QĐ.7.13. Ưu đãi về đất đai)
Điều 7.3.NĐ.2.18. Bồi thường, hỗ trợ đối với nhà ở, công trình trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không
(Điều 18 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Hành lang bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm được quy định như sau:
1. Chiều dài hành lang được tính từ vị trí cáp ra khỏi ranh giới phạm vi bảo vệ của trạm này đến vị trí vào ranh giới phạm vi bảo vệ của trạm kế tiếp.
2. Chiều rộng hành lang được giới hạn bởi:
a) Mặt ngoài của mương cáp đối với cáp đặt trong mương cáp;
b) Hai mặt thẳng đứng cách mặt ngoài của vỏ cáp hoặc sợi cáp ngoài cùng về hai phía của đường cáp điện ngầm đối với cáp đặt trực tiếp trong đất, trong nước được quy định trong bảng sau:
|
Loại cáp điện |
Đặt trực tiếp trong đất |
Đặt trong nước |
||
|
Đất ổn định |
Đất không ổn định |
Nơi không có tàu thuyền qua lại |
Nơi có tàu thuyền qua lại |
|
|
Khoảng cách |
1,0 m |
1,5 m |
20,0 m |
100,0 m |
3. Chiều cao được tính từ mặt đất hoặc mặt nước đến
a) Mặt ngoài của đáy móng mương cáp đối với cáp đặt trong mương cáp;
b) Độ sâu thấp hơn điểm thấp nhất của vỏ cáp là 1,5 m đối với cáp đặt trực tiếp trong đất hoặc trong nước.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.13. Điều kiện để nhà ở, công trình có người sinh sống, làm việc bên trong được tồn tại trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không điện áp đến 220 kV)
Điều 7.3.NĐ.2.18a. Thu hồi đất và bồi thường, hỗ trợ để xây dựng công trình điện lực
(Điều 18a Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, được bổ sung bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Việc thu hồi đất; bồi thường, hỗ trợ đối với đất và tài sản gắn liền với đất nằm trong phạm vi hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp bị thiệt hại do phải giải tỏa được thực hiện theo quy định của pháp luật về bồi thường, hỗ trợ, tái định cư khi nhà nước thu hồi đất.
Điều 7.3.NĐ.2.19. Bồi thường, hỗ trợ đối với đất trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không
(Điều 19 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Đất ở, các loại đất khác trong cùng thửa với đất ở của một chủ sử dụng trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không điện áp đến 220 kV thuộc diện Nhà nước không thu hồi đất thì chủ sử dụng đất được bồi thường, hỗ trợ do hạn chế khả năng sử dụng đất. Việc bồi thường, hỗ trợ được thực hiện một lần như sau:
a) Đất ở được bồi thường, hỗ trợ do hạn chế khả năng sử dụng là loại đất ở được quy định tại các văn bản pháp luật về đất đai;
b) Diện tích đất ở được bồi thường, hỗ trợ do hạn chế khả năng sử dụng là diện tích đất ở thực tế trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không. Mức bồi thường, hỗ trợ không lớn hơn 80% mức bồi thường thu hồi đất ở, tính trên diện tích đất nằm trong hành lang;
c) Trên cùng một thửa đất, bao gồm đất ở và các loại đất khác của một chủ sử dụng đất, khi bị hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không chiếm dụng khoảng không lớn hơn hạn mức đất ở thì phần diện tích các loại đất khác trên cùng thửa đất trong hành lang cũng được bồi thường, hỗ trợ. Mức bồi thường, hỗ trợ không lớn hơn 80% mức bồi thường thu hồi các loại đất khác đó tính trên diện tích các loại đất khác nằm trong hành lang;
d) Trường hợp đất ở không đủ điều kiện như quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh xem xét, hỗ trợ dựa trên điều kiện thực tế của từng địa phương.
2. Đất trồng cây lâu năm, đất rừng sản xuất trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không thì chủ sử dụng đất được hỗ trợ do hạn chế khả năng sử dụng đất. Việc hỗ trợ được thực hiện một lần, không lớn hơn 30% mức bồi thường thu hồi đất trồng cây lâu năm, đất rừng sản xuất, tính trên diện tích đất trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không.
3. Mức bồi thường, hỗ trợ quy định tại Khoản 1, Khoản 2 Điều này do Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quy định cụ thể. Kinh phí chi trả từ nguồn vốn đầu tư của chủ đầu tư công trình lưới điện cao áp.
Điều 7.3.NĐ.2.20. Bồi thường hỗ trợ đối với nhà ở, công trình ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không nhưng nằm giữa hai đường dây dẫn điện trên không điện áp từ 500 kV trở lên
(Điều 20 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Nhà ở, công trình phục vụ sinh hoạt của hộ gia đình, cá nhân nằm ngoài hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp và thuộc khu vực có cường độ điện trường lớn hơn quy định tại khoản 4 Điều 13 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP thì chủ sở hữu nhà ở, công trình được bồi thường, hỗ trợ để di dời như đối với nhà ở, công trình phục vụ sinh hoạt nằm trong hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp phải giải tỏa theo quy định của pháp luật về bồi thường, hỗ trợ, tái định cư khi nhà nước thu hồi đất.
2. Nhà ở, công trình phục vụ sinh hoạt của hộ gia đình, cá nhân nằm ngoài hành lang bảo vệ an toàn và giữa hai đường dây dẫn điện trên không điện áp 500 kV, có khoảng cách theo phương nằm ngang giữa hai dây dẫn pha ngoài cùng gần nhất của hai đường dây nhỏ hơn hoặc bằng 60 mét thì chủ sở hữu nhà ở, công trình phục vụ sinh hoạt được lựa chọn một trong hai hình thức xử lý sau:
a) Được bồi thường, hỗ trợ để di dời như như đối với nhà ở, công trình phục vụ sinh hoạt nằm trong hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp phải giải tỏa theo quy định của pháp luật về bồi thường, hỗ trợ, tái định cư khi nhà nước thu hồi đất.
b) Nếu không có nhu cầu di dời thì phải có văn bản đề nghị được ở lại gửi Ủy ban nhân dân cấp huyện trong thời hạn 15 ngày, kể từ ngày có thông báo thu hồi đất của cơ quan có thẩm quyền để đầu tư xây dựng đường dây 500 kV xây dựng sau và được bồi thường đất, nhà ở, công trình phục vụ sinh hoạt theo quy định tại điểm a khoản 12 Điều 1 Nghị định này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.13. Điều kiện để nhà ở, công trình có người sinh sống, làm việc bên trong được tồn tại trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không điện áp đến 220 kV)
Điều 7.3.NĐ.2.21. Chuyển đổi mục đích sử dụng các loại đất khác sang đất ở
(Điều 21 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
Khi chủ sử dụng đất phải di chuyển nhà ở ra ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không và có nhu cầu chuyển mục đích sử dụng các loại đất khác bên ngoài hành lang thành đất ở mà phù hợp với quy hoạch thì cơ quan quản lý đất đai tại địa phương làm thủ tục trình cấp có thẩm quyền quyết định cho phép chuyển mục đích sử dụng đất. Chủ sử dụng đất phải thực hiện đầy đủ các quy định của pháp luật khi chuyển đổi mục đích sử dụng đất.
Điều 7.3.NĐ.2.22. Hỗ trợ chi phí di chuyển
(Điều 22 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Nhà ở, công trình đã đáp ứng được điều kiện để tồn tại trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không, nếu chủ sở hữu di chuyển ra khỏi hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện thì được bồi thường chi phí di chuyển theo quy định của Luật Đất đai.
Điều 7.3.NĐ.2.23. Bồi thường đối với cây trong và ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không
(Điều 23 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Cây trong hành lang và có trước khi có thông báo thu hồi đất để xây dựng lưới điện nếu không phải chặt bỏ và cấm trồng theo quy định tại khoản 3 Điều 12 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP thì đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm kiểm tra, chặt, tỉa cây để đảm bảo an toàn cho lưới điện và thực hiện bồi thường theo quy định của pháp luật về bồi thường, hỗ trợ, tái định cư khi nhà nước thu hồi đất.
2. Cây ngoài hành lang và có thể vi phạm khoảng cách an toàn theo quy định tại khoản 2 Điều 12 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP thì đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm kiểm tra, chặt, tỉa cây để đảm bảo an toàn cho lưới điện và thực hiện bồi thường như đối với cây trong hành lang quy định tại khoản 1 Điều này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.12. Cây trong và ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không)
QUY HOẠCH VÀ ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN THỦY ĐIỆN
Điều 7.3.TT.5.3. Quy hoạch thủy điện
(Điều 3 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quy hoạch thủy điện bao gồm quy hoạch bậc thang thủy điện, quy hoạch thủy điện tích năng và quy hoạch thủy điện nhỏ.
2. Quy hoạch bậc thang thủy điện được lập thống nhất cho từng lưu vực sông, không chia cắt theo địa giới hành chính. Đối với các lưu vực sông đã phê duyệt quy hoạch bậc thang thủy điện trên dòng sông chính, cho phép lập quy hoạch bậc thang thủy điện trên các dòng sông nhánh nhưng phải đảm bảo phù hợp với quy hoạch bậc thang thủy điện trên dòng sông chính.
3. Quy hoạch thủy điện tích năng được lập cho phạm vi toàn quốc hoặc theo từng vùng, miền của hệ thống điện quốc gia.
4. Quy hoạch thủy điện nhỏ được lập theo địa bàn từng tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi chung là tỉnh).
Điều 7.3.TT.5.4. Nguyên tắc lập quy hoạch thủy điện
(Điều 4 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Đảm bảo tuân thủ các quy định của pháp luật hiện hành về xây dựng, tài nguyên nước, bảo vệ môi trường, bảo vệ và phát triển rừng và các quy định khác có liên quan.
2. Đảm bảo phù hợp với quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội, quy hoạch tài nguyên nước, quy hoạch ngành thủy lợi, quy hoạch phát triển điện lực và các chiến lược, quy hoạch khác có liên quan đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
3. Quy hoạch thủy điện nhỏ phải đảm bảo phù hợp với quy hoạch bậc thang thủy điện và quy hoạch thủy điện tích năng đã được phê duyệt; quy hoạch thủy điện tích năng phải đảm bảo phù hợp với quy hoạch bậc thang thủy điện đã được phê duyệt.
Điều 7.3.TT.5.5. Lập quy hoạch thủy điện
(Điều 5 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quy hoạch thủy điện được lập 01 lần và có thể được điều chỉnh, bổ sung để đảm bảo phù hợp với tình hình phát triển kinh tế - xã hội từng thời kỳ.
2. Quy hoạch thủy điện phải do cơ quan tư vấn có chức năng và đủ năng lực theo quy định của pháp luật lập.
3. Thẩm quyền tổ chức lập quy hoạch thủy điện:
a) Tổng cục Năng lượng tổ chức lập quy hoạch bậc thang thủy điện và quy hoạch thủy điện tích năng trong phạm vi cả nước.
b) UBND tỉnh tổ chức lập quy hoạch thủy điện nhỏ trên địa bàn. Đối với dự án thủy điện nhỏ nằm trên địa bàn từ 2 tỉnh trở lên, UBND tỉnh nơi dự kiến bố trí nhà máy thủy điện thống nhất với UBND các tỉnh có liên quan để tổ chức lập quy hoạch. Trường hợp UBND các tỉnh liên quan không thống nhất, UBND tỉnh nơi dự kiến bố trí nhà máy thủy điện có văn bản báo cáo Bộ Công Thương xem xét giải quyết.
Điều 7.3.TT.5.6. Nội dung, hồ sơ quy hoạch thủy điện
(Điều 6 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Nội dung quy hoạch bậc thang thủy điện và quy hoạch thủy điện nhỏ thực hiện theo Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này và phải đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Cập nhật quy hoạch, định hướng phát triển kinh tế - xã hội vùng dự án; hiện trạng và quy hoạch các dự án khai thác, sử dụng tài nguyên nước có liên quan trên lưu vực đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
b) Điều tra, khảo sát, đánh giá đầy đủ các điều kiện tự nhiên (địa hình, địa chất, khí tượng, thủy văn, động đất kiến tạo), dân sinh, kinh tế - xã hội, giao thông vận tải, công trình lưới điện...trong khu vực nghiên cứu quy hoạch.
c) Đánh giá sự phù hợp, ảnh hưởng của các dự án thủy điện đề xuất quy hoạch đối với các quy hoạch và dự án có liên quan khác trên lưu vực.
d) Nghiên cứu các phương án sơ đồ và quy mô khai thác; đánh giá hiệu quả kinh tế - năng lượng của các dự án đề xuất để kiến nghị phương án quy hoạch.
đ) Đánh giá môi trường chiến lược theo quy định tại Nghị định số 29/2011/NĐ-CP ngày 18 tháng 4 năm 2011 của Chính phủ về đánh giá môi trường chiến lược, đánh giá tác động môi trường và cam kết bảo vệ môi trường (Nghị định số 29/2011/NĐ-CP).
e) Khảo sát, đánh giá sơ bộ về ảnh hưởng của các dự án đề xuất quy hoạch đối với dân cư, đất đai, nhu cầu khai thác và sử dụng nước phía hạ lưu. Ngoại trừ các dự án thủy điện đa mục tiêu, các dự án khác được đề xuất quy hoạch phải đảm bảo không chiếm dụng quá 10 ha đất các loại hoặc không di dời quá 01 hộ dân với 01 MW công suất lắp máy.
g) Sơ bộ đánh giá và kiến nghị giải pháp giảm thiểu tác động tiêu cực của dự án đối với môi trường - xã hội như: xả dòng chảy tối thiểu cho hạ du; bồi thường, hỗ trợ, di dân, tái định cư; trồng hoàn trả diện tích rừng chuyển đổi mục đích sử dụng cho dự án.
h) Xếp hạng thứ tự ưu tiên đầu tư xây dựng các dự án kiến nghị trên cơ sở các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật và tác động môi trường - xã hội của từng dự án.
2. Nội dung quy hoạch thủy điện tích năng bao gồm:
a) Các nội dung nêu tại khoản 1 Điều này.
b) Cập nhật kết quả dự báo cung - cầu điện và các biểu đồ phụ tải của hệ thống điện trong nghiên cứu quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được phê duyệt; cập nhật hiện trạng vận hành của các nhà máy điện và tiến độ đầu tư xây dựng các dự án điện có liên quan của hệ thống điện.
c) Phân tích, đánh giá sự cần thiết và quy mô của các dự án thủy điện tích năng trong việc phát điện phủ đỉnh biểu đồ phụ tải của hệ thống điện quốc gia.
3. Hồ sơ quy hoạch thủy điện bao gồm bản in trên giấy có đóng dấu của cơ quan tư vấn lập quy hoạch theo đúng quy định và đĩa CD bao gồm đầy đủ các nội dung quy hoạch nêu tại khoản 1 và khoản 2 của Điều này (sau đây gọi là bộ hồ sơ quy hoạch thủy điện).
Phu luc 1_Noi dung san pham quy hoach thuy dien_kem theo Thong tu so 43-2012-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.5.7. Thẩm định phê duyệt quy hoạch thủy điện
(Điều 7 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Cơ quan tổ chức lập quy hoạch thủy điện theo quy định tại khoản 3 Điều 5 của Thông tư này trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt quy hoạch, kèm theo 01 bộ hồ sơ quy hoạch thủy điện.
2. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản trình duyệt và bộ hồ sơ quy hoạch thủy điện, Bộ Công Thương tổ chức thẩm định và có văn bản kèm theo 01 bản sao bản in của hồ sơ quy hoạch gửi các cơ quan, đơn vị liên quan để lấy ý kiến về quy hoạch thủy điện theo quy định.
3. Các cơ quan, đơn vị liên quan được lấy ý kiến về quy hoạch thủy điện nêu tại khoản 2 Điều này gồm:
a) Đối với quy hoạch bậc thang thủy điện và quy hoạch thủy điện tích năng: Bộ Tài nguyên và Môi trường, Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn, Bộ Xây dựng, Bộ Giao thông Vận tải, Bộ Quốc phòng, UBND các tỉnh khu vực dự án và các cơ quan, đơn vị liên quan khác (nếu cần thiết).
b) Đối với quy hoạch thủy điện nhỏ: Bộ Tài nguyên và Môi trường, Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn và các cơ quan, đơn vị liên quan khác (nếu cần thiết).
4. Nội dung thẩm định, góp ý kiến về quy hoạch thủy điện phải bao gồm:
a) Sự phù hợp của đề xuất quy hoạch thủy điện với các dự án, công trình hiện có và chiến lược, quy hoạch liên quan khác đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
b) Mức độ tin cậy, đáp ứng yêu cầu chất lượng của các tài liệu, số liệu được sử dụng để lập quy hoạch.
c) Sự phù hợp về mặt kỹ thuật, hiệu quả kinh tế của hệ thống bậc thang và của từng dự án đề xuất quy hoạch.
d) Đánh giá các tác động và các biện pháp giảm thiểu tác động tiêu cực đối với môi trường - xã hội của các dự án đề xuất quy hoạch.
đ) Sự phù hợp của tiến độ đầu tư xây dựng các dự án kiến nghị trong quy hoạch với hiện trạng công trình lưới điện và quy hoạch phát triển điện lực trên địa bàn.
5. Các cơ quan, đơn vị liên quan được lấy ý kiến về quy hoạch thủy điện có trách nhiệm trả lời Bộ Công Thương trong thời hạn nêu tại văn bản lấy ý kiến. Quá thời hạn nêu trên, nếu các cơ quan, đơn vị nào không có ý kiến thì được coi như đã đồng ý với nội dung quy hoạch.
6. Sau khi có kết quả thẩm định và văn bản góp ý của các cơ quan, đơn vị liên quan về quy hoạch thủy điện, trong thời gian 05 ngày làm việc, Bộ Công Thương có văn bản tổng hợp ý kiến thẩm định, gửi cơ quan trình duyệt quy hoạch để phối hợp với cơ quan tư vấn lập quy hoạch nghiên cứu hoàn chỉnh nội dung và hồ sơ quy hoạch thủy điện.
7. Cơ quan trình duyệt quy hoạch có trách nhiệm báo cáo giải trình, tiếp thu các ý kiến thẩm định nêu tại khoản 6 Điều này, gửi Bộ Công Thương kèm theo hồ sơ quy hoạch đã sửa đổi, bổ sung các nội dung liên quan để xem xét phê duyệt quy hoạch thủy điện.
Điều 7.3.TT.5.8. Phê duyệt quy hoạch thủy điện
(Điều 8 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quy hoạch thủy điện được phê duyệt phải đảm bảo các điều kiện sau:
a) Có đủ hồ sơ và nội dung quy hoạch theo quy định.
b) Phù hợp với các chiến lược, quy hoạch, dự án và công trình có liên quan.
c) Các tài liệu, số liệu, kết quả tính toán, phân tích trong quy hoạch đảm bảo chất lượng và độ chính xác.
d) Khai thác hợp lý nguồn thủy năng của lưu vực nghiên cứu, giảm thiểu các tác động tiêu cực đối với môi trường - xã hội, đạt được lợi ích cao nhất cho xã hội và nhà nước.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản giải trình, tiếp thu ý kiến thẩm định và hồ sơ quy hoạch nêu tại khoản 7 Điều 7 của Thông tư này, Bộ Công Thương xem xét và có quyết định phê duyệt quy hoạch thủy điện nếu đáp ứng các điều kiện quy định tại khoản 8 Điều này hoặc có văn bản trả lời cơ quan trình duyệt quy hoạch về lý do quy hoạch thủy điện không (hoặc chưa) được phê duyệt.
3. Nội dung chính phê duyệt quy hoạch thủy điện bao gồm:
a) Thông tin về vị trí dự kiến xây dựng công trình (tọa độ địa lý, tên xã - huyện - tỉnh, tên sông - suối), sơ đồ khai thác, các nhiệm vụ và thông số kỹ thuật chính (diện tích lưu vực đến tuyến đập Flv, mực nước dâng bình thường MNDBT, mực nước chết MNC, dung tích phòng lũ Wpl (nếu có), mực nước hạ lưu nhà máy nhỏ nhất MNHLmin, công suất lắp máy Nlm và điện lượng bình quân năm Eo) của các dự án.
b) Những vấn đề kinh tế - kỹ thuật, môi trường - xã hội của các dự án cần tiếp tục quan tâm thực hiện trong quá trình nghiên cứu đầu tư xây dựng.
c) Tiến độ dự kiến hoặc thứ tự ưu tiên đầu tư xây dựng các dự án.
4. Trong thời gian 03 ngày làm việc kể từ khi phê duyệt quy hoạch thủy điện, Bộ Công Thương gửi 01 bản gốc quyết định phê duyệt kèm theo 01 bản sao hồ sơ quy hoạch hoàn chỉnh cho UBND tỉnh và Sở Công Thương khu vực có dự án thủy điện; gửi 01 bản gốc quyết định phê duyệt đến Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các bộ, ngành, cơ quan, đơn vị có liên quan.
Điều 7.3.TT.5.9. Điều chỉnh, bổ sung quy hoạch thủy điện
(Điều 9 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quy hoạch thủy điện được điều chỉnh, bổ sung trong các trường hợp sau:
a) Điều chỉnh nội dung phê duyệt quy hoạch nêu tại điểm a khoản 3 Điều 8 của Thông tư này đối với các dự án thuộc quy hoạch thủy điện đã được phê duyệt nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế, giảm thiểu tác động tiêu cực đối với môi trường - xã hội hoặc để phù hợp với quy hoạch khác có liên quan.
b) Bổ sung các dự án vào quy hoạch thủy điện đã được phê duyệt.
2. Việc điều chỉnh, bổ sung quy hoạch thủy điện thực hiện như sau:
a) Đối với các dự án quy định tại điểm a khoản 1 Điều này: Chủ đầu tư dự án trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt điều chỉnh quy hoạch kèm theo Báo cáo điều chỉnh quy hoạch với nội dung theo quy định tại Điều 6 của Thông tư này hoặc hồ sơ Dự án đầu tư xây dựng công trình theo quy định. Việc thẩm định, phê duyệt điều chỉnh quy hoạch thực hiện theo quy định tại khoản 2, khoản 4, khoản 6, khoản 7 Điều 7 và Điều 8 của Thông tư này. Việc lấy ý kiến (nếu cần thiết) và trả lời ý kiến của các cơ quan, đơn vị có liên quan về nội dung điều chỉnh quy hoạch của dự án thực hiện theo quy định tại khoản 2, khoản 3 và khoản 5 Điều 7 của Thông tư này.
b) Đối với các dự án quy định tại điểm b khoản 1 Điều này: Thực hiện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6, Điều 7 và Điều 8 của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.5.10. Công bố quy hoạch thủy điện
(Điều 10 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quy hoạch thủy điện phải được công bố trong thời gian 30 ngày kể từ ngày phê duyệt để các cơ quan, đơn vị, tổ chức và cá nhân liên quan biết, triển khai thực hiện.
2. Bộ Công Thương công bố và hướng dẫn, theo dõi, kiểm tra việc thực hiện quy hoạch bậc thang thủy điện và quy hoạch thủy điện tích năng trên toàn quốc đã được phê duyệt.
3. UBND tỉnh công bố và hướng dẫn, theo dõi, kiểm tra việc thực hiện quy hoạch thủy điện nhỏ trên địa bàn tỉnh đã được phê duyệt.
Điều 7.3.TT.5.11. Kinh phí lập, thẩm định phê duyệt và công bố quy hoạch thủy điện
(Điều 11 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Kinh phí cho việc lập, thẩm định phê duyệt và công bố quy hoạch thủy điện (kể cả điều chỉnh, bổ sung quy hoạch thủy điện) được cân đối trong kế hoạch ngân sách hàng năm và các nguồn vốn huy động hợp pháp khác.
2. Bộ Công Thương đăng ký ngân sách trung ương theo kế hoạch năm phục vụ việc lập, thẩm định phê duyệt, công bố các quy hoạch bậc thang thủy điện và quy hoạch thủy điện tích năng; UBND tỉnh đăng ký ngân sách của tỉnh theo kế hoạch năm phục vụ việc lập, thẩm định phê duyệt và công bố quy hoạch thủy điện nhỏ trên địa bàn tỉnh.
3. Việc quản lý, sử dụng kinh phí tại khoản 1 Điều này thực hiện theo đúng các quy định liên quan của pháp luật.
4. Khuyến khích các doanh nghiệp đầu tư kinh phí và tham gia tổ chức lập quy hoạch thủy điện để phát triển nguồn thủy điện sau khi được cơ quan nhà nước chịu trách nhiệm tổ chức lập quy hoạch theo quy định tại khoản 3 Điều 5 của Thông tư này chấp thuận. khoản kinh phí này được tính vào chi phí sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp nhưng phải đảm bảo phù hợp với quy định hiện hành về đơn giá, định mức chi phí cho công tác quy hoạch phát triển điện lực.
Điều 7.3.TT.5.12. Nguyên tắc quản lý đầu tư xây dựng dự án thủy điện
(Điều 12 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Việc đầu tư xây dựng các dự án thủy điện phải đảm bảo: tuân thủ các quy định của pháp luật về đầu tư, xây dựng, tài nguyên nước, bảo vệ môi trường và các quy định có liên quan khác; tuân thủ quy hoạch thủy điện và phù hợp quy hoạch phát triển điện lực được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Trường hợp dự án thuộc quy hoạch thủy điện nhưng chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực hoặc chưa phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực thì cơ quan có thẩm quyền cho phép đầu tư phải lấy ý kiến của Bộ Công Thương về sự phù hợp của dự án với quy hoạch phát triển điện lực trước khi xem xét cho phép đầu tư.
3. Mọi thay đổi về tư cách pháp nhân của chủ đầu tư, quy mô, nhiệm vụ, tiến độ của dự án thủy điện trong quá trình đầu tư xây dựng phải được các cơ quan nhà nước có thẩm quyền liên quan cho phép bằng văn bản trước khi triển khai thực hiện.
Điều 7.3.TT.5.13. Các yêu cầu đối với Chủ đầu tư dự án thủy điện
(Điều 13 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Là doanh nghiệp thuộc thành phần kinh tế được thành lập theo quy định của Luật Doanh nghiệp và có ngành nghề kinh doanh đầu tư xây dựng dự án thủy điện.
2. Có đủ năng lực tài chính để thực hiện dự án: Nhà đầu tư phải đảm bảo vốn chủ sở hữu đạt tối thiểu 30% Tổng mức đầu tư dự án và được các tổ chức tín dụng, tổ chức tài chính, ngân hàng cam kết bằng văn bản cho vay phần vốn đầu tư còn lại. Nhà đầu tư phải báo cáo cơ quan có thẩm quyền tổ chức lựa chọn Chủ đầu tư quy định tại khoản 2 Điều 15 của Thông tư này về kế hoạch bố trí các nguồn vốn đầu tư dự án, đảm bảo phù hợp với tiến độ thực hiện dự án.
3. Nhà đầu tư hiện không là Chủ đầu tư một dự án khác đang chậm triển khai hoặc chậm tiến độ quá 12 tháng so với quy định tại Giấy chứng nhận đầu tư, trừ trường hợp được tạm ngừng hoặc giãn tiến độ thực hiện dự án theo quy định của pháp luật về đầu tư. Nhà đầu tư phải cung cấp bản sao các hồ sơ liên quan đến việc thực hiện các dự án mà mình làm Chủ đầu tư cho cơ quan có thẩm quyền cho phép đầu tư xem xét và phải chịu trách nhiệm về sự chính xác các thông tin này.
Điều 7.3.TT.5.14. Kế hoạch thực hiện đầu tư xây dựng các dự án thủy điện
(Điều 14 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Kế hoạch thực hiện đầu tư xây dựng các dự án thủy điện (gồm tiến độ khởi công xây dựng, vận hành phát điện và hoàn thành công trình) là cơ sở cho phép triển khai thực hiện các dự án.
2. Kế hoạch thực hiện đầu tư xây dựng các dự án thủy điện phải đảm bảo phù hợp với:
a) Quy hoạch phát triển điện lực được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
b) Tình hình phát triển kinh tế - xã hội, phụ tải và công trình lưới điện có liên quan trong khu vực.
3. Trước ngày 30 tháng 11 hàng năm, UBND tỉnh trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt kế hoạch đầu tư xây dựng các dự án thủy điện trên địa bàn trong năm tiếp theo. Trường hợp dự án nằm trên địa bàn từ 2 tỉnh trở lên, UBND tỉnh có nhà máy thủy điện chủ trì, thống nhất với UBND các tỉnh có liên quan để trình Bộ Công Thương phê duyệt.
Điều 7.3.TT.5.15. Lựa chọn Chủ đầu tư dự án thủy điện
(Điều 15 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Việc lựa chọn Chủ đầu tư dự án thủy điện phải đảm bảo:
a) Tuân thủ quy định hiện hành của pháp luật về đầu tư, đấu thầu và các quy định có liên quan khác.
b) Lựa chọn được nhà đầu tư có năng lực và kinh nghiệm cao nhất để thực hiện đầu tư dự án đúng tiến độ, đảm bảo chất lượng và giảm thiểu tác động tiêu cực của dự án đối với môi trường - xã hội.
2. Việc lựa chọn Chủ đầu tư dự án thủy điện thực hiện như sau:
a) Đối với các dự án thuộc danh mục nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia nhưng chưa xác định Chủ đầu tư: Thực hiện theo quy định của pháp luật về đầu tư và quyết định phê duyệt quy hoạch phát triển điện lực quốc gia của Thủ tướng Chính phủ. Trong đó, cơ quan có thẩm quyền lựa chọn Chủ đầu tư phải lấy ý kiến của các bộ, ngành, địa phương có liên quan để xem xét trước khi trình cấp có thẩm quyền phê duyệt Chủ đầu tư dự án.
b) Đối với các dự án khác: UBND tỉnh có dự án tổ chức lựa chọn Chủ đầu tư; lấy ý kiến của Bộ Công Thương về sự phù hợp của dự án với quy hoạch và việc đáp ứng yêu cầu của Chủ đầu tư; lấy ý kiến của các cơ quan liên quan khác để xem xét phê duyệt.
3. Trường hợp dự án nằm trên địa bàn nhiều tỉnh, UBND tỉnh nơi đặt nhà máy thủy điện chủ trì, lấy ý kiến của Bộ Công Thương, UBND các tỉnh có liên quan và các cơ quan khác theo đúng quy định để lựa chọn Chủ đầu tư.
4. Các cơ quan được lấy ý kiến nêu tại điểm a và điểm b khoản 2 Điều này có trách nhiệm trả lời cơ quan lấy ý kiến trong thời gian 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị góp ý kiến. Quá thời hạn nêu trên, nếu các cơ quan liên quan không có ý kiến thì được coi như đã đồng ý với cơ quan lấy ý kiến về việc lựa chọn Chủ đầu tư dự án.
5. Khuyến khích lựa chọn một Chủ đầu tư để thực hiện cụm các dự án thủy điện có quan hệ điều tiết dòng chảy hoặc sử dụng chung công trình lưới điện truyền tải công suất của các nhà máy thủy điện.
6. Doanh nghiệp đã đầu tư kinh phí và tham gia tổ chức lập quy hoạch thủy điện theo quy định tại khoản 4 Điều 8 của Thông tư này được ưu tiên xem xét giao làm Chủ đầu tư một số dự án thủy điện trong nghiên cứu quy hoạch đó nếu đăng ký đầu tư và đáp ứng các yêu cầu theo quy định.
Điều 7.3.TT.5.16. Lập Dự án đầu tư xây dựng công trình thủy điện
(Điều 16 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Sau khi được cơ quan có thẩm quyền cho phép đầu tư theo đúng quy định hiện hành, Chủ đầu tư dự án thủy điện mới được tổ chức lập Dự án đầu tư xây dựng công trình thủy điện (sau đây gọi tắt là Dự án đầu tư).
2. Nội dung Dự án đầu tư thực hiện theo quy định của pháp luật về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình và phải thực hiện các nội dung sau:
a) Điều tra, khảo sát, đánh giá kỹ các điều kiện tự nhiên (địa hình, địa chất, khí tượng, thủy văn, động đất kiến tạo), dân sinh, kinh tế - xã hội, giao thông vận tải, công trình lưới điện...trong khu vực.
b) Cập nhật hiện trạng và quy hoạch khai thác, sử dụng tài nguyên nước có liên quan trên lưu vực, làm cơ sở tính toán xác định các đặc trưng thủy văn thiết kế và quan hệ lưu lượng - mực nước tại các tuyến nghiên cứu.
c) Tính toán xác định dòng chảy tối thiểu theo quy định tại Nghị định số 112/2008/NĐ-CP ngày 20 tháng 10 năm 2008 của Chính phủ về quản lý, bảo vệ, khai thác tổng hợp tài nguyên và môi trường các hồ chứa thủy điện, thủy lợi (Nghị định số 112/2008/NĐ-CP) và hướng dẫn của Bộ Tài nguyên và Môi trường; có biện pháp công trình đảm bảo xả dòng chảy tối thiểu cho hạ du.
d) Phân tích, so sánh các phương án để lựa chọn tuyến công trình, mực nước dâng bình thường MNDBT, mực nước chết MNC, công suất lắp máy Nlm, số tổ máy, kết cấu đập dâng, quy mô và kết cấu đập tràn, giải pháp tiêu năng, phương án đấu nối nhà máy thủy điện với hệ thống điện, đảm bảo nâng cao hiệu quả đầu tư và giảm thiểu tác động tiêu cực đối với môi trường - xã hội.
đ) Đánh giá ảnh hưởng của dự án đến an toàn, điện lượng, năng lực khai thác của các công trình, dự án liền kề trên lưu vực đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
e) Tính toán an toàn ổn định, độ bền, chống thấm, chế độ thủy lực...của các hạng mục công trình chính như đập dâng, đập tràn, cửa lấy nước, đường hầm, kênh dẫn nước, bể áp lực, tháp điều áp, đường ống áp lực, nhà máy thủy điện, kênh xả, các mái đào hố móng trong mọi điều kiện làm việc của công trình.
g) Bố trí đầy đủ các thiết bị quan trắc sự làm việc của công trình và nền theo quy định tại Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 04-05:2012/BNNPTNT (Công trình thủy lợi - Các quy định chủ yếu về thiết kế) và Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 8215:2009 (Công trình thuỷ lợi - Các quy định chủ yếu về thiết kế bố trí thiết bị quan trắc cụm công trình đầu mối).
h) Lập phương án đấu nối nhà máy thủy điện với hệ thống điện quốc gia, đảm bảo phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực, quy hoạch đấu nối các nhà máy thủy điện vào hệ thống điện quốc gia đã được phê duyệt; có văn bản thỏa thuận của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về phương án kỹ thuật đấu nối, các thiết bị đo lường, điều khiển, bảo vệ...của công trình đấu nối điện.
i) Lập phương án giao thông phục vụ thi công xây dựng và vận hành khai thác công trình thủy điện, đảm bảo phù hợp với quy hoạch phát triển giao thông trong khu vực; lập phương án tổ chức thi công và tiến độ đầu tư xây dựng công trình đảm bảo an toàn, hiệu quả và đáp ứng tiến độ phát điện theo quy định.
k) Đánh giá kỹ các tác động của dự án đối với môi trường trong khu vực theo quy định tại Nghị định số 29/2011/NĐ-CP. Trong đó, phải điều tra cụ thể diện tích chiếm dụng đất các loại (đất ở, đất trồng lúa, đất trồng màu, đất rừng phòng hộ, đất rừng đặc dụng, đất rừng sản xuất, đất sông suối...) của công trình thủy điện, công trình phục vụ thi công xây dựng, vận hành khai thác, các khu và/hoặc điểm tái định cư, khu vực trồng hoàn trả diện tích rừng phải chuyển đổi mục đích sử dụng cho dự án.
l) Có văn bản thống nhất chủ trương của các cơ quan có thẩm quyền liên quan về việc chuyển đổi mục đích sử dụng các loại đất cho dự án.
m) Lấy ý kiến của UBND các tỉnh có liên quan về các giải pháp giảm thiểu tác động tiêu cực đối với môi trường - xã hội như: công tác bồi thường, hỗ trợ, di dân, tái định cư; trồng rừng mới thay thế diện tích rừng sẽ chuyển mục đích sử dụng cho dự án; hoàn trả mặt bằng sau khi xây dựng công trình.
n) Đánh giá các hiệu ích kết hợp khác của dự án như: cắt giảm lũ, tạo nguồn cấp nước cho hạ du; phát triển du lịch, giao thông thủy, nuôi trồng thủy sản; số lao động có việc làm trong quá trình đầu tư, xây dựng và vận hành khai thác công trình.
o) Có phương án bố trí vốn đầu tư phù hợp với tiến độ đầu tư xây dựng công trình; phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính của dự án.
Điều 7.3.TT.5.17. Thẩm định, phê duyệt Dự án đầu tư thủy điện
(Điều 17 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Việc thẩm định, phê duyệt Dự án đầu tư thủy điện thực hiện theo quy định của pháp luật về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình.
2. Đơn vị đầu mối thẩm định dự án có trách nhiệm lấy ý kiến của cơ quan quản lý ngành, cơ quan quản lý nhà nước về xây dựng và các cơ quan liên quan khác về Dự án đầu tư và Thiết kế cơ sở để thẩm định dự án theo đúng quy định.
3. Trường hợp kết quả nghiên cứu Dự án đầu tư có kiến nghị khác với nội dung phê duyệt quy hoạch của dự án quy định tại điểm a khoản 10 Điều 7 của Thông tư này, Chủ đầu tư phải trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt điều chỉnh quy hoạch thủy điện theo quy định tại điểm a khoản 1 và điểm a khoản 2 Điều 8 của Thông tư này trước khi phê duyệt đầu tư dự án.
4. Nội dung thẩm định, góp ý về Dự án đầu tư hoặc Thiết kế cơ sở của các cơ quan, đơn vị liên quan nêu tại khoản 2 Điều này phải bao gồm:
a) Chất lượng, độ tin cậy của các tài liệu, số liệu về khí tượng, thủy văn, địa hình, địa chất...sử dụng trong tính toán thiết kế dự án.
b) Sự phù hợp của phương án bố trí tổng thể công trình, kết cấu và thông số chính của hồ chứa, đập dâng, đập tràn, công trình tiêu năng, cửa nhận nước, đường hầm, kênh dẫn, đường ống áp lực, bể áp lực, tháp điều áp, kênh xả, các mái dốc đào, thiết bị cơ khí thủy công, thiết bị điện...
c) Sự phù hợp của các thông số năng lượng (công suất lắp máy Nlm, công suất đảm bảo Nđb, điện lượng bình quân năm Eo) và phương án đấu nối với hệ thống điện của dự án.
d) Sự phù hợp của thiết kế dự án với các quy chuẩn, tiêu chuẩn về xây dựng, môi trường, phòng cháy, chữa cháy...được phép áp dụng.
5. Người quyết định đầu tư dự án thủy điện chỉ được phê duyệt Dự án đầu tư sau khi được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt hoặc chấp thuận các nội dung sau:
a) Báo cáo đánh giá tác động môi trường hoặc Bản cam kết bảo vệ môi trường theo quy định.
b) Phương án hoặc dự án bồi thường, hỗ trợ, di dân, tái định cư theo quy định.
6. Sau khi phê duyệt Dự án đầu tư, Chủ đầu tư phải gửi 01 bộ hồ sơ hoàn chỉnh (gồm 01 bản in và 01 đĩa CD ghi nội dung hồ sơ) kèm theo 01 bản gốc Quyết định phê duyệt cho Bộ Công Thương, UBND tỉnh và Sở Công Thương khu vực dự án để theo dõi, kiểm tra, chỉ đạo việc thực hiện dự án.
Điều 7.3.TT.5.18. Lập, thẩm định, phê duyệt Thiết kế xây dựng công trình thủy điện
(Điều 18 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Chủ đầu tư tổ chức lập, thẩm định và phê duyệt thiết kế kỹ thuật (đối với dự án yêu cầu thiết kế 3 bước) hoặc thiết kế bản vẽ thi công (đối với dự án yêu cầu thiết kế 2 bước) của dự án theo quy định của pháp luật về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình và chịu trách nhiệm về các nội dung phê duyệt.
2. Nội dung thiết kế kỹ thuật (đối với dự án yêu cầu thiết kế 3 bước) hoặc thiết kế bản vẽ thi công (đối với dự án yêu cầu thiết kế 2 bước) của dự án phải đảm bảo phù hợp với Thiết cơ cơ sở trong Dự án đầu tư được phê duyệt. Trường hợp có nội dung thay đổi, Chủ đầu tư phải lấy ý kiến của các cơ quan liên quan theo quy định tại khoản 2 Điều 16 của Thông tư này về các nội dung thay đổi để phê duyệt điều chỉnh Dự án đầu tư trước khi phê duyệt thiết kế kỹ thuật hoặc thiết kế bản vẽ thi công.
Điều 7.3.TT.5.19. Khởi công xây dựng công trình thủy điện
(Điều 19 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
Chủ đầu tư dự án chỉ được khởi công xây dựng công trình khi có đủ các điều kiện theo quy định tại Điều 72 của Luật Xây dựng và các quy định hiện hành của pháp luật có liên quan.
Điều 7.3.TT.5.20. Đầu tư xây dựng công trình đấu nối điện và truyền tải công suất của nhà máy thủy điện
(Điều 20 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
Việc đầu tư xây dựng công trình đấu nối với lưới điện và truyền tải công suất của nhà máy thủy điện thực hiện theo quy định tại Luật Điện lực và các văn bản hướng dẫn, quy định chi tiết về việc thực hiện Luật Điện lực có liên quan. Riêng đối với các dự án thủy điện có công suất lắp máy từ 30 MW trở xuống, Chủ đầu tư phải đầu tư xây dựng đường dây đấu nối từ nhà máy đến vị trí bán điện theo thỏa thuận với bên mua điện. Trường hợp không thỏa thuận được, Chủ đầu tư trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt để triển khai thực hiện. Các chi phí đầu tư liên quan được tính toán vào giá bán điện theo quy định.
Điều 7.3.TT.5.21. Quản lý thi công xây dựng công trình thủy điện
(Điều 21 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Quản lý chất lượng công trình thủy điện thực hiện theo quy định của pháp luật về quản lý chất lượng công trình xây dựng, trong đó phải đặc biệt quan tâm quản lý chất lượng của đập dâng, đập tràn, các cửa van đập tràn, các cống xả qua thân đập, cửa lấy nước, đường hầm dẫn nước, đường ống áp lực, cầu máng trên kênh dẫn nước và nhà máy thủy điện.
2. Các nội dung quản lý khác về thi công xây dựng công trình thủy điện thực hiện theo quy định hiện hành của pháp luật về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình.
3. Việc kiểm định, giám định và chứng nhận đủ điều kiện đảm bảo an toàn chịu lực, chứng nhận sự phù hợp về chất lượng công trình xây dựng thực hiện theo quy định hiện hành về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình và quản lý chất lượng công trình xây dựng. Trong đó, bắt buộc phải thực hiện kiểm tra, chứng nhận đủ điều kiện đảm bảo an toàn chịu lực trước khi đưa vào sử dụng đối với các hạng mục mà khi xảy ra sự cố do mất khả năng chịu lực có thể gây thảm họa đối với người, tài sản và môi trường (bao gồm đập dâng, đập tràn, các cửa van đập tràn, các cống xả qua thân đập, cửa lấy nước, đường hầm dẫn nước, đường ống áp lực, cầu máng trên kênh dẫn nước, nhà máy thủy điện...) của công trình thủy điện.
Điều 7.3.TT.5.22. Giám sát, đánh giá đầu tư xây dựng dự án thủy điện
(Điều 22 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
Việc giám sát, đánh giá đầu tư dự án thủy điện thực hiện theo quy định tại Nghị định số 113/2009/NĐ-CP ngày 15 tháng 12 năm 2009 của Chính phủ về giám sát và đánh giá đầu tư; Quyết định số 80/2005/QĐ-TTg ngày 18 tháng 4 năm 2005 của Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành Quy chế giám sát đầu tư của cộng đồng; các Thông tư của Bộ Kế hoạch và Đầu tư: số 13/2010/TT-BKH ngày 02 tháng 6 năm 2010 quy định về mẫu báo cáo giám sát, đánh giá đầu tư, số 22/2010/TT-BKH ngày 02 tháng 12 năm 2010 quy định về định mức chi phí giám sát, đánh giá đầu tư, số 23/2010/TT-BKH ngày 13 tháng 12 năm 2010 quy định về điều kiện năng lực của tổ chức và cá nhân thực hiện tư vấn đánh giá dự án đầu tư và các quy định của pháp luật có liên quan.
Điều 7.3.TT.5.23. Xử lý đối với các dự án thủy điện thực hiện chậm tiến độ
(Điều 23 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Đối với các dự án thủy điện đã cho phép đầu tư hoặc cấp Giấy chứng nhận đầu tư mà sau 12 tháng nhà đầu tư không triển khai hoặc không có khả năng thực hiện đúng tiến độ đã quy định (trừ các dự án được tạm ngừng hoặc giãn tiến độ thực hiện), phải thu hồi dự án để giao Chủ đầu tư khác theo đúng quy định của pháp luật về đầu tư.
2. Việc giao Chủ đầu tư khác đối với dự án phải thu hồi thực hiện như sau:
a) Đối với các dự án thuộc quy hoạch phát triển điện lực quốc gia: UBND tỉnh có dự án báo cáo Bộ Công Thương để trình Thủ tướng Chính phủ xem xét quyết định.
b) Đối với các dự án khác: UBND tỉnh quyết định thu hồi và lựa chọn Chủ đầu tư khác theo quy định hiện hành và các nội dung quy định có liên quan tại Điều 14 của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.5.24. Quy trình vận hành hồ chứa thủy điện
(Điều 24 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 4 Thông tư số 29/2018/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/11/2018)
1. Quy trình vận hành hồ chứa thủy điện phải được cấp có thẩm quyền phê duyệt trước khi hồ chứa tích nước hồ chứa lần đầu, trên cơ sở kết quả nghiên cứu đầu tư và thiết kế xây dựng công trình, theo đúng quy định tại Nghị định số 112/2008/NĐ-CP và Quyết định số 285/2006/QĐ-TTg ngày 25 tháng 12 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về nội dung thẩm quyền ban hành và tổ chức thực hiện Quy trình vận hành hồ chứa thủy điện.
2. Việc lập quy trình vận hành hồ chứa do Chủ đầu tư dự án chủ trì, phối hợp với cơ quan tư vấn có chức năng thiết kế dự án thủy điện phù hợp thực hiện.
3. Quy trình vận hành hồ chứa phải đảm bảo các yêu cầu sau:
a) An toàn cho công trình với mọi trận lũ có quy mô nhỏ hơn hoặc bằng lũ kiểm tra của công trình theo quy định.
b) Vận hành điều tiết, xả lũ đảm bảo an toàn cho hạ du.
c) Thực hiện đầy đủ các nhiệm vụ của dự án.
d) Tuân thủ quy trình vận hành liên hồ chứa được cấp có thẩm quyền phê duyệt (nếu có).
đ) Giảm thiểu các tác động tiêu cực của dự án đối với môi trường - xã hội.
e) Nâng cao hiệu quả khai thác thủy năng của công trình.
4. Nội dung chính của quy trình vận hành hồ chứa thủy điện quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
5. Các tổ chức, cá nhân có liên quan phải tuân thủ quy trình vận hành hồ chứa được cấp có thẩm quyền phê duyệt. Trong đó, phải đặc biệt quan tâm thực hiện các quy định về công tác chuẩn bị phòng, chống lũ; vận hành xả lũ, phát điện; xả dòng chảy tối thiểu cho hạ du; chế độ phối hợp, thông tin, báo cáo theo quy định.
Phu luc 2_Cac noi dung quy trinh van hanh ho chua dien_kem theo Thong tu so 43-2012-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.5.25. Vận hành nhà máy thủy điện trong hệ thống điện quốc gia
(Điều 25 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Trước khi vận hành thương mại, Chủ đầu tư dự án phải được các cơ quan có thẩm quyền cấp Giấy phép hoạt động điện lực theo quy định của Luật Điện lực và xác nhận việc thực hiện các công trình, biện pháp bảo vệ môi trường theo quy định tại Nghị định số 29/2011/NĐ-CP.
2. Trong quá trình vận hành phát điện lên lưới điện quốc gia, đơn vị quản lý khai thác nhà máy thủy điện phải tuân thủ phương thức vận hành, lệnh chỉ huy, điều độ của đơn vị điều độ hệ thống điện; tuân thủ các quy trình, quy chuẩn kỹ thuật về vận hành nhà máy điện, lưới điện; tuân thủ quy định về an toàn đập thủy điện và quy trình vận hành hồ chứa đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
Điều 7.3.TT.5.26. Bảo trì công trình thủy điện
(Điều 26 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
Việc bảo trì công trình thủy điện thực hiện theo quy định tại Nghị định số 114/2010/NĐ-CP ngày 06 tháng 12 năm 2010 của Chính phủ về bảo trì công trình xây dựng và các quy định hiện hành khác có liên quan.
Điều 7.3.TT.5.27. Kiểm tra, giám sát trong quá trình vận hành khai thác công trình thủy điện
(Điều 27 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
Hàng năm, Bộ Công Thương phối hợp với UBND tỉnh khu vực dự án và các cơ quan, đơn vị liên quan tổ chức kiểm tra, đánh giá tình hình thực hiện Quy trình vận hành hồ chứa và Giấy phép hoạt động điện lực của các công trình thủy điện đã vận hành khai thác.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.67. Thanh tra chuyên ngành điện lực)
Điều 7.3.TT.34.4. Lập, điềuchỉnh phương án ứng phó thiên tai cho công trình, vùng hạ du đập trong quá trình thi công xây dựng đập
(Điều 4 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm lập phương án ứng phó thiên tai cho công trình, vùng hạ du đập trong quá trình thi công xây dựng đập trình cơ quan tiếp nhận hồ sơ, thẩm định phương án theo quy định tại khoản 4 Điều 7 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP. Mẫu phương án quy định tại Phụ lục I Thông tư này.
2. Trường hợp tiến độ xây dựng đập, hồ chứa thủy điện thay đổi so với phương án ứng phó thiên tai cho công trình, vùng hạ du đập trong quá trình thi công được duyệt và không còn phù hợp với diễn biến khí tượng thủy văn tại thời điểm xây dựng, chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm rà soát, điều chỉnh phương án trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định tại khoản 5 Điều 7 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP.
Phu luc I_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.7. Thẩm định, phê duyệt phương án ứng phó thiên tai cho công trình, vùng hạ du đập trong quá trình thi công)
Điều 7.3.TT.34.5. Thời hạn hoàn thiện việc rà soát, phê duyệt phương án ứng phó thiên tai trong giai đoạn khai thác
(Điều 5 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Hàng năm, chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm rà soát, phê duyệt phương án ứng phó thiên tai trước ngày 15 tháng 4 đối với đập, hồ chứa thủy điện xây dựng tại khu vực Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ; trước ngày 15 tháng 8 hàng năm đối với đập, hồ chứa thủy điện xây dựng tại khu vực Nam Trung Bộ.
Điều 7.3.TT.34.6. Lập, rà soát phương án ứng phó với tình huống khẩn cấp
(Điều 6 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm lập phương án ứng phó với tình huống khẩn cấp trình cơ quan tiếp nhận hồ sơ, thẩm định phương án theo quy định tại khoản 4 Điều 26 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP. Mẫu phương án quy định tại Phụ lục II Thông tư này.
2. Hàng năm, chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm rà soát, hiệu chỉnh phương án ứng phó với tình huống khẩn cấp trình cơ quan tiếp nhận hồ sơ trước ngày 01 tháng 4 hàng năm đối với đập, hồ chứa thủy điện xây dựng tại khu vực Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ; trước ngày 01 tháng 8 hàng năm đối với đập, hồ chứa thủy điện xây dựng tại khu vực Nam Trung Bộ.
Phu luc II_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.26. Thẩm định, phê duyệt phương án ứng phó với tình huống khẩn cấp)
Điều 7.3.TT.34.7. Bảo vệ đập, hồ chứa thủy điện
(Điều 7 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm lập phương án bảo vệ đập, hồ chứa thủy điện trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định tại điểm b, điểm c khoản 5 Điều 23 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP hoặc tự phê duyệt theo quy định tại khoản 6 Điều 23 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP. Mẫu phương án quy định tại Phụ lục III Thông tư này.
2. Trong giai đoạn khai thác, nếu có sự thay đổi về bố trí công trình và vị trí bố trí lực lượng bảo vệ thuộc phạm vi bảo vệ đập, hồ chứa, chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm điều chỉnh phương án trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định tại điểm b, điểm c khoản 5 Điều 23 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP hoặc tự phê duyệt theo quy định tại khoản 6 Điều 23 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP.
3. Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp tiếp nhận, thẩm định hồ sơ phương án bảo vệ đập, hồ chứa thủy điện thuộc thẩm quyền phê duyệt của Bộ Công Thương.
Phu luc III_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.23. Bảo vệ đập, hồ chứa nước)
Điều 7.3.TT.34.8. Lắp đặt hệ thống giám sát vận hành
(Điều 8 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Hệ thống giám sát vận hành, gồm:
a) Hệ thống giám sát thuộc phạm vi trách nhiệm của chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện theo quy định tại Thông tư số 47/2017/TT-BTNMT ngày 07 tháng 11 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Tài nguyên và Môi trường quy định về giám sát khai thác, sử dụng tài nguyên nước.
b) Cột thủy chí hoặc trang thiết bị có tính năng tương tự để xác định được mực nước hạ lưu đập; trường hợp hạ lưu đập có trạm quan trắc khí tượng thủy văn thì có thể khai thác thông tin mực nước hạ du từ trạm quan trắc này thay cho cột thủy chí hoặc trang thiết bị có tính năng tương tự cột thủy chí.
2. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm phối hợp với Ban Chỉ huy phòng chống thiên tai và tìm kiếm cứu nạn cấp tỉnh, Ủy ban nhân dân và Ban Chỉ huy phòng chống thiên tai và tìm kiếm cứu nạn cấp huyện quyết định vị trí lắp đặt cột thủy chí hoặc trang thiết bị có tính năng tương tự cột thủy chí.
Điều 7.3.TT.34.9. Lắp đặt hệ thống cảnh báo vận hành phát điện, vận hành xả lũ
(Điều 9 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm thống nhất với Ủy ban nhân dân, Ban Chỉ huy phòng chống thiên tai và tìm kiếm cứu nạn địa phương vùng hạ du trong việc lắp đặt hệ thống cảnh báo vận hành phát điện, vận hành xả lũ tại vùng hạ du, gồm:
1. Vị trí lắp đặt.
2. Trang thiết bị cảnh báo lắp đặt tại từng vị trí.
3. Những trường hợp phải cảnh báo.
4. Thời điểm cảnh báo.
5. Hình thức cảnh báo.
6. Quyền, trách nhiệm của từng tổ chức, cá nhân có liên quan đến việc cảnh báo.
Điều 7.3.TT.34.10. Báo cáo hiện trạng an toàn đập, hồ chứa thủy điện
(Điều 10 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm lập Báo cáo hiện trạng an toàn đập, hồ chứa thủy điện gửi Sở Công Thương nơi xây dựng đập, hồ chứa thủy điện theo thời hạn quy định tại khoản 3 Điều 16 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP. Mẫu báo cáo quy định tại Phụ lục IV Thông tư này.
2. Sở Công Thương nơi xây dựng đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo hiện trạng an toàn đập, hồ chứa thủy điện trên địa bàn tỉnh với Ủy ban nhân dân tỉnh và Bộ Công Thương trước ngày 30 tháng 4 hàng năm đối với đập, hồ chứa thủy điện xây dựng tại khu vực Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ; trước ngày 30 tháng 8 hàng năm đối với đập, hồ chứa thủy điện xây dựng tại khu vực Nam Trung Bộ.
Phu luc IV_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.16. Kiểm tra đập, hồ chứa nước)
Điều 7.3.TT.34.11. Lập quy trình vận hành hồ chứa thủy điện
(Điều 11 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm lập quy trình vận hành hồ chứa thủy điện trình cơ quan tiếp nhận hồ sơ, thẩm định theo quy định tại điểm b, điểm d khoản 2 Điều 12 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP hoặc tự phê duyệt theo quy định tại khoản 8 Điều 12 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP. Mẫu quy trình vận hành quy định tại Phụ lục V Thông tư này.
Phu luc V_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.12. Thẩm định, phê duyệt, điều chỉnh và công bố công khai quy trình vận hành hồ chứa nước)
Điều 7.3.TT.34.12. Hội đồng Tư vấn đánh giá an toàn đập, hồ chứa thủy điện của Bộ Công Thương
(Điều 12 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Hội đồng Tư vấn đánh giá an toàn đập, hồ chứa thủy điện của Bộ Công Thương do Bộ trưởng Bộ Công Thương thành lập theo đề xuất của Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp.
2. Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp là cơ quan thường trực, có trách nhiệm thành lập Tổ Tư vấn hỗ trợ kỹ thuật giúp việc cho Hội đồng Tư vấn đánh giá an toàn đập, hồ chứa thủy điện trong việc kiểm tra, đánh giá an toàn đập, hồ chứa thủy điện thuộc trách nhiệm kiểm tra, đánh giá của Bộ Công Thương.
3. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm lập Báo cáo đánh giá an toàn đập, hồ chứa thủy điện gửi Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp trước ngày 01 tháng 3 hàng năm đối với đập, hồ chứa thủy điện được xây dựng ở khu vực Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ; trước ngày 01 tháng 6 hàng năm đối với khu vực Nam Trung Bộ. Mẫu báo cáo quy định tại Phụ lục VI Thông tư này.
Phu luc VI_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.34.13. Kiểm định an toàn đập thủy điện
(Điều 13 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Việc kiểm định an toàn đập thủy điện theo quy định tại Điều 18 Nghị định số 114/2018/NĐ-CP được thực hiện đối với đập chính và các đập phụ của hồ chứa.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.18. Kiểm định an toàn đập, hồ chứa nước)
Điều 7.3.TT.34.14. Cơ sở dữ liệu đập, hồ chứa thủy điện
(Điều 14 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm rà soát hồ sơ, hiện trạng đập, hồ chứa để lập cơ sở dữ liệu đập, hồ chứa thủy điện gửi Sở Công Thương nơi xây dựng đập, hồ chứa thủy điện. Mẫu cơ sở dữ liệu quy định tại Phụ lục VII Thông tư này.
2. Công trình thủy điện có nhiều hồ chứa hoặc một hồ chứa có nhiều đập thì cơ sở dữ liệu được lập riêng cho từng đập, hồ chứa.
3. Trường hợp thông tin về cơ sở dữ liệu đập, hồ chứa thay đổi thì chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện phải cập nhật vào cơ sở dữ liệu đập, hồ chứa.
Phu luc VII_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.34.15. Báo cáo định kỳ công tác quản lý nhà nước về quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện
(Điều 15 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
Định kỳ trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Sở Công Thương nơi xây dựng đập, hồ chứa thủy điện có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo công tác quản lý nhà nước về an toàn đập, hồ chứa thủy điện năm trước trên địa bàn theo mẫu quy định tại Phụ lục VIII Thông tư này về Ủy ban nhân dân tỉnh và Bộ Công Thương.
Phu luc VIII_kem theo Thong tu so 09-2019-TT-BCT.doc
QUY HOẠCH VÀ ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN ĐIỆN GIÓ
Điều 7.3.QĐ.4.6. Đầu tư xây dựng các dự án điện gió
(Điều 6 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg. có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/11/2018)
1. Việc đầu tư xây dựng dự án điện gió phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Việc đầu tư xây dựng các dự án điện gió được thực hiện theo quy định của pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng công trình.
Điều 7.3.TT.33.3. Quy hoạch và danh mục phát triển các dự án điện gió
(Điều 3 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Phát triển các dự án điện gió được thực hiện theo Quy hoạch phát triển điện lực trong đó xác định tiềm năng và khu vực phát triển điện gió cho từng địa bàn. Các dự án điện gió chưa có trong quy hoạch phải được thực hiện thẩm định, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt, bổ sung vào Quy hoạch phát triển điện lực.
2. Các dự án đã có trong quy hoạch phát triển điện lực các cấp và quy hoạch phát triển điện gió cấp tỉnh đã phê duyệt được thực hiện theo quy định về chuyển tiếp tại Điểm c Khoản 1 và Khoản 3 Điều 59 của Luật Quy hoạch.
3. Tiến độ vận hành, quy mô công suất các giai đoạn của dự án phải tuân thủ theo đúng quy hoạch phát triển điện lực, quy hoạch phát triển điện gió đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt. Trường hợp Chủ đầu tư dự án điều chỉnh tiến độ thực hiện sai lệch quá sáu (6) tháng hoặc chia giai đoạn thực hiện dự án khác so với quy hoạch cần báo cáo cơ quan có thẩm quyền quyết định phê duyệt quy hoạch để xem xét, thông qua.
4. Khi phát triển các dự án điện gió được phê duyệt danh mục trong quy hoạch phát triển điện gió tỉnh giai đoạn 2011 - 2020, UBND tỉnh phải cập nhật quy hoạch đấu nối dự án điện gió vào hệ thống điện để đảm bảo truyền tải công suất dự án và khả năng hấp thụ hệ thống điện khu vực dự án. Trường hợp phương án đấu nối dự án thay đổi, UBND tỉnh báo cáo Bộ Công Thương để thẩm định, phê duyệt hoặc trình phê duyệt phương án đấu nối điều chỉnh của dự án điện gió theo thẩm quyền.
Điều 7.3.TT.33.4. Bổ sung dự án điện gió vào quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 4 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Dự án điện gió có tiềm năng khai thác chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực được phép nghiên cứu phát triển và phải thực hiện công tác lập, thẩm định, trình bổ sung vào Quy hoạch phát triển điện lực.
2. Nội dung hồ sơ bổ sung dự án điện gió vào Quy hoạch phát triển điện lực bao gồm:
a) Đề án quy hoạch, gồm các nội dung chủ yếu sau:
- Sự cần thiết đầu tư dự án và các điều kiện để thực hiện đầu tư xây dựng.
- Dự kiến mục tiêu, quy mô, địa điểm (bao gồm vị trí và tọa độ góc) và hình thức thực hiện dự án.
- Nhu cầu sử dụng đất và tài nguyên: Nêu rõ diện tích khảo sát, diện tích sử dụng tạm thời, diện tích sử dụng có thời hạn và diện tích ảnh hưởng bởi hành lang an toàn; Liệt kê các loại hình đất, khu vực biển và phân tích hiện trạng hiệu quả sử dụng đất, tài nguyên và khu vực biển; Đánh giá sự phù hợp với quy hoạch và kế hoạch sử dụng đất, quy hoạch không gian biển, sự chồng lấn với các quy hoạch khác.
- Báo cáo đánh giá tiềm năng gió tại khu vực dự án.
- Sơ bộ về giải pháp công nghệ: phân tích lựa chọn công nghệ dựa trên đặc tính gió khu vực dự án; phương án bố trí tua bin.
- Phương án thiết kế sơ bộ, bao gồm: Địa điểm xây dựng; Loại và cấp công trình chính; Bản vẽ thiết kế sơ bộ tổng mặt bằng dự án; Bản vẽ và thuyết minh sơ bộ về giải pháp nền móng được lựa chọn của công trình chính.
- Báo cáo lựa chọn phương án đấu nối nhà máy điện gió vào hệ thống điện. Trong đó nêu rõ những nội dung về hiện trạng nguồn và lưới điện, kế hoạch phát triển nguồn và lưới điện, so sánh lựa chọn phương án đấu nối, tính toán ảnh hưởng của nguồn và lưới điện khu vực khi xuất hiện dự án và đánh giá khả năng hấp thụ của lưới điện khi đưa dự án vào vận hành.
- Sơ bộ giải pháp thực hiện: vận chuyển thiết bị siêu trường, siêu trọng; tiến độ thực hiện; giải pháp kỹ thuật xây dựng.
- Sơ bộ tổng mức đầu tư.
- Đánh giá sơ bộ hiệu quả kinh tế tài chính, kinh tế xã hội và tác động của dự án.
b) Văn bản của UBND tỉnh về vị trí quy hoạch địa điểm và diện tích sử dụng đất sự phù hợp với quy hoạch và kế hoạch sử dụng đất, sự chồng lấn với các quy hoạch khác; Ý kiến của cơ quan có thẩm quyền về sử dụng tài nguyên và khu vực biển của dự án đề xuất (nếu là dự án trên biển).
c) Ý kiến của Tổng công ty điện lực miền (nếu đấu nối vào hệ thống điện phân phối) hoặc Tổng công ty truyền tải điện (nếu đấu nối vào hệ thống điện truyền tải) và ý kiến của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về khả năng hấp thụ của hệ thống lưới điện khu vực và Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch.
3. Trình tự, thủ tục phê duyệt bổ sung dự án điện gió vào Quy hoạch phát triển điện lực
a) UBND tỉnh đề xuất bổ sung dự án điện gió vào quy hoạch phát triển điện lực kèm theo hồ sơ quy định tại Khoản 2 Điều 4 đến Bộ Công Thương.
b) Trong vòng 45 ngày làm việc kể từ khi nhận được đủ hồ sơ hợp lệ, Bộ Công Thương tổ chức lấy ý kiến các Bộ ngành có liên quan về nội dung hồ sơ để làm cơ sở rà soát hồ sơ. Trên cơ sở kết quả rà soát, Bộ Công Thương có công văn gửi UBND tỉnh yêu cầu hoàn chỉnh hồ sơ theo quy định.
c) Trong vòng 15 ngày làm việc kể từ khi nhận được Hồ sơ bổ sung, hoàn chỉnh, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo lập Hồ sơ trình thẩm định báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương. Việc xem xét, phê duyệt bổ sung dự án vào quy hoạch thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về quy hoạch.
Điều 7.3.QĐ.4.7. Đấu nối dự án điện gió vào hệ thống điện, điều độ vận hành nhà máy điện gió
(Điều 7 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011)
1. Đấu nối dự án điện gió vào lưới điện quốc gia phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực phê duyệt. Điểm đấu nối do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận trên nguyên tắc Bên bán điện chịu trách nhiệm đầu tư đường dây tải điện tới điểm đấu nối vào lưới điện quốc gia hiện có gần nhất trong quy hoạch phát triển điện lực tỉnh. Trường hợp điểm đấu nối vào lưới điện quốc gia là thuộc dự án đầu tư lưới điện mới chưa thực hiện, Bên bán điện phải thỏa thuận với Bên mua điện để đồng bộ tiến độ đầu tư dự án điện gió và dự án đầu tư phát triển lưới điện. Trường hợp không thỏa thuận được điểm đấu nối, Bên bán điện có trách nhiệm trình Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
2. Chủ đầu tư dự án điện gió chịu trách nhiệm đầu tư, vận hành, bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu có) từ nhà máy điện của bên bán đến điểm đấu nối theo thỏa thuận đấu nối với Bên mua điện.
3. Tùy theo cấp điện áp đấu nối, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đầu tư đường dây tải điện từ điểm đấu nối vào lưới điện quốc gia theo quy hoạch phát triển điện lực được duyệt và ký thỏa thuận đấu nối với chủ đầu tư các dự án điện gió.
4. Sau khi hoàn thành đầu tư và nghiệm thu đưa vào vận hành thương mại, đơn vị điều độ hệ thống điện và vận hành thị trường điện chịu trách nhiệm huy động nhà máy điện gió theo chế độ ưu tiên khai thác toàn bộ công suất và điện năng phát phù hợp với chế độ gió của khu vực nhà máy.
Điều 7.3.QĐ.4.8. Khởi công xây dựng công trình điện gió
(Điều 8 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg. có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/11/2018)
Chủ đầu tư chỉ được phép khởi công xây dựng công trình điện gió khi đáp ứng các điều kiện khởi công xây dựng công trình theo quy định của pháp luật về xây dựng, có hợp đồng mua bán điện đã ký với Bên mua điện, có Thỏa thuận đấu nối với Đơn vị phân phối hoặc Đơn vị truyền tải điện và có báo cáo số liệu đo gió trong khoảng thời gian liên tục ít nhất là 12 tháng.
Điều 7.3.TT.33.5. Yêu cầu về đo gió
(Điều 5 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Dự án điện gió phải có báo cáo kết quả đo gió tại khu vực dự án trước khi lập và phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi. Việc đo gió được thực hiện trong thời gian tối thiểu là mười hai (12) tháng liên tục tại các vị trí có tính đại diện, số lượng cột đo gió đảm bảo phù hợp với sự biến đổi địa hình khu vực dự án. Phương pháp đo gió, thiết bị đo và kết quả đo gió phù hợp tiêu chuẩn IEC hoặc tiêu chuẩn quốc tế tương đương.
Điều 7.3.TT.33.7. Điều kiện khởi công và thi công xây dựng công trình dự án điện gió
(Điều 7 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Dự án điện gió chỉ được khởi công và thi công xây dựng khi đáp ứng các điều kiện theo quy định pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng, yêu cầu về bảo vệ môi trường và đảm bảo các điều kiện sau đây:
1. Hồ sơ thiết kế xây dựng được thẩm định và phê duyệt theo quy định hiện hành;
2. Hợp đồng mua bán điện đã ký với Bên mua điện;
3. Có hợp đồng cung cấp tài chính và cam kết về nguồn vốn để bảo đảm tiến độ xây dựng công trình đúng với tiến độ đã được phê duyệt trong dự án đầu tư xây dựng công trình.
Điều 7.3.TT.33.8. Nghiệm thu hoàn thành công trình điện gió
(Điều 8 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Công trình hoặc hạng mục công trình được đưa vào sử dụng sau khi đã được nghiệm thu và kiểm tra công tác nghiệm thu theo quy định hiện hành.
2. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo chủ trì tổ chức kiểm tra công tác nghiệm thu đối với các công trình điện gió được phân cấp kiểm tra công tác nghiệm thu theo thẩm quyền của Bộ Công Thương.
3. Sở Công Thương và đơn vị được ủy quyền chủ trì tổ chức kiểm tra công tác nghiệm thu đối với các công trình điện gió được phân cấp kiểm tra công tác nghiệm thu theo thẩm quyền của Sở Công Thương theo quy định hiện hành.
Điều 7.3.TT.33.10. Trang thiết bị của dự án điện gió
(Điều 10 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Thiết bị công trình điện gió phải đảm bảo đáp ứng tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật Việt Nam hoặc tiêu chuẩn quốc tế IEC hoặc các tiêu chuẩn tương đương.
2. Thiết bị công trình điện gió phải là thiết bị chưa qua sử dụng, có thời gian xuất xưởng không quá năm (05) năm, có Giấy chứng nhận xuất xứ và Giấy chứng nhận sản xuất phù hợp. Trường hợp sử dụng thiết bị công trình điện gió đã qua sử dụng, hoặc có thời hạn xuất xưởng quá 5 năm phải báo cáo Bộ Công Thương phối hợp với các cơ quan có liên quan xem xét, quyết định.
Điều 7.3.TT.33.11. An toàn công trình
(Điều 11 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Phạm vi công trình điện gió bao gồm khu vực các cột tháp gió, đường dây truyền tải điện, trạm biến áp và các hạng mục phụ trợ khác. Hành lang an toàn công trình điện gió, hành lang an toàn đường dây và trạm biến áp phải tuân thủ theo tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật trang thiết bị điện, quy định về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp và các quy định pháp luật về an toàn công trình điện.
2. Công trình điện gió phải nằm cách xa khu dân cư ít nhất 300 m.
3. Tua bin và cột tháp điện gió phải có màu sáng, không phản quang.
Điều 7.3.QĐ.4.10. Chế độ báo cáo
(Điều 10 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg. có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/11/2018)
1. Trong vòng 05 ngày làm việc kể từ ngày được cấp Quyết định chủ trương đầu tư hoặc Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư, chủ đầu tư có trách nhiệm gửi bản sao Quyết định chủ trương đầu tư hoặc Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư đã được chứng thực về Bộ Công Thương để theo dõi quản lý.
2. Hằng năm, trước ngày 15 tháng 01 và ngày 15 tháng 7, Ủy ban nhân dân các tỉnh có các dự án điện gió phải có báo cáo định kỳ 6 tháng liền trước về hoạt động đăng ký đầu tư và tình hình triển khai thực hiện dự án trên địa bàn tỉnh gửi Bộ Công Thương để quản lý, theo dõi thực hiện.
Điều 7.3.TT.33.6. Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án điện gió
(Điều 6 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án điện gió theo quy định của pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng và những nội dung chính sau:
1. Kết quả đo gió theo quy định tại Điều 5 của Thông tư này.
2. Vị trí, tọa độ góc; diện tích sử dụng đất có thời hạn và diện tích sử dụng đất tạm thời; diện tích khu vực biển (nếu có vị trí trên biển) của dự án điện gió.
3. Phương án đấu nối, đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án điện gió đối với hệ thống điện khu vực và khả năng giải tỏa công suất dự án.
4. Kế hoạch và phương án kỹ thuật, chi phí phục vụ tháo dỡ và xử lý thiết bị nhà máy điện gió sau khi kết thúc dự án.
5. Thỏa thuận đấu nối lưới điện; Văn bản thỏa thuận của cấp có thẩm quyền về vị trí dự án; hướng tuyến công trình; diện tích sử dụng đất (đối với dự án trong đất liền); diện tích sử dụng tài nguyên và khu vực biển (đối với dự án trên biển); quy hoạch tổng mặt bằng dự án; Văn bản xác nhận của cơ quan có thẩm quyền về vị trí của các tua bin điện gió trên biển (đối với dự án có tua bin trên biển); Văn bản về chấp thuận độ cao tĩnh không của cơ quan có thẩm quyền.
Điều 7.3.TT.33.9. Chế độ báo cáo và quản lý vận hành
(Điều 9 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 32 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
1. Trong vòng 10 ngày làm việc kể từ ngày cấp Quyết định chủ trương đầu tư và Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư, UBND tỉnh có trách nhiệm gửi bản sao Quyết định chủ trương đầu tư và Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư đã được chứng thực về Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo để theo dõi quản lý.
2. Trong vòng mười (10) ngày làm việc kể từ ngày ký Hợp đồng mua bán điện với chủ đầu tư, Bên bán điện có trách nhiệm gửi một (01) bản sao hợp lệ Hợp đồng mua bán điện đến Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo để theo dõi, quản lý.
3. Hằng năm, trước ngày 15 tháng 01 và ngày 15 tháng 7, UBND tỉnh có các dự án điện gió báo cáo bằng văn bản gửi qua dịch vụ bưu chính đến Bộ Công Thương (Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo) định kỳ 6 tháng liền trước về hoạt động đăng ký đầu tư, tình hình triển khai thực hiện dự án trên địa bàn tỉnh để theo dõi và quản lý. Mẫu báo cáo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
4. Sau khi dự án điện gió được hoàn thành đưa vào vận hành thương mại, chủ đầu tư phải tuân thủ các quy định hiện hành về quản lý vận hành các công trình điện và bảo vệ môi trường.
Phu luc 1 kem theo Thong tu so 02_2019_TT_BCT.doc
Điều 7.3.QĐ.4.11. Trách nhiệm mua điện từ các dự án điện gió
(Điều 11 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011)
1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các nhà máy điện gió nối lưới thuộc địa bàn do mình quản lý.
2. Việc mua bán điện được thực hiện thông qua hợp đồng mua bán điện được lập theo Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện gió nối lưới do Bộ Công Thương ban hành. Hợp đồng mua bán điện mẫu có các nội dung chính sau:
a) Thời gian hợp đồng là hai mươi (20) năm kể từ ngày vận hành thương mại. Bên bán điện có thể kéo dài thời gian hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới với Bên mua điện theo quy định hiện hành.
b) Giá mua điện cơ sở và nguyên tắc điều chỉnh giá bán điện trong thời gian hợp đồng.
c) Thỏa thuận về đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện gió.
d) Thỏa thuận về lập hóa đơn và thanh toán.
Điều 7.3.QĐ.4.12. Ưu đãi về vốn đầu tư, thuế, phí
(Điều 12 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011)
1. Huy động vốn đầu tư:
a) Nhà đầu tư được huy động vốn dưới các hình thức pháp luật cho phép từ các tổ chức, cá nhân trong và ngoài nước để đầu tư thực hiện các dự án điện gió.
b) Các dự án điện gió được hưởng các ưu đãi theo quy định hiện hành về tín dụng đầu tư của Nhà nước.
2. Thuế nhập khẩu: dự án điện gió được miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu để tạo tài sản cố định của dự án, hàng hóa nhập khẩu là nguyên liệu, vật tư, bán thành phẩm trong nước chưa sản xuất được nhập khẩu để phục vụ sản xuất của dự án theo quy định tại Luật Thuế xuất khẩu, Thuế nhập khẩu và các quy định của pháp luật hiện hành về thuế xuất khẩu, thuế nhập khẩu.
3. Thuế thu nhập doanh nghiệp: thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, việc miễn, giảm thuế thu nhập doanh nghiệp đối với dự án điện gió được thực hiện như đối với dự án thuộc lĩnh vực đặc biệt ưu đãi đầu tư quy định tại Luật Đầu tư, Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp và các văn bản hướng dẫn thi hành Luật Đầu tư, Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp.
Điều 7.3.QĐ.4.13. Ưu đãi về hạ tầng đất đai
(Điều 13 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011)
1. Các dự án điện gió và công trình đường dây và trạm biến áp để đấu nối với lưới điện quốc gia được miễn, giảm tiền sử dụng đất, tiền thuê đất theo quy định của pháp luật hiện hành áp dụng đối với dự án thuộc lĩnh vực đặc biệt ưu đãi đầu tư.
2. Căn cứ vào quy hoạch được cấp có thẩm quyền phê duyệt, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm giao đất để chủ đầu tư thực hiện các dự án điện gió. Việc bồi thường, hỗ trợ giải phóng mặt bằng được thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về đất đai.
Điều 7.3.TT.33.12. Diện tích sử dụng đất
(Điều 12 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Đất sử dụng trong quá trình phát triển dự án điện gió bao gồm: diện tích đất cho khảo sát, nghiên cứu đầu tư dự án điện gió; diện tích sử dụng đất có thời hạn của dự án điện gió; diện tích sử dụng đất tạm thời của dự án điện gió.
2. Diện tích đất sử dụng đất cho dự án điện gió phải phù hợp với quy mô công suất công trình. Suất sử dụng đất có thời hạn của dự án điện gió không quá không phẩy ba lăm (0,35) ha/MW. Diện tích sử dụng đất tạm thời của dự án điện gió không quá không phẩy ba (0,3 ha/MW).
Điều 7.3.TT.33.13. Quản lý sử dụng đất trong khu vực công trình điện gió
(Điều 13 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Đất sử dụng có thời hạn của dự án điện gió phải đảm bảo phù hợp với quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất và không chồng lấn với các quy hoạch khác đã được cơ quan thẩm quyền phê duyệt.
2. Ưu tiên phát triển công trình điện gió ở các vị trí đất khô cằn, sỏi đá, ít có giá trị nông nghiệp, nuôi trồng thủy sản, dân cư thưa thớt hoặc không có người sinh sống.
3. Sau khi công trình điện gió đi vào vận hành, chủ đầu tư phải phục hồi nguyên trạng diện tích chiếm dụng tạm thời và bàn giao cho chính quyền địa phương quản lý.
4. UBND tỉnh có thể cho phép sử dụng đất tại khu vực dự án điện gió cho các mục đích phù hợp (trồng trọt, canh tác nhỏ) và phải đảm bảo an toàn cho việc vận hành các công trình điện gió.
Điều 7.3.QĐ.4.14. Giá điện đối với dự án điện gió nối lưới
(Điều 14 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg. có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/11/2018)
1. Bên mua có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện gió với giá mua điện tại điểm giao nhận điện như sau:
a) Đối với các dự án điện gió trong đất liền: Giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 1.928 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 8,5 Uscents/kWh, tỷ giá quy đổi giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ được tính theo tỷ giá trung tâm do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 30 tháng 8 năm 2018 là 22.683 đồng/USD). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD;
b) Đối với các dự án điện gió trên biển: Giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 2.223 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 9,8 UScent/kWh, tỷ giá quy đổi giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ được tính theo tỷ giá trung tâm do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 30 tháng 8 năm 2018 là 22.683 đồng/USD). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.
2. Chi phí mua điện từ các dự án điện gió được tính toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. Giá mua điện tại khoản 1 Điều này được áp dụng cho một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 01 tháng 11 năm 2021 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.
4. Các dự án điện gió đã vận hành phát điện trước thời điểm ban hành Quyết định này được áp dụng mức giá mua điện tại khoản 1 Điều này kể từ ngày Quyết định này có hiệu lực cho thời gian còn lại của Hợp đồng mua bán điện đã ký.
5. Các dự án điện gió áp dụng giá mua điện theo quy định này sẽ không được áp dụng cơ chế giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác.
6. Bộ Công Thương có trách nhiệm đề xuất, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định về cơ chế đấu giá phát triển điện gió, giá mua điện gió áp dụng từ ngày 01 tháng 11 năm 2021.
Điều 7.3.TT.33.14. Áp dụng giá điện gió đối với dự án điện gió
(Điều 14 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Trường hợp dự án điện gió nối lưới bao gồm cả tua bin điện gió trong đất liền và tua bin điện gió trên biển, Bên bán điện có trách nhiệm thống nhất với Bên mua điện phương án lắp đặt công tơ và cách đo đếm, tính toán sản lượng điện riêng biệt của các tua bin trong đất liền và trên biển để làm cơ sở áp dụng giá mua bán điện phù hợp.
Điều 7.3.TT.33.15. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió
(Điều 15 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió là bắt buộc trong mua bán điện giữa Bên bán điện và Bên mua điện.
2. Chỉ áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu đối với phần điện năng được sản xuất từ nguồn năng lượng gió.
3. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
4. Bên bán điện và Bên mua điện chỉ được bổ sung nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên mà không được làm thay đổi nội dung cơ bản của Hợp đồng mua bán điện mẫu.
Phu luc 2 kem theo Thong tu so 02_2019_TT_BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.33.16. Trình tự, thủ tục ký kết Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió)
Điều 7.3.TT.33.16. Trình tự, thủ tục ký kết Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió
(Điều 16 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Trình tự đề nghị ký Hợp đồng mua bán điện gió
a) Chủ đầu tư dự án nhà máy điện gió có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị ký hợp đồng mua bán điện gửi Bên mua điện để thực hiện các thủ tục thẩm định, phê duyệt để ký hợp đồng mua bán điện.
b) Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị ký hợp đồng mua bán điện hợp lệ của chủ đầu tư, Bên mua điện có trách nhiệm tổ chức rà soát hợp đồng mua bán điện và ký Hợp đồng mua bán điện với Bên bán điện.
2. Hồ sơ đề nghị ký kết hợp đồng mua bán điện
a) Công văn đề nghị ký kết hợp đồng mua bán điện của Bên bán điện;
b) Văn bản pháp lý của dự án, bao gồm: Quyết định phê duyệt của cấp có thẩm quyền về quy hoạch nguồn và lưới điện; Quyết định chủ trương đầu tư hoặc Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư; Quyết định phê duyệt dự án đầu tư;
c) Dự thảo Hợp đồng mua bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
d) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện; Thỏa thuận SCADA/EMS và hệ thống thông tin điều độ; Thỏa thuận hệ thống rơ le bảo vệ và tự động;
đ) Tài liệu tính toán tổn thất công suất và điện năng của máy biến áp, đường dây truyền tải từ nhà máy điện đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tử dùng trong nhà máy điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.33.15. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió)
Điều 7.3.QĐ.4.15. Ưu đãi, hỗ trợ đối với các dự án điện gió không nối lưới
(Điều 15 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011)
1. Dự án điện gió không nối lưới được hưởng ưu đãi, hỗ trợ quy định tại Điều 12, Điều 13 Quyết định này.
2. Chủ đầu tư xây dựng đề án giá điện và xác định tổng mức hỗ trợ từ ngân sách nhà nước trình Bộ Công Thương thẩm định, báo cáo Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 7.3.QĐ.4.16. Trách nhiệm của các Bộ, địa phương đối với dự án điện gió
(Điều 16 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011, có nội dung được bổ sung, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg. có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/11/2018)
1. Bộ Công Thương
a) Có trách nhiệm tổ chức, hướng dẫn và phối hợp với Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương kiểm tra, giám sát việc thực hiện Quyết định này.
b) Ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió.
c) Xây dựng và ban hành các tiêu chuẩn kỹ thuật về công nghệ điện gió.
d) Rà soát, quy định về quản lý quá trình đầu tư xây dựng các dự án điện gió;
đ) Nghiên cứu và đề xuất trình Thủ tướng Chính phủ quy định về cơ chế khuyến khích phát triển sản xuất thiết bị điện gió trong nước, nâng cao tỷ lệ nội địa hóa trong dự án điện gió.
3. Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương
a) Có cơ chế hỗ trợ, khuyến khích nhà đầu tư về giải phóng mặt bằng, hạ tầng, nguồn nhân lực để đầu tư, thực hiện các dự án điện gió.
b) Thực hiện chức năng quản lý nhà nước tại địa phương đối với các dự án điện gió.
c) Theo dõi, giám sát, kiểm tra thực hiện các dự án điện gió tại địa phương theo thẩm quyền.
ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN NHIỆT ĐIỆN
Điều 7.3.TT.18.3. Việc lựa chọn Chủ đầu tư BOT được thực hiện theo quy định của pháp luật về đấu thầu.
(Điều 3 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
Điều 7.3.TT.18.4. Đấu thầu quốc tế áp dụng cho các trường hợp sau:
(Điều 4 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Các dự án thuộc danh mục của QHĐLQG được Thủ tướng Chính phủ quy định phải đấu thầu quốc tế;
2. Các dự án thuộc danh mục của QHĐLQG chưa xác định chủ đầu tư, có từ hai Nhà đầu tư BOT trở lên đăng ký tham gia sẽ do Thủ tướng Chính phủ quyết định hình thức lựa chọn Chủ đầu tư BOT.
Điều 7.3.TT.18.5. Chỉ định Chủ đầu tư BOT áp dụng cho các trường hợp sau:
(Điều 5 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Các dự án thuộc danh mục của QHĐLQG được Thủ tướng Chính phủ chỉ định Chủ đầu tư BOT;
2. Dự án thuộc danh mục của QHĐLQG chỉ có một Nhà đầu tư BOT đăng ký tham gia và được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương chỉ định Chủ đầu tư BOT;
3. Dự án do Nhà đầu tư BOT đề xuất, không thuộc danh mục của QHĐLQG và được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 7.3.TT.18.6. Biên bản ghi nhớ và kế hoạch triển khai dự án
(Điều 6 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Trong thời hạn hai mươi (20) ngày làm việc kể từ ngày Thủ tướng Chính phủ có văn bản giao Chủ đầu tư BOT phát triển Dự án BOT NMNĐ, Tổng cục Năng lượng gửi dự thảo MOU và hướng dẫn Chủ đầu tư BOT chuẩn bị đàm phán, ký kết MOU. Nội dung MOU bao gồm:
a) Cơ sở pháp lý;
b) Mô tả chung về Dự án BOT NMNĐ;
c) Vai trò, trách nhiệm của Chủ đầu tư BOT;
d) Vai trò, trách nhiệm của Bộ Công Thương;
đ) Tiến độ tổng thể phát triển Dự án BOT NMNĐ;
e) Thời hạn hiệu lực của MOU;
g) Trách nhiệm của Chủ đầu tư BOT đối với chi phí phát triển dự án; thanh toán chi phí lập FS, chi phí thẩm định FS dự án; chi phí thuê Tư vấn pháp lý hỗ trợ phía Việt Nam trong quá trình đàm phán và triển khai dự án.
2. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi nhận được dự thảo MOU, Chủ đầu tư BOT phải có ý kiến về dự thảo và kế hoạch đàm phán MOU.
3. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày nhận được ý kiến chính thức bằng văn bản của Chủ đầu tư BOT, Tổng cục Năng lượng tổ chức đàm phán MOU. Quá trình đàm phán MOU không được kéo dài quá 30 ngày.
Sau khi thống nhất các nội dung của MOU, Tổng cục Năng lượng trình Bộ trưởng Bộ Công Thương thông qua để tổ chức lễ ký MOU.
4. Việc ký kết MOU được thực hiện giữa đại diện Bộ Công Thương với đại diện hợp pháp của Chủ đầu tư.
5. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày ký MOU, Chủ đầu tư BOT phải lập kế hoạch chi tiết triển khai dự án gửi Tổng cục Năng lượng để xem xét, thống nhất.
6. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày nhận được kế hoạch chi tiết, Tổng cục Năng lượng có ý kiến trả lời bằng văn bản.
7. Nội dung kế hoạch chi tiết triển khai dự án bao gồm:
a) Lập và phê duyệt Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực (nếu có): Ngày trình Quy hoạch; ngày phê duyệt Quy hoạch;
b) Lập và phê duyệt FS, bao gồm: Ngày trình FS; ngày phê duyệt FS;
c) Kế hoạch đàm phán Hợp đồng BOT và các tài liệu liên quan, bao gồm: ngày đàm phán PA; ngày ký PA; ngày dự kiến bắt đầu đàm phán vòng 1; ngày dự kiến kết thúc đàm phán vòng 1; ngày dự kiến bắt đầu đàm phán vòng 2; ngày dự kiến kết thúc đàm phán vòng 2; lịch trình đàm phán các tài liệu liên quan: PPA, LLA, Hợp đồng gói thầu thiết kế, cung cấp thiết bị, vật tư và xây lắp dự án và các hợp đồng cung cấp nhiên liệu; ngày ký kết thỏa thuận đầu tư; ngày nộp hồ sơ xin cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư; ngày ký chính thức các tài liệu Hợp đồng BOT;
d) Ngày đóng tài chính;
đ) Khởi công và xây dựng, bao gồm: Ngày khởi công chính thức dự án; ngày vận hành thương mại từng tổ máy; ngày vận hành thương mại toàn bộ nhà máy.
Điều 7.3.TT.18.7. Lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực
(Điều 7 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Việc lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực (sau đây gọi tắt là Quy hoạch TTĐL) được thực hiện theo quy định tại Thông tư số 43/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 11 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch TTĐL.
2. Chi phí lập, thẩm tra, thẩm định Quy hoạch TTĐL được bố trí từ nguồn vốn hỗ trợ chuẩn bị đầu tư dự án.
Điều 7.3.TT.18.8. Lập, thẩm định và phê duyệt Báo cáo nghiên cứu khả thi
(Điều 8 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Trong thời hạn mười hai (12) tháng kể từ ngày ký MOU, Chủ đầu tư BOT phải trình Tổng cục Năng lượng Hồ sơ FS dự án kèm theo ý kiến của các Bộ, ngành liên quan và của Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương nơi có dự án.
Hồ sơ FS dự án phải được lập bởi đơn vị Tư vấn chuyên ngành điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực tư vấn nhà máy nhiệt điện, có kinh nghiệm lập FS dự án nhà máy nhiệt điện với quy mô tương đương trở lên.
2. Nội dung của Hồ sơ FS dự án được thực hiện theo quy định tại Điều 25 Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức đối tác công tư và các văn bản pháp lý liên quan.
3. Trình tự thẩm định FS dự án được thực hiện theo quy định tại Điều 26 Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức đối tác công tư và các văn bản pháp lý liên quan.
4. Bộ Công Thương chỉ phê duyệt Hồ sơ FS khi đã nhận được Quyết định phê duyệt Báo cáo đánh giá tác động môi trường của Bộ Tài nguyên và Môi trường.
5. Chi phí lập, thẩm tra và thẩm định Hồ sơ FS do Chủ đầu tư BOT chi trả.
Điều 7.3.TT.18.9. Tư vấn pháp lý hỗ trợ Bộ Công Thương đàm phán các tài liệu dự án.
(Điều 9 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày ký MOU, Tổng cục Năng lượng đề xuất phương thức lựa chọn Tư vấn pháp lý hỗ trợ cơ quan Nhà nước có thẩm quyền trình Bộ trưởng Bộ Công Thương quyết định để tổ chức thực hiện.
2. Trách nhiệm của Tư vấn pháp lý:
a) Hỗ trợ Bộ Công Thương dự thảo và đàm phán chi tiết Hợp đồng BOT, Bảo lãnh Chính phủ (sau đây gọi tắt là GGU), Xác nhận và Chấp thuận của Bộ Công Thương (sau đây gọi tắt là MOIT’s A&C);
b) Hoàn thiện bộ Hợp đồng dự án (gồm: Hợp đồng BOT, GGU, A&C, PPA, LLA và CSA hoặc GSA) đảm bảo tính pháp lý, tính chính xác và đồng bộ về nội dung, câu chữ sẵn sàng cho việc ký kết;
c) Các công việc khác được quy định trong Hợp đồng tư vấn.
3. Tổng cục Năng lượng tiến hành lựa chọn Tư vấn pháp lý và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt cùng với dự toán chi phí cho Tư vấn pháp lý hỗ trợ đàm phán.
4. Chi phí thuê Tư vấn pháp lý hỗ trợ Bộ Công Thương đàm phán các tài liệu dự án được bố trí từ nguồn ngân sách Nhà nước. Trường hợp nguồn ngân sách Nhà nước chưa bố trí kịp, Bộ Công Thương và Chủ đầu tư có trách nhiệm thỏa thuận về nguồn chi phí thuê Tư vấn pháp lý để đảm bảo tiến độ phát triển dự án.
Điều 7.3.TT.18.10. Nhóm công tác liên ngành
(Điều 10 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày ký MOU, Tổng cục Năng lượng trình Bộ Công Thương thành lập Nhóm công tác liên ngành.
2. Thành phần của Nhóm công tác liên ngành bao gồm:
a) Trưởng nhóm và một số thành viên của Bộ Công Thương;
b) Thành viên của các Bộ, ngành bao gồm: Kế hoạch và Đầu tư, Tư pháp, Tài chính, Ngân hàng Nhà nước, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, nơi có dự án BOT NMNĐ, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) (đối với dự án sử dụng than trong nước), Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) (đối với dự án sử dụng khí trong nước).
3. Nhiệm vụ chính của Nhóm công tác liên ngành:
a) Thống nhất kế hoạch đàm phán với Chủ đầu tư BOT;
b) Tổ chức và tham gia đàm phán Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C;
c) Tham gia giải quyết các vấn đề phát sinh trong quá trình đàm phán thực hiện dự án.
4. Phân công nhiệm vụ và phương thức làm việc của Nhóm công tác liên ngành:
a) Trưởng nhóm công tác liên ngành là người chủ trì đàm phán;
b) Thành viên đại diện các Bộ, ngành và địa phương chịu trách nhiệm các nội dung liên quan đến lĩnh vực mình quản lý và hỗ trợ người chủ trì đàm phán theo chức năng nhiệm vụ được phân công;
c) Nhóm công tác liên ngành làm việc theo cơ chế kiêm nhiệm.
5. Chi phí hoạt động:
Chi phí hoạt động của Nhóm công tác liên ngành được bố trí từ nguồn ngân sách Nhà nước.
6. Thời gian hoạt động của Nhóm công tác liên ngành tùy thuộc vào yêu cầu thực hiện dự án BOT NMNĐ và do Bộ Công Thương quyết định.
Điều 7.3.TT.18.11. Tổ chức đàm phán
(Điều 11 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Việc đàm phán PA, Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C chỉ được tiến hành khi đáp ứng các điều kiện sau:
a) Hồ sơ FS đã được Bộ Công Thương phê duyệt;
b) Bộ Công Thương đã tuyển chọn được Tư vấn pháp lý;
c) Thời điểm bắt đầu đàm phán phù hợp với tiến độ nêu trong MOU.
2. Tổng cục Năng lượng điều phối việc đàm phán các tài liệu dự án với Chủ đầu tư BOT bao gồm:
a) Nhóm công tác liên ngành: Tổ chức đàm phán Hợp đồng BOT, GGU và MOlT’s A&C.
b) EVN tổ chức đàm phán PPA và văn bản Xác nhận và Chấp thuận của EVN.
PPA chỉ được thông qua sau khi Tổng cục Năng lượng có ý kiến bằng văn bản về Hợp đồng cung cấp nhiên liệu dài hạn cho dự án và kết quả lựa chọn Nhà thầu EPC của dự án.
c) TKV tổ chức đàm phán CSA và văn bản Xác nhận và Chấp thuận của TKV (đối với dự án sử dụng than trong nước).
d) PVN tổ chức đàm phán GSA và văn bản Xác nhận và Chấp thuận của PVN (đối với dự án sử dụng khí trong nước).
đ) Địa phương nơi có dự án tổ chức đàm phán LLA và Văn bản Xác nhận và Chấp thuận của địa phương.
EVN, TKV, PVN và địa phương phải thống nhất kế hoạch đàm phán với chủ đầu tư BOT và báo cáo Tổng cục Năng lượng.
3. Chủ đầu tư BOT chịu trách nhiệm đàm phán song song các tài liệu dự án (gồm: Hợp đồng BOT, GGU, MOIT’s A&C; PPA; CSA; CTA; GSA va LLA) với các đối tác Việt Nam liên quan để bảo đảm tiến độ dự án.
4. Đàm phán PA, Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C:
a) Đàm phán PA
Khi đủ điều kiện tại Khoản 1 Điều này, trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc, Tổng cục Năng lượng gửi dự thảo PA cho Chủ đầu tư BOT.
Dự thảo PA bao gồm các nội dung chính sau: Các định nghĩa cơ bản, thời hạn của hợp đồng, tiến độ tổng thể của dự án, ngày vận hành yêu cầu, luật áp dụng, giải quyết tranh chấp, cơ chế phân chia rủi ro, chế độ thuế, cơ cấu giá điện, hợp đồng thuê đất và cung cấp nhiên liệu, các nguyên tắc cơ bản của GGU.
Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày nhận được dự thảo PA, Chủ đầu tư BOT phải có ý kiến về nội dung dự thảo gửi Tổng cục Năng lượng.
Việc đàm phán PA chỉ được tiến hành sau mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày nhận được ý kiến của Chủ đầu tư BOT.
Tổng cục Năng lượng và Chủ đầu tư BOT tổ chức ký PA sau khi hai bên đã thỏa thuận các nội dung chi tiết của PA.
b) Đàm phán Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C
Quá trình đàm phán được chia thành 02 vòng, mỗi vòng gồm 03 phiên, mỗi phiên diễn ra tối đa trong ba (03) ngày.
Mỗi vòng đàm phán chỉ kết thúc khi đã đàm phán qua toàn bộ các điều, khoản của hợp đồng. Những nội dung chưa thống nhất, để lại vòng đàm phán tiếp theo.
Trước mỗi vòng đàm phán, Tổng cục Năng lượng gửi dự thảo Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C cho Chủ đầu tư BOT.
Trong thời hạn sáu mươi (60) ngày kể từ ngày nhận được dự thảo, Chủ đầu tư BOT phải gửi Tổng cục Năng lượng ý kiến về nội dung dự thảo Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C. Việc đàm phán chỉ được tiến hành sau ba mươi (30) ngày kể từ ngày nhận được ý kiến của Chủ đầu tư BOT.
Kết thúc mỗi vòng đàm phán, Bộ Công Thương gửi lấy ý kiến các Bộ, ngành liên quan để làm cơ sở cho vòng đàm phán tiếp theo.
Nhóm công tác liên ngành tiếp tục đàm phán với Chủ đầu tư BOT về ý kiến của các Bộ, ngành để hoàn thiện dự thảo Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C.
5. Kết thúc 02 vòng đàm phán, Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ kết quả các bên đã đạt được và những nội dung chưa thống nhất, cần có ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ.
Nhóm công tác liên ngành sẽ tiếp tục đàm phán với Chủ đầu tư BOT theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ. Việc đàm phán chỉ kết thúc khi phía Việt Nam và Chủ đầu tư BOT đã thống nhất tất cả các nội dung của các tài liệu dự án.
6. Trong thời hạn mười (10) ngày làm việc kể từ ngày kết thúc đàm phán, Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ thông qua để tổ chức ký kết thỏa thuận đầu tư với Chủ đầu tư BOT.
Điều 7.3.TT.18.12. Hoàn tất các tài liệu dự án và ký kết thỏa thuận đầu tư
(Điều 12 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Sau khi Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C đã được hai bên thống nhất, Tư vấn pháp lý hỗ trợ Bộ Công Thương phải có văn bản xác nhận về tính pháp lý, tính chính xác về nội dung, câu chữ trong các tài liệu Dự án để Bộ Công Thương ký kết thỏa thuận đầu tư với Chủ đầu tư BOT.
2. Chủ đầu tư BOT phải phối hợp với các bên liên quan, hoàn thiện dự thảo, ký tắt các tài liệu dự án khác như: PPA, CSA (hoặc GSA), CTA, LLA và báo cáo Bộ Công Thương đã ký tắt.
3. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày hai bên thống nhất tất cả các nội dung của Hợp đồng BOT và GGU, Bộ Công Thương tổ chức ký kết thỏa thuận đầu tư với Chủ đầu tư BOT về Hợp đồng BOT, GGU và MOIT’s A&C.
Điều 7.3.TT.18.13. Cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư
(Điều 13 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày ký kết thỏa thuận đầu tư, Chủ đầu tư BOT phải trình Bộ Kế hoạch và Đầu tư Hồ sơ yêu cầu cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.
2. Hồ sơ, trình tự thủ tục cấp Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư được thực hiện theo quy định tại Điều 40 Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức công tư.
3. Chủ đầu tư BOT có trách nhiệm phối hợp với các bên liên quan phía Việt Nam để giải trình các ý kiến theo yêu cầu của Bộ Kế hoạch và Đầu tư.
Điều 7.3.TT.18.14. Ký chính thức Hợp đồng BOT và các tài liệu dự án
(Điều 14 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày nhận được Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của Bộ Kế hoạch và Đầu tư, Chủ đầu tư BOT phải thành lập Doanh nghiệp BOT và có trách nhiệm hoàn chỉnh các nội dung cần bổ sung nêu trong Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư để ký chính thức các tài liệu dự án.
2. Tổng cục Năng lượng tổ chức lễ ký chính thức các tài liệu dự án giữa Chủ đầu tư BOT và Doanh nghiệp BOT với các bên liên quan, bao gồm:
a) Ký Hợp đồng BOT và GGU với Bộ Công Thương;
b) Ký PPA với EVN;
c) Ký CSA với TKV (đối với dự án sử dụng than trong nước);
d) Ký GSA với PVN (đối với dự án sử dụng khí trong nước);
đ) Ký LLA với địa phương, nơi có dự án.
3. Doanh nghiệp BOT chịu trách nhiệm trình hồ sơ xin cấp Ý kiến pháp lý của Bộ Tư pháp theo quy định tại Nghị định số 51/2015/NĐ-CP ngày 26 tháng 5 năm 2015 của Chính phủ về cấp ý kiến pháp lý.
Điều 7.3.TT.18.15. Giải quyết các vấn đề phát sinh trong quá trình thu xếp tài chính
(Điều 15 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
Tổng cục Năng lượng phối hợp với Chủ đầu tư BOT giải quyết các vấn đề phát sinh trong quá trình thu xếp tài chính. Trường hợp vượt thẩm quyền, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
(Điều 16 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương nơi có dự án và EVN cấp các A&C cho Doanh nghiệp BOT theo các điều khoản quy định tại Hợp đồng BOT, LLA và PPA.
Điều 7.3.TT.18.17. Giám sát thực hiện hợp đồng dự án và chất lượng công trình
(Điều 17 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Việc giám sát thực hiện hợp đồng dự án thực hiện theo quy định tại Điều 47 của Nghị định số 15/2015/NĐ-CP về đầu tư theo hình thức công tư và các văn bản pháp lý liên quan.
2. Việc giám sát chất lượng công trình thực hiện theo quy định tại Điều 48 của Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức công tư và các văn bản pháp lý liên quan.
3. Tổng cục Năng lượng chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành liên quan thực hiện kiểm tra công tác nghiệm thu đưa công trình vào sử dụng theo quy định tại Nghị định số 15/2013/NĐ-CP ngày 06 tháng 02 năm 2013 của Chính phủ về quản lý chất lượng công trình xây dựng và các văn bản pháp lý liên quan.
4. Tổng cục Năng lượng giám sát việc tuân thủ các nghĩa vụ của Chủ đầu tư, Doanh nghiệp BOT theo tiến độ triển khai dự án và các điều khoản quy định tại bộ hợp đồng BOT.
Điều 7.3.TT.18.18. Chế độ báo cáo
(Điều 18 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Báo cáo tháng
Trong quá trình xây dựng nhà máy, Doanh nghiệp BOT có trách nhiệm lập báo cáo tháng gửi Tổng cục Năng lượng và các cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền liên quan vào ngày 05 hàng tháng. Nội dung báo cáo tháng bao gồm:
a) Tiến độ công việc đã thực hiện tính đến thời điểm báo cáo;
b) Các vấn đề tồn tại và đề xuất, kiến nghị (nếu có);
c) Kế hoạch dự kiến tháng tiếp theo.
2. Báo cáo quý, năm
Doanh nghiệp BOT hoàn thành báo cáo quý vào ngày 05 các tháng 4, tháng 7, tháng 9; hoàn thành báo cáo năm vào ngày 05 tháng 01 hàng năm gửi Tổng cục Năng lượng và các cơ quan quản lý Nhà nước có thẩm quyền liên quan.
3. Báo cáo đột xuất
Trong trường hợp xảy ra sự cố, thiên tai, hỏa hoạn hoặc theo yêu cầu của Cơ quan Nhà nước có thẩm quyền, Doanh nghiệp BOT có trách nhiệm gửi báo cáo kịp thời về Tổng cục Năng lượng và các Cơ quan Nhà nước có thẩm quyền liên quan.
QUY HOẠCH VÀ ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN ĐIỆN SINH KHỐI
Điều 7.3.QĐ.6.6. Đầu tư xây dựng các dự án điện sinh khối nối lưới
(Điều 6 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
1. Phát triển các dự án điện sinh khối được thực hiện theo quy hoạch. Việc thẩm định, phê duyệt bổ sung dự án điện sinh khối vào quy hoạch thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về quy hoạch. Các dự án điện sinh khối trong Quy hoạch phát triển điện lực các cấp đã được phê duyệt thực hiện theo quy định về chuyển tiếp tại Điều 59 của Luật Quy hoạch năm 2017 và Nghị quyết số 751/2019/UBTVQH14 ngày 16 tháng 8 năm 2019 của Ủy ban thường Quốc hội giải thích một số điều của Luật Quy hoạch năm 2017.
2. Thiết bị chính của dự án điện sinh khối phải đáp ứng quy chuẩn kỹ thuật theo quy định hiện hành. Chất lượng điện của dự án điện sinh khối phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật về điện áp, tần số và các yêu cầu về vận hành hệ thống điện quốc gia theo quy định hiện hành.
3. Việc đầu tư xây dựng các dự án điện sinh khối được thực hiện theo quy định: của pháp luật về đầu tư, xây dựng, an toàn điện, đất đai, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường và các quy định khác của pháp luật có liên quan.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.11. Đầu tư phát triển điện lực)
Điều 7.3.TT.24.3. Bổ sung, điều chỉnh dự án điện sinh khối vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối
(Điều 3 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Chủ đầu tư dự án điện sinh khối lập hồ sơ đề xuất dự án điện sinh khối theo quy định của pháp luật về đầu tư xây dựng công trình gửi Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi là UBND cấp tỉnh) nơi đặt dự án. Trên cơ sở đề xuất dự án, UBND cấp tỉnh lập Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối (sau đây gọi là Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch) theo quy định tại Điều 4 Thông tư này gửi Bộ Công Thương.
2. Trường hợp hồ sơ chưa đầy đủ, hợp lệ, trong thời hạn 05 (năm) ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Bộ Công Thương (Tổng cục Năng lượng) có văn bản yêu cầu bổ sung Hồ sơ.
3. Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm tổ chức thẩm định Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch trong vòng 30 (ba mươi) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ. Trong trường hợp cần thiết, Tổng cục Năng lượng được phép thuê tư vấn thẩm định, tư vấn phản biện phục vụ công tác thẩm định. Trên cơ sở kết quả thẩm định, Tổng cục Năng lượng báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt hoặc trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 7.3.TT.24.4. Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối
(Điều 4 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối bao gồm:
1. Tờ trình của Chủ tịch UBND cấp tỉnh đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối.
2. Thông tin cơ bản về chủ đầu tư: Các tài liệu về tư cách pháp lý, đăng ký kinh doanh, nhân sự chủ chốt, kinh nghiệm thực hiện dự án, năng lực tài chính, kỹ thuật, trong đó cần kê khai danh sách các dự án đã thực hiện (bao gồm các dự án công nghiệp và dự án điện, nếu có).
3. Thông tin về dự án điện sinh khối đề xuất
a) Loại sinh khối và khả năng cung cấp;
b) Sự cần thiết phải đầu tư xây dựng dự án, các điều kiện thuận lợi và khó khăn, chế độ khai thác và sử dụng tài nguyên quốc gia (nếu có);
c) Mô tả dự án: vị trí, quy mô và diện tích xây dựng công trình, các hạng mục công trình thuộc dự án; các nội dung về quy hoạch ngành, quy hoạch xây dựng của địa phương;
d) Sơ bộ các giải pháp thực hiện, bao gồm: phương án kỹ thuật, công nghệ và công suất; phương án đấu nối hạ tầng kỹ thuật; phương án lắp đặt thiết bị; tiến độ thực hiện và hình thức quản lý dự án; phương án chung về bồi thường tái định cư và phương án hỗ trợ xây dựng hạ tầng kỹ thuật (nếu có); kế hoạch và phương án chi phí;
đ) Đánh giá tác động môi trường, các giải pháp phòng cháy, chữa cháy và các yêu cầu về an ninh, quốc phòng;
e) Tổng mức đầu tư của dự án; khả năng thu xếp vốn, nguồn vốn và khả năng cấp vốn theo tiến độ; phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính, hiệu quả xã hội của dự án.
4. Ý kiến của Tổng Công ty điện lực vùng hoặc đơn vị truyền tải điện (nếu đấu nối vào hệ thống điện truyền tải) về Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch.
Điều 7.3.TT.24.5. Dự án đầu tư phát triển điện sinh khối nối lưới
(Điều 5 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Chủ đầu tư chỉ được lập dự án đầu tư điện sinh khối thuộc quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối và quy hoạch phát triển điện lực. Nội dung dự án đầu tư điện sinh khối được lập theo các quy định hiện hành về quản lý đầu tư xây dựng công trình và theo quy định tại khoản 3 Điều này.
2. Đối với các dự án điện sinh khối được phân kỳ đầu tư theo các giai đoạn khác nhau, chủ đầu tư có trách nhiệm lập dự án đầu tư theo từng giai đoạn dự án. Trường hợp thời điểm vào vận hành của dự án dự kiến có sai lệch quá 06 (sáu) tháng so với tiến độ quy định trong quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối, nhà đầu tư có trách nhiệm báo cáo UBND cấp tỉnh và Tổng cục Năng lượng - Bộ Công Thương.
3. Nội dung dự án đầu tư điện sinh khối theo quy định pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng công trình, bổ sung thêm những nội dung chính sau:
a) Đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án điện sinh khối đối với hệ thống điện khu vực;
b) Kế hoạch và phương án chi phí, kỹ thuật phục vụ tháo dỡ và xử lý thiết bị nhà máy điện sinh khối sau khi kết thúc dự án.
Điều 7.3.TT.24.6. Yêu cầu về bảo vệ môi trường
(Điều 6 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
Hoạt động đầu tư phát triển các dự án điện sinh khối phải tuân thủ theo Luật Bảo vệ môi trường và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan khác.
Điều 7.3.QĐ.6.7. Đấu nối dự án điện sinh khối vào hệ thống điện
(Điều 7 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
1. Bên bán điện chịu trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng thiết bị đo đếm điện năng, đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu có) từ nhà máy điện của Bên bán điện tới điểm đấu nối với lưới điện của Bên mua điện; tổ chức việc kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm thiết bị đo đếm điện năng theo đúng quy định của pháp luật về đo lường.
2. Điểm đấu nối do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận theo nguyên tắc đảm bảo truyền tải công suất nhà máy điện của Bên bán điện, phù hợp với quy hoạch được duyệt. Trường hợp điểm đấu nối khác với điểm đặt thiết bị đo đếm, Bên bán điện chịu phần tổn thất điện năng trên đường dây đấu nối và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.56. An toàn trong đấu nối vào hệ thống điện quốc gia)
Điều 7.3.QĐ.6.11. Trách nhiệm mua điện từ các dự án điện
(Điều 11 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các dự án điện sinh khối phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện; ưu tiên khai thác toàn bộ công suất, điện năng phát của các dự án điện sinh khối.
2. Hợp đồng mua bán điện mẫu là bắt buộc áp dụng cho các dự án điện sinh khối trong mua bán điện giữa Bên bán điện và Bên mua điện.
3. Thời hạn của hợp đồng mua bán điện đối với các dự án điện sinh khối là 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. Sau thời gian này, việc gia hạn thời hạn hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới thực hiện theo quy định của pháp luật tại thời điểm ký gia hạn hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới.
Điều 7.3.QĐ.6.14. Giá điện đối với dự án điện sinh khối
(Điều 14 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
1. Đối với các dự án đồng phát nhiệt - điện: Biểu giá mua điện tại điểm giao nhận là 1.634 đồng/kWh tương đương 7,03 UScents/kWh, theo tỷ giá tính theo tỷ giá trung tâm của Đồng Việt Nam với Đô la Mỹ được Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 21 tháng 02 năm 2020.
2. Đối với các dự án không phải là dự án đồng phát nhiệt - điện: Biểu giá mua điện tại điểm giao nhận là 1.968 đồng/kWh tương đương 8,47 UScents/kWh, theo tỷ giá tính theo tỷ giá trung tâm của Đồng Việt Nam với Đô la Mỹ được Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 21 tháng 02 năm 2020.
3. Giá mua điện quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, được điều chỉnh theo biến động của đồng đô la Mỹ (tính tương đương UScents/kWh), tỷ giá áp dụng là tỷ giá trung tâm của Đồng Việt Nam với Đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày Bên bán điện xuất hóa đơn thanh toán.
4. Các dự án điện sinh khối đã vận hành phát điện trước thời điểm ban hành Quyết định này được áp dụng mức giá mua điện tại khoản 1, khoản 2 Điều này kể từ ngày Quyết định này có hiệu lực cho thời gian còn lại của Hợp đồng mua bán điện đã ký.
5. Chi phí mua điện từ các dự án điện sinh khối nêu tại khoản 1 và khoản 2 của Điều này được tính toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
6. Các dự án điện sinh khối áp dụng giá mua điện theo quy định này không được áp dụng cơ chế giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.29. Chính sách giá điện)
Điều 7.3.TT.24.8. Trình tự xây dựng, phê duyệt và công bố Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối
(Điều 8 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Trước ngày 31 tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán và các nhà máy điện khác để cập nhật cơ sở dữ liệu, thực hiện tính toán Chi phí tránh được của hệ thống điện quốc gia (Chi phí tránh được) được quy định tại Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 03 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam cho năm kế tiếp theo phương pháp quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực.
2. Trước ngày 30 tháng 11 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm chủ trì phối hợp với Tổng cục Năng lượng thẩm định các thông số đầu vào, kết quả tính toán Chi phí tránh được hàng năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, thông qua. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có thể tham vấn các tổ chức, cá nhân có liên quan trong quá trình thẩm định.
3. Trước ngày 20 tháng 12 hàng năm, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm:
a) Nghiên cứu, đề xuất trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, ban hành Biểu giá chi phí tránh được (xác định các hệ số k1, k2 trong Phụ lục I) áp dụng cho các dự án điện sinh khối ở mức hợp lý nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng sinh khối, đồng thời đảm bảo phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn;
b) Trong thời hạn 02 (hai) ngày kể từ ngày Biểu giá áp dụng cho các dự án điện được ban hành, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm công bố cho năm tiếp theo trên trang thông tin điện tử của Tổng cục Năng lượng và của Bộ Công Thương.
5. Trong trường hợp Biểu giá áp dụng cho các dự án điện sinh khối chưa được công bố, tạm thời áp dụng Biểu giá của năm trước cho đến khi Biểu giá áp dụng cho các dự án điện sinh khối mới được công bố. Phần chênh lệch do thanh toán theo Biểu giá cũ và Biểu giá mới sẽ được các bên hoàn lại cho nhau trong lần thanh toán đầu tiên khi áp dụng Biểu giá mới.
Phu luc I kem theo Thong tu so 44_2015_TT-BCT.doc
Phu luc II kem theo Thong tu so 44_2015_TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.24.9. Áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các dự án điện sinhkhối
(Điều 9 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối nối lưới trừ các trường hợp sau:
1. Dự án đồng phát nhiệt điện.
2. Dự án phát điện sử dụng bã mía có trích hơi cho nhà máy đường.
Điều 7.3.TT.24.10. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối nối lưới
(Điều 10 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối là bắt buộc trong mua bán điện giữa dự án điện sinh khối nối lưới và Bên mua điện.
2. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối nối lưới quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Bên bán điện và Bên mua điện được bổ sung nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không được làm thay đổi nội dung cơ bản của Hợp đồng mua bán điện mẫu.
Phu luc III kem theo Thong tu so 44_2015_TT-BCT.doc
Điều 7.3.QĐ.6.16. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân liên quan
(Điều 16 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/04/2020)
1. Bộ Công Thương
a) Tổ chức, hướng dẫn và phối hợp với Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương kiểm tra, đôn đốc việc thực hiện Quyết định này.
b) Ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối theo quy định tại Quyết định này.
c) Ban hành quy định, quy chuẩn kỹ thuật về thiết bị, nghiệm thu, chạy thử nhà máy điện sinh khối.
d) Theo dõi, đề xuất điều chỉnh mức giá mua điện đối với dự án điện sinh khối, báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
2. Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương
a) Phối hợp, hỗ trợ nhà đầu tư về bồi thường, giải phóng mặt bằng, hạ tầng, nguồn nhân lực để đầu tư, thực hiện và phát triển các dự án điện sinh khối trên địa bàn.
b) Theo dõi, giám sát, kiểm tra thực hiện các dự án điện sinh khối tại địa phương: theo thẩm quyền.
c) Thực hiện nhiệm vụ quản lý nhà nước về hoạt động liên quan đến điện sinh khối tại địa phương theo quy định của pháp luật hiện hành.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tính toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án điện sinh khối và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt.
4. Bên bán điện
Điều 7.3.TT.24.11. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước
(Điều 11 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Trách nhiệm của Tổng cục Năng lượng:
a) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này;
b) Hỗ trợ Bên mua điện và Bên bán điện giải quyết vướng mắc trong hợp đồng mua bán điện mẫu theo đề nghị của một hoặc các Bên.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm chỉ đạo, hướng dẫn Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán Chi phí tránh được theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.
3. UBND cấp tỉnh theo dõi, giám sát, kiểm tra việc hoạt động phát triển các dự án điện sinh khối tại địa phương theo quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối được phê duyệt, phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.24.12. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan
(Điều 12 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tính toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án phát điện sinh khối và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Bên bán điện (các đơn vị phát điện) có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên mua theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo Biểu giá chi phí tránh được;
b) Lắp đặt công tơ phù hợp với các quy định hiện hành để đo đếm điện năng sử dụng cho thanh toán tiền điện;
c) Bán toàn bộ lượng điện năng trên thanh cái của nhà máy cho Bên mua khi áp dụng Biểu giá chi phí tránh được;
d) Gửi 01 (một) bản Hợp đồng mua bán điện đã ký về Tổng cục Năng lượng chậm nhất là 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày ký;
đ) Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
3. Bên mua điện có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên bán theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo Biểu giá chi phí tránh được nếu Bên bán đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 5 Thông tư này và các quy định pháp luật có liên quan khác;
b) Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hàng năm, tính toán Chi phí tránh được, trình Cục Điều tiết điện lực.
QUY HOẠCH VÀ ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN ĐIỆN SỬ DỤNG CHẤT THẢI RẮN
Điều 7.3.QĐ.7.3. Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 3 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn là quy hoạch chuyên ngành điện được lập cho toàn quốc làm cơ sở cho các hoạt động đầu tư phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn, được điều chỉnh phù hợp với các nghiên cứu, đánh giá tiềm năng chất thải rắn trong từng thời kỳ.
2. Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn phải phù hợp với chiến lược phát triển kinh tế - xã hội của đất nước, quy hoạch xây dựng vùng, quy hoạch quản lý chất thải rắn được cấp có thẩm quyền phê duyệt, quy hoạch sử dụng đất và các quy hoạch khác có liên quan.
3. Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn được lập một lần cho giai đoạn đến năm 2020, tầm nhìn đến 2030 và được điều chỉnh, bổ sung khi cần thiết. Từ các giai đoạn quy hoạch sau, Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn được lồng ghép vào quy hoạch phát triển điện lực cấp tỉnh, quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và được điều chỉnh, bổ sung phù hợp với thực trạng nghiên cứu, đánh giá tiềm năng nguồn chất thải rắn cho sản xuất điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.8. Quy hoạch phát triển điện lực)
Điều 7.3.QĐ.7.4. Lập, thẩm định, phê duyệt, công bố và điều chỉnh Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 4 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Bộ Công Thương tổ chức lập, thẩm định Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; công bố và hướng dẫn, theo dõi, kiểm tra việc thực hiện Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn đã được phê duyệt.
2. Việc công bố và điều chỉnh quy hoạch thực hiện theo quy định hiện hành.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.9. Lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, tổ chức thực hiện và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực)
Điều 7.3.TT.20.3. Bổ sung, điều chỉnh dự án phát điện sử dụng chất thải rắn vào quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia
(Điều 3 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Chủ đầu tư dự án phát điện sử dụng chất thải rắn lập hồ sơ đề xuất dự án phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định của pháp luật về đầu tư xây dựng công trình gửi Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi là UBND cấp tỉnh) nơi đặt dự án. Trên cơ sở đề xuất dự án, UBND cấp tỉnh lập Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia (sau đây gọi là Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch) theo quy định tại Điều 4 Thông tư này gửi Bộ Công Thương.
2. Trong thời hạn 05 (năm) ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Bộ Công Thương (Tổng cục Năng lượng) phải có văn bản yêu cầu bổ sung nếu hồ sơ bổ sung, điều chỉnh quy hoạch chưa đầy đủ, hợp lệ.
3. Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm tổ chức thẩm định Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch trong vòng 30 (ba mươi) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ. Trong trường hợp cần thiết, Tổng cục Năng lượng được phép thuê tư vấn thẩm định, tư vấn phản biện phục vụ công tác thẩm định. Trên cơ sở kết quả thẩm định, Tổng cục Năng lượng báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt hoặc trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 7.3.TT.20.4. Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia
(Điều 4 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Tờ trình của Chủ tịch UBND cấp tỉnh đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia.
2. Thông tin cơ bản về chủ đầu tư: các tài liệu về tư cách pháp lý, đăng ký kinh doanh, nhân sự chủ chốt, kinh nghiệm thực hiện dự án, năng lực tài chính, kỹ thuật, trong đó cần kê khai danh sách các dự án đã thực hiện (bao gồm các dự án công nghiệp và dự án điện) nếu có.
3. Thông tin về dự án phát điện sử dụng chất thải rắn đề xuất:
a) Loại chất thải rắn và khả năng cung cấp;
b) Sự cần thiết phải đầu tư xây dựng dự án, các điều kiện thuận lợi và khó khăn, phương án khai thác và sử dụng nguồn chất thải rắn (nếu có);
c) Mô tả dự án: vị trí, quy mô và diện tích xây dựng công trình, các hạng mục công trình thuộc dự án; các nội dung về quy hoạch ngành, quy hoạch bãi rác và quy hoạch xây dựng của địa phương;
d) Sơ bộ các giải pháp thực hiện, bao gồm: phương án kỹ thuật, công nghệ và công suất; phương án đấu nối hạ tầng kỹ thuật; phương án lắp đặt thiết bị; tiến độ thực hiện và hình thức quản lý dự án; phương án chung về bồi thường tái định cư và phương án hỗ trợ xây dựng hạ tầng kỹ thuật nếu có; kế hoạch và phương án chi phí;
đ) Đánh giá tác động môi trường;
e) Các giải pháp phòng cháy, chữa cháy và các yêu cầu về an ninh, quốc phòng;
g) Tổng mức đầu tư của dự án; khả năng thu xếp vốn, nguồn vốn và khả năng cấp vốn theo tiến độ; phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính, hiệu quả xã hội của dự án.
4. Ý kiến của Tổng công ty điện lực vùng hoặc đơn vị truyền tải điện (nếu đấu nối vào hệ thống điện truyền tải) về Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch.
Điều 7.3.QĐ.7.5. Kinh phí cho công tác lập, thẩm định, phê duyệt và công bố Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 5 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Ngân sách nhà nước cấp kinh phí để thực hiện nhiệm vụ lập, thẩm định, công bố và điều chỉnh Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn.
2. Khuyến khích huy động các nguồn kinh phí hợp pháp khác cho công tác lập Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.10. Chi phí lập, thẩm định, phê duyệt, công bố, điều chỉnh và đánh giá thực hiện quy hoạch phát triển điện lực)
Điều 7.3.QĐ.7.6. Đầu tư xây dựng các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 6 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Việc đầu tư xây dựng dự án phát điện sử dụng chất thải rắn phải phù hợp với Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn và quy hoạch phát triển điện lực được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt.
2. Đối với các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn chưa có trong danh mục của Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn và Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được duyệt, chủ đầu tư chịu trách nhiệm lập Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch, gửi Bộ Công Thương thẩm định, trình Thủ tướng xem xét, quyết định.
3. Trong khi Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn chưa được phê duyệt, việc đầu tư các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn cần được sự chấp thuận của Thủ tướng Chính phủ.
4. Việc đầu tư xây dựng các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được thực hiện theo quy định của pháp luật về xây dựng, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường và các quy định khác có liên quan.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.11. Đầu tư phát triển điện lực)
Điều 7.3.TT.20.5. Dự án đầu tư phát điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 5 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Chủ đầu tư chỉ được lập dự án đầu tư phát điện sử dụng chất thải rắn thuộc Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia được phê duyệt. Nội dung dự án đầu tư phát điện sử dụng chất thải rắn theo các quy định hiện hành về quản lý đầu tư xây dựng công trình và theo quy định tại khoản 3 Điều này.
2. Đối với các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được phân kỳ đầu tư theo các giai đoạn khác nhau và tổng công suất từng giai đoạn với thời điểm vào vận hành phát điện theo từng năm khác nhau, chủ đầu tư có trách nhiệm lập dự án đầu tư theo từng giai đoạn dự án. Trường hợp thời điểm vào vận hành của dự án dự kiến có sai lệch quá 06 (sáu) tháng so với tiến độ quy định trong quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia, nhà đầu tư có trách nhiệm báo cáo UBND tỉnh và Tổng cục Năng lượng, Bộ Công Thương.
3. Nội dung dự án đầu tư phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng công trình, bổ sung thêm những nội dung chính sau:
a) Đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án phát điện sử dụng chất thải rắn đối với hệ thống điện khu vực;
b) Kế hoạch và phương án chi phí, kỹ thuật phục vụ tháo dỡ và xử lý thiết bị nhà máy phát điện sử dụng chất thải sau khi kết thúc dự án.
Điều 7.3.TT.20.6. Yêu cầu về an toàn công trình và bảo vệ môi trường
(Điều 6 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
Hoạt động đầu tư phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn phải tuân thủ theo các quy định, quy chuẩn về an toàn công trình và bảo vệ môi trường hiện hành.
Điều 7.3.QĐ.7.7. Đấu nối dự án phát điện sử dụng chất thải rắn vào hệ thống điện, điều độ vận hành nhà máy điện chất thải rắn
(Điều 7 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Việc đấu nối dự án phát điện sử dụng chất thải rắn vào lưới điện quốc gia phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt. Điểm đấu nối do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận trên nguyên tắc Bên bán điện chịu trách nhiệm đầu tư đường dây tải điện tới điểm đấu nối vào lưới điện quốc gia gần nhất hiện có theo quy hoạch phát triển điện lực tỉnh. Trường hợp điểm đấu nối vào lưới điện quốc gia chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực, chủ đầu tư cần thỏa thuận điểm đấu nối với đơn vị phân phối hoặc đơn vị truyền tải điện làm cơ sở thực hiện bổ sung quy hoạch phát triển điện lực cấp tỉnh theo quy định hiện hành. Trường hợp không thỏa thuận được điểm đấu nối, Bên bán điện có trách nhiệm trình Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
2. Chủ đầu tư dự án điện sử dụng chất thải rắn chịu trách nhiệm đầu tư, vận hành, bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu có) từ nhà máy điện của Bên bán điện đến điểm đấu nối theo thỏa thuận đấu nối với Bên mua điện.
3. Tùy theo cấp điện áp đấu nối, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đầu tư đường dây tải điện từ điểm đấu nối vào lưới điện quốc gia theo quy hoạch phát triển điện lực được duyệt và ký thỏa thuận đấu nối với chủ đầu tư các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn.
4. Sau khi hoàn thành đầu tư và nghiệm thu đưa vào vận hành thương mại, Đơn vị điều độ hệ thống điện và vận hành thị trường điện chịu trách nhiệm huy động nhà máy phát điện sử dụng chất thải rắn theo nguyên tắc ưu tiên khai thác toàn bộ công suất và điện năng phát phù hợp với khả năng cung cấp nhiên liệu chất thải rắn trong khu vực nhà máy.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.56. An toàn trong đấu nối vào hệ thống điện quốc gia)
Điều 7.3.QĐ.7.8. Điều kiện khởi công xây dựng dự án phát điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 8 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
Chủ đầu tư chỉ được phép khởi công xây dựng công trình phát điện sử dụng chất thải rắn, ngoài các điều kiện quy định tại Điều 72 Luật Xây dựng và các văn bản quy phạm pháp luật liên quan, còn phải có: Giấy chứng nhận đầu tư, văn bản chấp thuận mua điện của Bên mua điện; thỏa thuận đấu nối với Đơn vị phân phối hoặc Đơn vị truyền tải điện; ý kiến về thiết kế của cơ quan nhà nước có thẩm quyền theo quy định của pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng công trình.
Điều 7.3.QĐ.7.9. Chấm dứt thực hiện dự án
(Điều 9 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
Trong vòng 12 tháng kể từ khi được cấp Giấy chứng nhận đầu tư, Chủ đầu tư không khởi công xây dựng hạng mục chính của công trình hoặc tối đa 24 tháng kể từ ngày cam kết vận hành trong Giấy chứng nhận đầu tư mà công trình phát điện sử dụng chất thải rắn không được đưa vào vận hành, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm xem xét để thu hồi Giấy chứng nhận đầu tư theo quy định, báo cáo cơ quan nhà nước có thẩm quyền giao dự án cho nhà đầu tư khác thực hiện. Trừ trường hợp có lý do chính đáng và được cấp có thẩm quyền chấp nhận việc tạm ngừng hoặc giãn tiến độ thực hiện dự án.
Điều 7.3.QĐ.7.10. Chế độ báo cáo thực hiện dự án
(Điều 10 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Trong vòng 5 ngày làm việc kể từ ngày được cấp Giấy chứng nhận đầu tư, chủ đầu tư có trách nhiệm gửi bản sao Giấy chứng nhận đầu tư đã được chứng thực về Bộ Công Thương để theo dõi quản lý.
2. Trong thời gian xây dựng dự án phát điện sử dụng chất thải rắn, trước ngày 15 của tháng đầu quý, Chủ đầu tư phải có báo cáo về tình hình triển khai thực hiện dự án của quý trước, kế hoạch thực hiện của quý tiếp theo. Hàng năm, trước ngày 15 tháng 01, Chủ đầu tư phải có báo cáo về tình hình triển khai thực hiện dự án trong năm trước, kế hoạch triển khai của năm tiếp theo gửi Ủy ban nhân dân cấp tỉnh, Bộ Công Thương để quản lý, tổng hợp theo dõi thực hiện và Bên mua điện để phối hợp thực hiện.
Điều 7.3.QĐ.7.11. Trách nhiệm mua điện từ các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 11 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các nhà máy phát điện sử dụng chất thải rắn thuộc địa bàn quản lý.
2. Việc mua bán điện được thực hiện thông qua hợp đồng mua bán điện được lập theo Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trong thời hạn sáu tháng kể từ khi chủ đầu tư dự án điện chất thải rắn có văn bản đề nghị bán điện, Bên mua điện phải tiến hành ký kết hợp đồng mua bán điện với Bên bán điện theo quy định.
4. Thời hạn của Hợp đồng mua bán điện cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn là 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. Sau 20 năm, hai Bên có thể gia hạn thời gian hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới theo quy định của pháp luật hiện hành.
Điều 7.3.QĐ.7.12. Ưu đãi về vốn đầu tư, thuế
(Điều 12 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Huy động vốn đầu tư
a) Nhà đầu tư được huy động vốn từ các tổ chức, cá nhân trong và ngoài nước để thực hiện đầu tư các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định của pháp luật hiện hành.
b) Các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được hưởng các ưu đãi về tín dụng đầu tư theo các quy định pháp luật hiện hành về tín dụng đầu tư và tín dụng xuất khẩu của Nhà nước.
2. Thuế nhập khẩu: Dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu để tạo tài sản cố định cho dự án; hàng hóa nhập khẩu là nguyên liệu, vật tư, bán thành phẩm trong nước chưa sản xuất được nhập khẩu để phục vụ sản xuất của dự án theo quy định của pháp luật hiện hành về thuế xuất khẩu, thuế nhập khẩu.
3. Thuế thu nhập doanh nghiệp: Việc miễn, giảm thuế thu nhập doanh nghiệp đối với dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được thực hiện như đối với dự án thuộc lĩnh vực ưu đãi đầu tư theo quy định của pháp luật hiện hành về thuế.
Điều 7.3.QĐ.7.13. Ưu đãi về đất đai
(Điều 13 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn và công trình đường dây và trạm biến áp để đấu nối với lưới điện quốc gia được miễn, giảm tiền sử dụng đất, tiền thuê đất theo quy định của pháp luật hiện hành áp dụng đối với dự án thuộc lĩnh vực ưu đãi đầu tư.
2. Căn cứ vào quy hoạch được cấp có thẩm quyền phê duyệt, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm bố trí đủ quỹ đất để chủ đầu tư thực hiện các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn. Việc bồi thường, hỗ trợ giải phóng mặt bằng được thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về đất đai.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.12. Sử dụng đất cho các công trình điện lực)
Điều 7.3.QĐ.7.14. Hỗ trợ giá điện đối với dự án phát điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 14 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn với giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) như sau:
- Đối với các dự án phát điện đốt chất thải rắn trực tiếp là 2.114 đồng/kWh (tương đương 10,05 UScents/kWh).
- Đối với các dự án phát điện đốt khí thu hồi từ bãi chôn lấp chất thải rắn là 1.532 đồng/kWh (tương đương 7,28 UScents/kWh).
2. Các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn áp dụng giá bán điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác; giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.
3. Chi phí mua điện của các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được tính toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
4. Bộ Công Thương theo dõi, đề xuất điều chỉnh mức giá mua điện quy định tại Khoản 1 Điều này, báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.29. Chính sách giá điện)
Điều 7.3.TT.20.7. Tính toán mức giá mua điện
(Điều 7 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
Trước ngày 30 tháng 10 hàng năm, căn cứ vào chi phí và giá điện chung của hệ thống, Tổng cục Năng lượng tính toán công suất nguồn phát điện sử dụng chất thải rắn gửi Cục Điều tiết điện lực tính toán giá điện đối với dự án phát điện sử dụng chất thải rắn cho năm tiếp theo trình Bộ trưởng Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
Điều 7.3.TT.20.8. Giá mua bán điện đối với dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới
(Điều 8 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) như sau:
a) Đối với các dự án phát điện đốt chất thải rắn trực tiếp là 2.114 đồng/kWh (tương đương 10,05 UScents/kWh);
b) Đối với các dự án phát điện đốt khí thu hồi từ bãi chôn lấp chất thải rắn là 1.532 đồng/kWh (tương đương 7,28 UScents/kWh).
2. Các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn áp dụng giá bán điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác; giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.
3. Chi phí mua điện của các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn được tính toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
Điều 7.3.TT.20.9. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối Iưới
(Điều 9 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới là bắt buộc trong mua bán điện giữa các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới và Bên mua điện.
2. Các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới có toàn bộ điện năng được sản xuất từ nguồn chất thải rắn.
Điều 7.3.TT.20.10. Nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới
(Điều 10 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn nối lưới quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Bên bán và Bên mua được bổ sung nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không được làm thay đổi nội dung cơ bản của Hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc kem theo Thong tu so 32.2015.TT-BCT.doc
Điều 7.3.QĐ.7.15. Trách nhiệm của các Bộ. ngành, địa phương đối với phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn
(Điều 15 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm
a) Hướng dẫn nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt, điều chỉnh và công bố Quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn.
b) Tổ chức, hướng dẫn và phối hợp với Ủy ban nhân dân cấp tỉnh kiểm tra, giám sát việc thực hiện Quyết định này.
c) Ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn.
d) Xây dựng, ban hành hoặc trình cấp có thẩm quyền ban hành các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về công nghệ phát điện sử dụng chất thải rắn.
2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm
a) Phối hợp, hỗ trợ nhà đầu tư về bồi thường, giải phóng mặt bằng, hạ tầng, nguồn nhân lực để đầu tư, thực hiện và phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn trên địa bàn.
b) Chủ trì, phối hợp với các cơ quan liên quan ban hành đơn giá dịch vụ thu gom, vận chuyển và xử lý chất thải rắn phát sinh trên địa bàn tỉnh trả cho chủ đầu tư các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn.
c) Thực hiện chức năng quản lý nhà nước tại địa phương đối với các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định của pháp luật hiện hành.
Điều 7.3.TT.20.11. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước
(Điều 11 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm:
a) Hàng năm, tính toán công suất nguồn phát điện sử dụng chất thải rắn gửi Cục Điều tiết điện lực;
b) Hỗ trợ Bên mua điện và Bên bán điện giải quyết vướng mắc trong hợp đồng mua bán điện mẫu theo đề nghị của một hoặc các Bên;
c) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tính toán giá điện cho năm tiếp theo trên cơ sở tính toán công suất nguồn phát: điện sử dụng chất thải rắn của Tổng cục Năng lượng, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
3. UBND cấp tỉnh có trách nhiệm theo dõi, giám sát, kiểm tra việc hoạt động phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn tại địa phương theo quy hoạch phát triển nguồn điện sử dụng chất thải rắn quốc gia được phê duyệt, phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.20.12. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan
(Điều 12 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tính toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Bên bán có trách nhiệm
a) Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên mua theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo giá mua bán điện áp dụng cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định tại Điều 8 Thông tư này;
b) Lắp đặt công tơ 3 giá phù hợp với các quy định hiện hành để đo đếm điện năng sử dụng cho thanh toán tiền điện;
c) Gửi 01 (một) bản Hợp đồng mua bán điện đã ký về Tổng cục Năng lượng chậm nhất là 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày ký;
d) Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
3. Bên mua có trách nhiệm
a) Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên bán theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo giá mua bán điện áp dụng cho các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn theo quy định tại Điều 8 Thông tư này;
b) Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
VỀ CƠ CHẾ KHUYẾN KHÍCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI TẠI VIỆT NAM
Điều 7.3.QĐ.9.4. Trách nhiệm mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới
(Điều 4 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các dự án điện mặt trời nối lưới phát lên hệ thống lưới điện quốc gia phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện; ưu tiên điều độ để khai thác toàn bộ công suất, điện năng phát của các dự án điện mặt trời.
2. Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời nối lưới là bắt buộc trong mua bán điện giữa Bên bán điện và Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền.
3. Thời hạn của hợp đồng mua bán điện đối với các dự án điện mặt trời nối lưới là 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. Sau thời gian này, việc gia hạn thời hạn hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới thực hiện theo quy định của pháp luật tại thời điểm ký gia hạn hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới.
Điều 7.3.QĐ.9.5. Giá mua điện đối với các dự án điện mặt trời nối lưới
(Điều 5 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Dự án điện mặt trời nối lưới đã được cơ quan có thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23 tháng 11 năm 2019 và có ngày vận hành thương mại của dự án hoặc một phần dự án trong giai đoạn từ ngày 01 tháng 7 năm 2019 đến hết ngày 31 tháng 12 năm 2020 thì dự án hoặc một phần dự án đó được áp dụng Biểu giá mua điện của các dự án điện mặt trời nối lưới tại điểm giao nhận điện quy định tại Phụ lục của Quyết định này.
2. Giá mua điện tại Biểu giá mua điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá của đồng Việt Nam với đô la Mỹ (tính tương đương UScents/kWh), tỷ giá áp dụng là tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày Bên bán điện xuất hóa đơn thanh toán. Giá mua điện này được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.
3. Đối với tỉnh Ninh Thuận, giá mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới đã có trong quy hoạch phát triển điện lực các cấp và có ngày vận hành thương mại trước ngày 01 tháng 01 năm 2021 với tổng công suất tích lũy không quá 2.000 MW là 2.086 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương với 9,35 UScents/kWh, theo tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 10 tháng 4 năm 2017 là 22.316 đồng/USD), được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD. Tỷ giá áp dụng là tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày Bên bán điện xuất hóa đơn thanh toán.
4. Giá mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới không đáp ứng các điều kiện tại khoản 1 và khoản 3 Điều này được xác định thông qua cơ chế cạnh tranh.
5. Giá mua điện tại khoản 1 và khoản 3 Điều này được áp dụng cho các dự án có hiệu suất của tế bào quang điện (solar cell) lớn hơn 16% hoặc module lớn hơn 15%.
6. Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới nêu tại khoản 1 và khoản 3 Điều này được hạch toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá điện bán buôn và bán lẻ hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Phu luc kem theo Quyet dinh so 13_2020_QD-TTg.doc
Điều 7.3.QĐ.9.6. Phát triển các dự án điện mặt trời nối lưới
(Điều 6 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Thiết bị chính của dự án mặt trời nối lưới phải đáp ứng tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật Việt Nam hoặc tiêu chuẩn quốc tế (IEC) hoặc các tiêu chuẩn tương đương. Chất lượng điện của dự án điện mặt trời nối lưới phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật về điện áp, tần số và các yêu cầu về vận hành hệ thống điện quốc gia theo quy định hiện hành.
2. Việc đầu tư xây dựng các dự án điện mặt trời nối lưới được thực hiện theo quy định của pháp luật về đầu tư, xây dựng, an toàn điện, đất đai, phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường và các quy định khác của pháp luật có liên quan.
3. Ưu đãi về thuế, sử dụng đất và sử dụng mặt nước đối với dự án điện mặt trời nối lưới thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành có liên quan.
Điều 7.3.QĐ.9.7. Đấu nối dự án điện mặt trời nối lưới vào hệ thống điện
(Điều 7 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Bên bán điện chịu trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng thiết bị đo đếm điện năng, đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu có) từ nhà máy điện của Bên bán điện tới điểm đấu nối với lưới điện của Bên mua điện; tổ chức việc kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm thiết bị đo đếm điện năng theo đúng quy định của pháp luật về đo lường.
2. Điểm đấu nối do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận phù hợp với quy hoạch được duyệt. Trường hợp điểm đấu nối khác với điểm đặt thiết bị đo đếm, Bên bán điện chịu phần tổn thất điện năng trên đường dây đấu nối và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy điện.
Điều 7.3.QĐ.9.8. Giá mua điện và Hợp đồng mua bán điện mẫu
(Điều 8 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Các hệ thống điện mặt trời mái nhà được phép bán một phần hoặc toàn bộ điện năng sản xuất ra cho Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc Bên mua là tổ chức, cá nhân khác trong trường hợp không sử dụng lưới điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền thực hiện thanh toán lượng điện năng từ hệ thống điện mặt trời mái nhà phát lên lưới điện quốc gia theo giá mua điện quy định tại Biểu giá mua điện đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà tại Phụ lục của Quyết định này. Giá mua điện này chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá của đồng Việt Nam với đô la Mỹ (tính tương đương UScents/kWh), tỷ giá áp dụng là tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày cuối cùng của năm trước để tính tiền điện thanh toán cho năm tiếp theo. Các Bên co trách nhiệm thực hiện các quy định của pháp luật hiện hành về thuế và phí.
3. Trường hợp Bên mua điện không phải là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền giá mua điện và hợp đồng mua điện do các bên thỏa thuận phù hợp quy định của pháp luật hiện hành.
4. Giá mua điện tại khoản 2 Điều này được áp dụng cho hệ thống điện mặt trời mái nhà có thời điểm vào vận hành phát điện và xác nhận chỉ số công tơ trong giai đoạn từ ngày 01 tháng 7 năm 2019 đến ngày 31 tháng 12 năm 2020 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vào vận hành phát điện. Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời mái nhà quy định tại khoản 2 Điều này được hạch toán và đưa đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá điện bán buôn và bán lẻ hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Hóa đơn thanh toán được lập trên cơ sở sản lượng điện giao và sản lượng điện nhận riêng biệt.
5. Hợp đồng mua bán điện mà Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền của Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải tuân theo Hợp đồng mua bán điện mẫu. Thời hạn của hợp đồng mua bán điện đối với các hệ thống điện mặt trời mái nhà tối đa là 20 năm kể từ ngày vào vận hành phát điện. Sau thời gian này, việc gia hạn thời gian hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành.
Điều 7.3.QĐ.9.9. Phát triển hệ thống điện mặt trời mái nhà, đấu nối và đo đếm điện năng
(Điều 9 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Hệ thống điện mặt trời mái nhà có đấu nối trực tiếp hoặc gián tiếp vào lưới điện quốc gia được đầu tư phát triển sau khi đăng ký đấu nối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam đầu tư, lắp đặt và bảo dưỡng thiết bị đo đếm điện năng đối với các hệ thống điện mặt trời mái nhà ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền.
3. Hệ thống điện mặt trời mái nhà phải có hiệu suất của tế bào quang điện (solar cell) lớn hơn 16% hoặc module lớn hơn 15%.
4. Tổ chức, cá nhân đầu tư lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà phải đảm bảo các yêu cầu về an toàn điện, an toàn công trình xây dựng, môi trường, phòng chống cháy nổ theo quy định hiện hành.
Điều 7.3.QĐ.9.10. Trách nhiệm của các cơ quan quản lý nhà nước
(Điều 10 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Bộ Công Thương
a) Chủ trì, phối hợp với Ủy ban nhân dân tỉnh Ninh Thuận, Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo dõi các dự án điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại đáp ứng yêu cầu được hưởng giá mua điện hỗ trợ quy định tại khoản 3 Điều 5 của Quyết định này và phù hợp với Nghị quyết số 115/NQ-CP ngày 31 tháng 8 năm 2018 của Chính phủ về việc thực hiện một số cơ chế chính sách đặc thù hỗ trợ tỉnh Ninh Thuận phát triển kinh tế - xã hội, ổn định sản xuất đời sống nhân dân giai đoạn 2018 - 2023;
b) Tổ chức, hướng dẫn và phối hợp với Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương kiểm tra, giám sát việc thực hiện Quyết định này;
c) Ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời nối lưới và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các hệ thống điện mặt trời mái nhà đối với trường hợp Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền;
d) Ban hành quy định về đo đếm, ghi nhận sản lượng điện và thanh toán đối với các hệ thống điện mặt trời mái nhà có sự tham gia của Đơn vị phân phối và bán lẻ điện không thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
đ) Phối hợp với các bộ ngành, địa phương huy động các nguồn lực để thúc đẩy phát triển chương trình điện mặt trời mái nhà;
e) Nghiên cứu hoàn chỉnh cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, lộ trình thực hiện và báo cáo Thủ tướng Chính phủ phê duyệt triển khai trên toàn quốc.
2. Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương
a) Phối hợp, hỗ trợ nhà đầu tư về bồi thường, giải phóng mặt bằng, hạ tầng, nguồn nhân lực để đầu tư, thực hiện và phát triển các dự án điện mặt trời trên địa bàn;
b) Theo dõi, kiểm tra thực hiện các dự án điện mặt trời tại địa phương theo thẩm quyền;
c) Thực hiện nhiệm vụ quản lý nhà nước về hoạt động liên quan đến điện mặt trời tại địa phương theo quy định của pháp luật hiện hành.
d) Báo cáo Bộ Công Thương về tình hình đăng ký, đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời trên địa bàn.
Điều 7.3.QĐ.9.11. Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 11 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm hạch toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án điện mặt trời ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được Tập đoàn Điện lực Việt Nam ủy quyền và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá điện bán buôn và bán lẻ hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Nghiên cứu đầu tư các giải pháp lưu trữ điện năng cho hệ thống nhằm đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện khi tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo.
3. Xây dựng hệ thống thông tin quản lý về phát triển điện mặt trời nối lưới và điện mặt trời mái nhà trên toàn quốc.
4. Rà soát tiến độ các dự án điện đảm bảo giải tỏa công suất dự án điện mặt trời nối lưới và hệ thống điện mặt trời mái nhà, không gây quá tải đối với hệ thống điện quốc gia.
5. Định kỳ hàng năm báo cáo Bộ Công Thương về hiện trạng đấu nối điện mặt trời, tổng công suất lắp đặt sản lượng điện mua từ các dự án điện mặt trời nối lưới và hệ thống điện mặt trời mái nhà.
TIẾT KIỆM TRONG PHÁT ĐIỆN, TRUYỀN TẢI, PHÂN PHỐI VÀ SỬ DỤNG ĐIỆN
Điều 7.3.LQ.13. Chính sách và biện pháp khuyến khích, thúc đẩy tiết kiệm điện
(Điều 13 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Nhà nước hỗ trợ, khuyến khích tiết kiệm điện bằng các chính sách sau đây:
a) Khuyến khích sản xuất trong nước hoặc nhập khẩu, áp dụng ưu đãi về thuế đối với sản phẩm thuộc danh mục sản phẩm tiết kiệm điện và trang thiết bị, vật tư, dây chuyền công nghệ nhập khẩu để sản xuất sản phẩm tiết kiệm điện;
b) Dự án ứng dụng kết quả nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ, dự án đầu tư sản xuất các sản phẩm tiết kiệm điện hoặc dự án đầu tư nhằm mục đích tiết kiệm điện được vay vốn ưu đãi từ Quỹ hỗ trợ phát triển và Quỹ phát triển khoa học và công nghệ;
c) Dự án đầu tư phát triển nhà máy phát điện sử dụng các nguồn năng lượng mới và năng lượng tái tạo được hưởng ưu đãi về đầu tư, giá điện và thuế theo hướng dẫn của Bộ Tài chính.
2. Các bộ, cơ quan ngang bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm xây dựng các chương trình, dự án thúc đẩy sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả; bố trí kinh phí thích đáng cho nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ phục vụ mục tiêu tiết kiệm điện.
3. Căn cứ mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội, Bộ Công thương phối hợp với các bộ, ngành liên quan xây dựng chương trình mục tiêu quốc gia về tiết kiệm năng lượng trình Thủ tướng Chính phủ quyết định.
Điều 7.3.LQ.14. Tiết kiệm trong phát điện
(Điều 14 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm lựa chọn công nghệ phát điện tiên tiến, có hiệu suất cao và thực hiện phương thức vận hành tối ưu thiết bị phát điện để tiết kiệm nhiên liệu và các nguồn năng lượng dùng phát điện, góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.
2. Hệ thống điện tự dùng trong nhà máy phát điện phải được thiết kế, lắp đặt hợp lý và phải bố trí sử dụng trong quá trình vận hành phù hợp với yêu cầu tiết kiệm điện tự dùng.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.13.30. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện)
Điều 7.3.LQ.15. Tiết kiệm trong truyền tải, phân phối điện
(Điều 15 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Hệ thống đường dây tải điện và trạm điện phải bảo đảm các thông số và tiêu chuẩn kinh tế - kỹ thuật tiên tiến, được vận hành với phương thức tối ưu nhằm đáp ứng yêu cầu cung cấp điện ổn định, an toàn, liên tục và giảm thiểu tổn thất điện năng.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.13.31. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện; Điều 7.3.TT.13.32. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện)
Điều 7.3.LQ.16. Tiết kiệm trong sử dụng điện
(Điều 16 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Tổ chức, cá nhân sử dụng điện cho sản xuất có trách nhiệm:
a) Thực hiện chương trình quản lý nhu cầu điện để giảm chênh lệch công suất giữa giờ cao điểm và giờ thấp điểm của biểu đồ phụ tải hệ thống điện;
b) Cải tiến, hợp lý hóa quy trình sản xuất, áp dụng công nghệ và trang thiết bị sử dụng điện có suất tiêu hao điện năng thấp để tiết kiệm điện;
c) Hạn chế tối đa việc sử dụng thiết bị điện công suất lớn vào giờ cao điểm của biểu đồ phụ tải hệ thống điện;
d) Bảo đảm hệ số công suất theo tiêu chuẩn kỹ thuật và hạn chế tối đa việc sử dụng non tải thiết bị điện;
đ) Tổ chức kiểm toán năng lượng điện theo định kỳ và thực hiện các giải pháp điều chỉnh sau khi có kết luận kiểm toán theo quy định của pháp luật về sử dụng năng lượng tiết kiệm hiệu quả.
2. Việc định giá bán lẻ điện cho sản xuất, sinh hoạt và dịch vụ phải bảo đảm thúc đẩy tổ chức, cá nhân sử dụng tiết kiệm điện, khuyến khích sử dụng điện trong giờ thấp điểm, giảm sử dụng điện trong giờ cao điểm của biểu đồ phụ tải hệ thống điện.
3. Tổ chức, cá nhân sản xuất hoặc nhập khẩu trang thiết bị chiếu sáng, thông gió, điều hòa, bơm nước, cung cấp nước nóng, thang máy và các trang thiết bị phục vụ sinh hoạt khác phải bảo đảm các chỉ tiêu tiêu hao điện năng tiên tiến nhằm giảm chi phí điện năng, góp phần thực hiện tiết kiệm điện.
4. Cơ quan, tổ chức có trách nhiệm ban hành quy chế sử dụng tiết kiệm điện trong phạm vi cơ quan, tổ chức mình.
5. Chính phủ chỉ đạo việc xây dựng và ban hành các tiêu chuẩn tiêu hao điện năng cho các loại sản phẩm, hàng hóa sử dụng điện.
Điều 7.3.NĐ.1.9. Quản lý nhu cầu điện
(Điều 9 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
Quản lý nhu cầu điện theo quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều 16 Luật điện lực là những hoạt động khuyến khích, hướng dẫn việc thay đổi phương thức sử dụng điện; sử dụng các thiết bị điện hiệu suất cao; chống lãng phí, giảm tổn thất điện năng; giảm phụ tải đỉnh, giảm chênh lệch phụ tải giữa giờ cao điểm và thấp điểm.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.10. Trách nhiệm quản lý nhu cầu điện)
THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC
NGUYÊN TẮC, ĐỐI TƯỢNG, HÌNH THỨC VÀ NỘI DUNG HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN LỰC
Điều 7.3.LQ.17. Nguyên tắc hoạt động
(Điều 17 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Bảo đảm công khai, minh bạch, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối xử giữa các đối tượng tham gia thị trường điện lực.
2. Tôn trọng quyền được tự chọn đối tác và hình thức giao dịch của các đối tượng mua bán điện trên thị trường phù hợp với cấp độ phát triển của thị trường điện lực.
3. Nhà nước điều tiết hoạt động của thị trường điện lực nhằm bảo đảm phát triển hệ thống điện bền vững, đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, hiệu quả.
Điều 7.3.QĐ.5.5. Nguyên tắc hoạt động chung của thị trường điện lực
(Điều 5 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Thị trường điện lực hoạt động theo các nguyên tắc chung sau:
1. Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện cung cấp dịch vụ truyền tải điện, phân phối điện.
2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực cung cấp dịch vụ điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực.
3. Các đối tượng tham gia thị trường điện phải trả phí, giá khi sử dụng các dịch vụ điều độ hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện lực, truyền tải điện, phân phối điện và các dịch vụ khác trong thị trường điện lực.
4. Cơ quan điều tiết điện lực thực hiện điều tiết hoạt động điện lực trong thị trường điện lực.
Điều 7.3.QĐ.5.6. Nguyên tắc hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh
(Điều 6 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Ngoài các nguyên tắc quy định tại Điều 5 Quyết định này, thị trường phát điện cạnh tranh hoạt động theo các nguyên tắc sau:
1. Đơn vị phát điện đáp ứng các điều kiện theo quy định được bán điện cho đơn vị mua buôn duy nhất thông qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay. Tỷ lệ điện năng mua bán qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay do Cơ quan điều tiết điện lực công bố hàng năm.
2. Đơn vị mua buôn điện duy nhất mua điện tử đơn vị phát điện qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay để bán buôn cho các Tổng công ty điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 7.3.QĐ.5.7. Nguyên tắc hoạt động của thị trường bán buôn điện cạnh tranh
(Điều 7 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Ngoài các nguyên tắc quy định tại Điều 5 Quyết định này, thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoạt động theo các nguyên tắc sau:
a) Tổng công ty điện lực, Công ty điện lực, một số đơn vị bán lẻ điện và một số khách hàng sử dụng điện lớn đáp ứng các điều kiện theo quy định được mua điện từ các đơn vị phát điện, đơn vị bán buôn điện qua hợp đồng song phương và từ thị trường điện giao ngay.
Ngoài các quyền, nghĩa vụ của đơn vị phân phối và bán lẻ điện, các Tổng công ty điện lực, Công ty điện lực còn thực hiện quyền và nghĩa vụ của đơn vị buôn bán điện.
b) Đơn vị bán buôn điện được thành lập mới đáp ứng các điều kiện theo quy định được mua điện từ đơn vị phát điện, đơn vị bán buôn điện qua hợp đồng song phương và từ thị trường điện giao ngay để bán điện cho đơn vị bán buôn điện khác, đơn vị bán lẻ điện và khách hàng sử dụng điện lớn.
c) Đơn vị phát điện bán điện cho đơn vị bán buôn điện, đơn vị bán lẻ điện và khách hàng sử dụng điện lớn qua hợp đồng song phương và bán điện trên thị trường điện giao ngay.
d) Trong giai đoạn thị trường bán buôn điện thí điểm, một số Tổng công ty điện lực, Công ty điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam và một số đơn vị bán lẻ điện, khách hàng sử dụng điện lớn được lựa chọn để tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm.
Điều 7.3.QĐ.5.10. Nguyên tắc hoạt động của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh
(Điều 10 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Ngoài các nguyên tắc chung quy định tại Điều 5 Quyết định này, thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoạt động theo các nguyên tắc sau:
a) Đơn vị bán lẻ điện mua điện từ đơn vị phát điện, đơn vị bán buôn điện qua hợp đồng song phương và từ thị trường điện giao ngay để bán điện cho khách hàng sử dụng điện;
b) Đơn vị bán lẻ điện được thành lập mới đáp ứng các điều kiện theo quy định được mua điện từ đơn vị phát điện, đơn vị bán buôn điện để bán điện cho khách hàng sử dụng điện;
c) Khách hàng sử dụng điện đáp ứng đủ các điều kiện theo quy định được mua điện từ đơn vị phát điện, đơn vị bán buôn điện, đơn vị bán lẻ điện qua hợp đồng song phương và từ thị trường điện giao ngay.
2. Trong giai đoạn thí điểm, một số khách hàng sử dụng điện được lựa chọn để tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm.
Điều 7.3.LQ.18. Hình thành và phát triển thị trường điện lực
(Điều 18 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Thị trường điện lực được hình thành và phát triển theo các cấp độ sau đây:
a) Thị trường phát điện cạnh tranh;
b) Thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
c) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
2. Thủ tướng Chính phủ quy định điều kiện, cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực; quy định lộ trình phát triển thị trường điện lực, rà soát và điều chỉnh đẩy nhanh lộ trình phù hợp với tình hình kinh tế - xã hội theo từng thời kỳ.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 26.1.TT.11.3. Nguyên tắc xác định chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện)
Điều 7.3.QĐ.5.4. Lộ trình hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam
(Điều 4 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Thị trường điện lực được hình thành và phát triển qua 03 cấp độ sau:
1. Thị trường phát điện cạnh tranh (cấp độ 1): Tiếp tục thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh đến hết năm 2014.
2. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (cấp độ 2):
a) Từ năm 2015 đến năm 2016: Thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm;
b) Từ năm 2017 đến năm 2021: Thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
3. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (cấp độ 3):
a) Từ năm 2021 đến năm 2023: Thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm;
b) Từ sau năm 2023: Thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
Điều 7.3.QĐ.5.8. Cơ cấu ngành điện để hình thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh
(Điều 8 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Để hình thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh, cơ cấu ngành điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Giai đoạn thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm
a) Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện là đơn vị độc lập, không có chung lợi ích với các đơn vị tham gia thị trường điện;
b) Tổng công ty phát điện, các nhà máy điện thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (trừ các nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Nhà nước độc quyền quản lý theo quy định tại Điều 4 Luật điện lực) phải tách thành đơn vị phát điện độc lập, không có chung lợi ích với đơn vị bán buôn điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực;
c) Tổng công suất đặt của một đơn vị phát điện không được vượt quá 25% tổng công suất đặt của các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện;
d) Tổng công ty điện lực, Công ty điện lực đáp ứng đủ các điều kiện, được lựa chọn để tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm, phải thực hiện tách bạch về tổ chức bộ máy và hạch toán của các bộ phận phân phối điện và bán lẻ điện.
2. Giai đoạn thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh
Công ty điện lực trực thuộc Tổng công ty điện lực được tổ chức thành đơn vị hạch toán độc lập; đơn vị này phải thực hiện tách bạch về tổ chức bộ máy và hạch toán của các bộ phận phân phối điện và bán lẻ điện.
Điều 7.3.QĐ.5.9. Các điều kiện để hình thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh
(Điều 9 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Về hệ thống các văn bản pháp lý
a) Đề án tái cơ cấu ngành điện được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt;
b) Đề án thiết kế thị trường bán buôn điện cạnh tranh được Bộ Công Thương phê duyệt;
c) Bộ Công Thương ban hành hoặc sửa đổi, bổ sung các Quy định sau đây:
- Quy định về điều kiện tham gia thị trường bán buôn điện đối với đơn vị tham gia thị trường điện; quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
- Quy định về hoạt động điều tiết điện lực; quy định về hệ thống điện truyền tải; quy định về hệ thống điện phân phối; quy định về đo đếm điện năng; quy định về giá điện phù hợp với hoạt động của thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
- Quy định tính toán mức giá truyền tải điện, phân phối điện và phí điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện của thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
- Các quy định cần thiết khác cho hoạt động của thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
2. Về cơ sở hạ tầng hệ thống điện
a) Thiết lập hoàn chỉnh hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm từ xa tới các đơn vị phân phối điện hạch toán độc lập và các khách hàng sử dụng điện lớn, đáp ứng các yêu cầu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
b) Trang bị hệ thống thông tin phục vụ quản lý vận hành thị trường điện lực đáp ứng các yêu cầu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
3. Về năng lực hoạt động của đơn vị tham gia thị trường: Đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh phải có đội ngũ cán bộ, công nhân viên được đào tạo chuyên môn, nghiệp vụ; trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng cần thiết đáp ứng các yêu cầu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
4. Trước khi bắt đầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh, hệ thống các văn bản, cơ sở hạ tầng hệ thống điện phải được điều chỉnh để phù hợp với yêu cầu của thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
Điều 7.3.QĐ.5.11. Cơ cấu ngành điện để hình thành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh
(Điều 11 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Để hình thành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, cơ cấu ngành điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Giai đoạn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm: Bộ phận bán lẻ điện thuộc một số Công ty điện lực đáp ứng đủ điều kiện theo quy định tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm phải được tách thành đơn vị bán lẻ điện hạch toán độc lập.
2. Giai đoạn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh: Bộ phận bán lẻ điện thuộc Công ty điện lực được tách thành đơn vị bán lẻ điện hạch toán độc lập.
Điều 7.3.QĐ.5.12. Các điều kiện để hình thành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh
(Điều 12 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Về hệ thống các văn bản pháp lý
a) Thủ tướng Chính phủ phê duyệt điều chỉnh Đề án tái cơ cấu ngành điện (trường hợp cần thiết);
b) Đề án thiết kế thị trường điện lực bán lẻ điện cạnh tranh được Bộ Công Thương phê duyệt;
c) Bộ Công Thương ban hành mới hoặc sửa đổi, bổ sung các Quy định áp dụng trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh:
- Quy định về điều kiện tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh đối với đơn vị tham gia thị trường điện; quy định vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh;
- Các quy định về: Hoạt động điều tiết điện lực; hệ thống điện truyền tải; hệ thống điện phân phối; đo đếm điện năng; giá điện phù hợp với hoạt động của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh;
- Quy định tính toán mức giá truyền tải điện, phân phối điện và phí vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh;
- Các quy định cần thiết khác cho hoạt động của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
2. Về cơ sở hạ tầng hệ thống điện
a) Hệ thống SCADA/DMS, hệ thống đo đếm từ xa cho lưới điện phân phối được đầu tư hoàn chỉnh đáp ứng yêu cầu của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh;
b) Hệ thống thông tin phục vụ quản lý vận hành thị trường điện lực được trang bị phù hợp, đáp ứng yêu cầu của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
3. Điều kiện về năng lực hoạt động của đơn vị tham gia thị trường: Đơn vị tham gia thị trường bán lẻ điện cạnh tranh phải có đội ngũ cán bộ, công nhân viên được đào tạo chuyên môn, nghiệp vụ; trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng cần thiết đáp ứng các yêu cầu của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
4. Trước khi bắt đầu vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh, hệ thống các văn bản, cơ sở hạ tầng hệ thống điện phải được điều chỉnh để phù hợp với yêu cầu của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.
Điều 7.3.QĐ.5.13. Tổ chức thực hiện
(Điều 13 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm:
a) Xây dựng, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Đề án tái cơ cấu ngành điện phù hợp với lộ trình phát triển các cấp độ thị trường điện lực;
b) Chỉ đạo thực hiện xây dựng và phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam theo lộ trình quy định tại Quyết định này; giám sát, đánh giá việc thực hiện và phát triển thị trường điện lực;
c) Phê duyệt Đề án thiết kế thị trường điện lực các cấp độ;
d) Ban hành các quy định vận hành thị trường điện lực và các quy định có liên quan;
đ) Tiếp nhận hỗ trợ của các tổ chức tài trợ quốc tế cho các dự án xây dựng và phát triển các cấp độ thị trường điện lực;
e) Tổng hợp nhu cầu kinh phí cho phát triển thị trường điện lực theo kế hoạch hàng năm để Bộ Kế hoạch và Đầu tư tổng hợp, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
2. Bộ Kế hoạch và Đầu tư phối hợp với Bộ Tài chính bố trí đủ kinh phí từ nguồn ngân sách nhà nước cho các hoạt động của Bộ Công Thương liên quan đến nhiệm vụ xây dựng và phát triển thị trường điện lực từng cấp độ theo dự toán được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Đầu tư hoàn chỉnh cơ sở hạ tầng kỹ thuật cần thiết cho hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh và thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
b) Tổ chức đào tạo nâng cao trình độ chuyên môn, nghiệp vụ cho cán bộ, công nhân viên của các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam đáp ứng yêu cầu tham gia thị trường điện lực các cấp độ;
c) Đầu tư hạ tầng kỹ thuật và hỗ trợ kinh phí cho việc hình thành các đơn vị mới tách ra độc lập và các hoạt động nâng cao năng lực và đào tạo chuyên môn nghiệp vụ đáp ứng các yêu cầu hoạt động của thị trường điện lực các cấp độ.
4. Đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực, đơn vị phân phối điện, đơn vị bán buôn điện, đơn vị bán lẻ điện và các đơn vị khác tham gia thị trường điện có trách nhiệm:
a) Đầu tư hệ thống trang thiết bị kỹ thuật cần thiết đáp ứng yêu cầu hoạt động của thị trường điện lực các cấp độ;
b) Đào tạo chuyên môn, nghiệp vụ cho đội ngũ cán bộ, công nhân viên đáp ứng các yêu cầu hoạt động của thị trường điện lực các cấp độ.
Điều 7.3.LQ.19. Đối tượng tham gia thị trường điện lực
(Điều 19 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đơn vị phát điện.
2. Đơn vị truyền tải điện.
3. Đơn vị phân phối điện.
4. Đơn vị bán buôn điện.
5. Đơn vị bán lẻ điện.
6. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
7. Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực.
8. Khách hàng sử dụng điện.
Điều 7.3.TT.32.4. Trách nhiệm tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện
(Điều 4 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Nhà máy điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm hoàn thành thủ tục đăng ký và trực tiếp tham gia thị trường điện, trừ các nhà máy điện được quy định tại Khoản 3 Điều này.
2. Nhà máy điện có công suất đặt đến 30MW đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110kV trở lên (trừ các trường hợp quy định tại Điểm a, Điểm c, Điểm d, Điểm đ, Điểm e Khoản 3 Điều này) và nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy điện có trách nhiệm:
a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản 4 Điều này;
b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này;
c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.
3. Các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Nhà máy điện BOT;
b) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện (trừ trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều này);
c) Nhà máy điện tuabin khí có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích quốc gia;
d) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia;
đ) Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
e) Các nguồn điện nhập khẩu.
4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và báo cáo Cục Điều tiết điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện trong thị trường điện trong năm N để công bố cho các thành viên tham gia thị trường điện.
5. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện (bao gồm: Hệ thống chào giá, hệ thống quản lý lệnh điều độ, hệ thống hỗ trợ thanh toán thị trường điện, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện), hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.
Điều 7.3.TT.32.5. Trách nhiệm tham gia thị trường điện đối với đơn vị mua buôn điện
(Điều 5 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm đăng ký tham gia thị trường điện trong trường hợp mua điện tại các vị trí đo đếm thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 70 Thông tư này.
2. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.
Điều 7.3.TT.32.6. Thời điểm tham gia thị trường điện
(Điều 6 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, đơn vị mua buôn điện tham gia thị trường bán buôn điện thí điểm: Tiếp tục tham gia thị trường bán buôn điện từ ngày thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức vận hành.
2. Đối với các trường hợp khác
a) Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ:
- Ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận trước ngày 20 tháng M-1;
- Ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày 20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.
b) Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ ngày thực hiện giao nhận, mua điện từ lưới điện truyền tải.
Điều 7.3.TT.32.7. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện
(Điều 7 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đối với đơn vị phát điện
a) Trước 07 ngày làm việc tính từ thời điểm chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện và nộp 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện;
b) Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với đơn vị phát điện bao gồm:
- Bản đăng ký tham gia thị trường điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của đơn vị phát điện, nhà máy điện, chủ thể chào giá trên thị trường điện và ngày dự kiến chào giá trên thị trường điện;
- Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;
- Biên bản nghiệm thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
- Bản sao hợp đồng mua bán điện và văn bản công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy điện;
- Bản sao biên bản thỏa thuận thống nhất đơn vị chào giá thay cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (trong trường hợp Đơn vị phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang).
2. Đối với đơn vị mua buôn điện
a) Trước 07 ngày làm việc tính từ thời điểm chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 6 Thông tư này, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm hoàn thiện và nộp 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện;
b) Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với đơn vị mua buôn điện bao gồm:
- Bản đăng ký tham gia thị trường điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của đơn vị mua buôn điện và ngày dự kiến tham gia thị trường điện;
- Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực;
- Văn bản về danh sách các vị trí đo đếm và phương thức giao nhận điện năng tại các vị trí đo đếm ranh giới của đơn vị;
- Biên bản nghiệm thu đưa vào vận hành hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý của đơn vị, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện và chữ ký số.
Điều 7.3.TT.32.8. Kiểm tra hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện
(Điều 8 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trong thời hạn 02 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ của hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện và yêu cầu đơn vị đăng ký bổ sung, hoàn thiện hồ sơ nếu hồ sơ chưa đáp ứng theo quy định tại Điều 7 Thông tư này.
2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính thức tham gia thị trường điện của đơn vị.
3. Trường hợp đơn vị đăng ký tham gia thị trường điện đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lực có trách nhiệm thông báo cho đơn vị đăng ký và công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện ít nhất 24 giờ trước thời điểm đơn vị này chính thức tham gia thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.9. Thông tin thành viên tham gia thị trường điện
(Điều 9 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Thành viên thị trường có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố các yêu cầu chi tiết về thông tin đăng ký tham gia thị trường áp dụng cho từng loại hình thành viên thị trường điện.
3. Đăng ký công tơ đo đếm và điểm đấu nối
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin đăng ký của các công tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị trường điện;
b) Đối với từng công tơ đo đếm, thông tin đăng ký phải thể hiện rõ đơn vị chịu tránh nhiệm quản lý, vận hành công tơ, đơn vị chịu trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm từ công tơ;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với đơn vị thành viên thị trường có liên quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công tơ đo đếm tại điểm đấu nối của từng đơn vị thành viên thị trường điện;
d) Trường hợp có thay đổi về sở hữu hoặc trách nhiệm đối với điểm đấu nối, đơn vị thành viên thị trường điện có liên quan phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ, cập nhật thông tin đăng ký của tất cả các đơn vị thành viên thị trường điện.
5. Trường hợp có thay đổi về thông tin đăng ký, đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm thông báo với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố các thông tin đăng ký tham gia thị trường của các thành viên thị trường điện, bao gồm cả các thay đổi; lưu trữ đầy đủ các thông tin, dữ liệu quá khứ.
7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực khi có đăng ký tham gia thị trường điện hoặc khi có thay đổi liên quan đến việc tham gia của các đơn vị thành viên thị trường điện, bao gồm: Tình hình đăng ký tham gia và kết quả thẩm định hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên mới, các thay đổi về thông tin đăng ký hoặc ngừng tham gia thị trường điện của các đơn vị thành viên thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.10. Chấm dứt tham gia thị trường điện
(Điều 10 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các trường hợp chấm dứt tham gia thị trường điện
a) Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:
- Theo đề nghị của đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:
+ Nhà máy điện ngừng vận hành hoàn toàn;
+ Nhà máy điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW trong thời hạn 01 năm.
- Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.
b) Đơn vị mua buôn điện không tiếp tục mua điện tại các điểm giao nhận thuộc phạm vi thị trường điện hoặc Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn, bán lẻ điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trường hợp giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi, thời điểm ngừng tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua buôn điện được tính từ thời điểm giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền. Trong các trường hợp còn lại, trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện, đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong thời hạn 10 ngày tính từ ngày nhận được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị thành viên thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét, quyết định và thông báo cho Cục Điều tiết điện lực để giám sát thực hiện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, thông báo trên trang thông tin điện tử thị trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị thành viên thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.11. Xử lý các trường hợp không đăng ký tham gia thị trường điện
(Điều 11 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đối với nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực và phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này nhưng đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này không hoàn thành đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không huy động nhà máy điện này phát điện lên lưới điện quốc gia, trừ trường hợp sau:
a) Xảy ra tình trạng hệ thống điện mất cân bằng cung cầu;
b) Đảm bảo yêu cầu về nhu cầu nước hạ du theo quy định của quy trình vận hành liên hồ chứa, quy trình vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đối với các nhà máy thủy điện);
c) Chống xả tràn (đối với các nhà máy thủy điện).
2. Trong trường hợp được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động theo quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.LQ.20. Mua bán điện trên thị trường điện lực
(Điều 20 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đối tượng mua bán điện trên thị trường điện lực bao gồm:
a) Đơn vị phát điện;
b) Đơn vị bán buôn điện;
c) Đơn vị bán lẻ điện;
d) Khách hàng sử dụng điện.
2. Việc mua bán điện trên thị trường điện lực được thực hiện theo hai hình thức sau đây:
a) Mua bán thông qua hợp đồng có thời hạn giữa bên bán điện và bên mua điện;
b) Mua bán giao ngay giữa bên bán điện và bên mua điện thông qua đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực.
3. Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực chịu trách nhiệm điều hòa, phối hợp hoạt động giao dịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường điện lực.
Điều 7.3.LQ.21. Hoạt động, điều hành giao dịch trên thị trường điện lực
(Điều 21 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Các quy định chủ yếu về hoạt động giao dịch trên thị trường điện lực bao gồm:
a) Quyền và nghĩa vụ của các đối tượng tham gia thị trường điện lực phù hợp với cấp độ phát triển của thị trường điện lực;
b) Đặc tính kỹ thuật của các trang thiết bị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện;
c) Điều độ hệ thống điện quốc gia trong thị trường điện lực;
d) Quy trình xử lý sự cố;
đ) Mua bán điện giao ngay trên thị trường điện lực;
e) Chào giá và xác định giá thị trường;
g) Lập hóa đơn và thanh toán giữa các đối tượng mua bán điện quy định tại khoản 1 Điều 20 của Luật này và các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
h) Cung cấp các dịch vụ phụ trợ và giá dịch vụ phụ trợ;
i) Xử lý vi phạm và giải quyết tranh chấp, khiếu nại về hoạt động mua bán điện và các dịch vụ phụ trợ trên thị trường điện lực;
k) Cung cấp, công bố thông tin liên quan đến hoạt động, điều hành giao dịch trên thị trường điện lực.
2. Nội dung chủ yếu của điều hành giao dịch trên thị trường điện lực bao gồm:
a) Kiểm soát hoạt động giao dịch của các đối tượng tham gia thị trường điện lực để bảo đảm cho thị trường hoạt động theo đúng các quy định về điều hành giao dịch thị trường, thỏa thuận giữa các bên và các quy định khác của pháp luật;
b) Công bố giá điện giao ngay và giá dịch vụ phụ trợ được quy định tại khoản 1 Điều này;
c) Cung cấp các dịch vụ giao dịch và lập hóa đơn thanh toán đối với phần điện năng và công suất được mua bán theo hình thức giao ngay và các dịch vụ phụ trợ;
d) Tiếp nhận và xử lý các kiến nghị liên quan đến hoạt động giao dịch mua bán điện trên thị trường điện lực để bảo đảm sự ổn định, hiệu quả và ngăn chặn các hành vi cạnh tranh không lành mạnh;
đ) Cung cấp thông tin liên quan đến hoạt động, điều hành giao dịch trên thị trường điện lực cho các bên liên quan;
e) Báo cáo về hoạt động giao dịch mua bán điện trên thị trường điện lực với cơ quan điều tiết điện lực.
3. Bộ Công thương quy định các nội dung tại khoản 1 và hướng dẫn các nội dung tại khoản 2 Điều này phù hợp với từng cấp độ phát triển của thị trường điện lực; quy định về tổ chức, nhiệm vụ, quyền hạn cụ thể của đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực.
Điều 7.3.TT.2.4. Thời hiệu đề nghị giải quyết tranh chấp
(Điều 4 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
Thời hiệu đề nghị giải quyết các tranh chấp quy định tại Điều 1 Thông tư này là một (01) năm, kể từ ngày xảy ra hành vi mà một trong các bên cho rằng quyền, lợi ích hợp pháp của mình bị xâm phạm, trừ trường hợp bất khả kháng.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.66. Điều tiết hoạt động điện lực)
Điều 7.3.TT.2.5. Trình tự giải quyết tranh chấp
(Điều 5 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Khi có tranh chấp trên thị trường điện lực quy định tại Điều 1 Thông tư này, các bên trong tranh chấp phải tiến hành đàm phán để tự giải quyết trong thời hạn sáu mươi (60) ngày.
2. Hết thời hạn quy định tại khoản 1 Điều này mà hai bên không tự giải quyết được tranh chấp thì một bên hoặc hai bên có quyền trình vụ việc đến Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo trình tự, thủ tục được quy định tại Thông tư này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.66. Điều tiết hoạt động điện lực)
Điều 7.3.TT.2.6. Nguyên tắc giải quyết tranh chấp
(Điều 6 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Việc giải quyết các tranh chấp phải tuân theo trình tự, thủ tục được quy định tại Thông tư này và các quy định pháp luật có liên quan.
2. Việc giải quyết các tranh chấp liên quan đến Hợp đồng mua bán điện hoặc Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký, phải căn cứ vào nội dung Hợp đồng đã ký.
3. Việc giải quyết các tranh chấp liên quan đến Giấy phép hoạt động điện lực phải căn cứ vào nội dung và các quy định của Giấy phép đã cấp cho đơn vị điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.66. Điều tiết hoạt động điện lực)
Điều 7.3.TT.2.7. Xử lý vụ việc tranh chấp có dấu hiệu vi phạm pháp luật
(Điều 7 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
Trong quá trình giải quyết tranh chấp, nếu phát hiện vụ việc có dấu hiệu vi phạm pháp luật thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xử lý theo thẩm quyền hoặc chuyển hồ sơ cho cơ quan có thẩm quyền xử lý theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.66. Điều tiết hoạt động điện lực)
Điều 7.3.TT.2.8. Đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp
(Điều 8 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Cục Điều tiết điện lực đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp trong các trường hợp sau đây:
a) Bên yêu cầu rút Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp;
b) Bên yêu cầu đã được mời họp giải quyết tranh chấp đến lần thứ hai (02) mà vẫn vắng mặt hoặc bỏ phiên họp giải quyết tranh chấp mà không được Chủ trì phiên họp đồng ý;
c) Các bên thoả thuận chấm dứt vụ việc giải quyết tranh chấp;
d) Trường hợp quy định tại Điều 7 Thông tư này;
đ) Một bên hoặc hai bên gửi vụ việc tranh chấp tới cơ quan có thẩm quyền khác để giải quyết.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản và nêu rõ lý do cho các bên về việc đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.66. Điều tiết hoạt động điện lực)
Điều 7.3.TT.2.9. Trách nhiệm cung cấp thông tin
(Điều 9 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
Các tổ chức, cá nhân liên quan đến vụ việc tranh chấp có trách nhiệm hợp tác, cung cấp các thông tin cần thiết có liên quan đến vụ việc tranh chấp theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Điều 7.3.TT.2.10. Nhiệm vụ, quyền hạn của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực
(Điều 10 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Trưng cầu giám định theo đề nghị của một bên hoặc các bên tranh chấp.
2. Mời chuyên gia tham gia quá trình giải quyết tranh chấp.
3. Quyết định đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
4. Chủ trì phiên họp giải quyết tranh chấp. Trong trường hợp vắng mặt, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực có thể uỷ quyền cho Phó cục trưởng chủ trì phiên họp.
5. Giải quyết khiếu nại trong trường hợp có khiếu nại về Quyết định giải quyết tranh chấp, Quyết định đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp.
Điều 7.3.TT.2.11. Nhiệm vụ, quyền hạn của cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp
(Điều 11 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Yêu cầu các bên trong tranh chấp giải trình, cung cấp tài liệu, chứng cứ liên quan đến vụ việc tranh chấp.
2. Giữ bí mật nội dung vụ tranh chấp trừ trường hợp phải cung cấp thông tin cho cơ quan nhà nước có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.
3. Bảo quản tài liệu đã được cung cấp.
4. Từ chối thụ lý vụ việc tranh chấp trong trường hợp có quyền, lợi ích, nghĩa vụ liên quan đến vụ việc tranh chấp hoặc là bố, mẹ, vợ, chồng, con, anh, chị, em ruột của người đại diện hợp pháp của các bên trong tranh chấp.
5. Làm Thư ký phiên họp giải quyết tranh chấp.
6. Chịu trách nhiệm trước Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực và trước pháp luật về việc thực hiện nhiệm vụ, quyền hạn của mình.
Điều 7.3.TT.2.12. Quyền và nghĩa vụ của Bên yêu cầu, Bên bị yêu cầu
(Điều 12 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Cử người đại diện theo pháp luật hoặc người đại diện theo uỷ quyền tham dự phiên họp giải quyết tranh chấp.
2. Đưa ra những chứng cứ hợp pháp để bảo vệ quyền và lợi ích hợp pháp của mình.
3. Được đề nghị thay đổi cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp trong trường hợp phát hiện cán bộ thụ lý vụ việc có quyền, lợi ích, nghĩa vụ liên quan đến vụ việc tranh chấp hoặc là bố, mẹ, vợ chồng, con, anh, chị, em ruột của người đại diện hợp pháp của các bên trong tranh chấp.
4. Đề nghị trưng cầu giám định.
5. Đề nghị mời người làm chứng.
6. Đề nghị mời chuyên gia.
7. Sửa đổi, bổ sung, rút Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp hoặc Đơn kiện lại trước thời điểm Cục Điều tiết điện lực ra Quyết định giải quyết tranh chấp.
8. Thi hành Quyết định giải quyết tranh chấp.
Điều 7.3.TT.2.13. Hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp
(Điều 13 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Bên yêu cầu phải gửi hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp đến Cục Điều tiết điện lực. Hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp bao gồm:
a) Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp;
b) Biên bản thương lượng hoặc hoà giải không thành hoặc tài liệu chứng minh tranh chấp không hòa giải được;
c) Bản sao công chứng của Hợp đồng đối với tranh chấp liên quan đến Hợp đồng mua bán điện hoặc Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ. Trường hợp Hợp đồng không có thoả thuận đề nghị Cục Điều tiết điện lực giải quyết tranh chấp thì hồ sơ phải có Bản thoả thuận của các bên về việc đề nghị Cục Điều tiết điện lực giải quyết tranh chấp;
d) Bản sao hợp lệ Giấy phép hoạt động điện lực (trường hợp Bên yêu cầu là Đơn vị điện lực);
đ) Bản sao hợp lệ các tài liệu, chứng cứ để chứng minh cho yêu cầu giải quyết tranh chấp là có căn cứ và hợp pháp;
e) Cam kết về vụ việc tranh chấp chưa được gửi đến giải quyết tại Toà án hoặc Trọng tài thương mại.
2. Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp phải có các nội dung chính sau đây:
a) Ngày, tháng, năm viết đơn;
b) Tên, địa chỉ và các thông tin có liên quan của các bên;
c) Tóm tắt nội dung vụ tranh chấp;
d) Các yêu cầu của Bên yêu cầu;
đ) Giá trị bồi thường yêu cầu (nếu có).
Điều 7.3.TT.2.14. Thụ lý hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp
(Điều 14 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc, kể từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp, Cục Điều tiết điện lực phải tiến hành kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ và thông báo bằng văn bản cho Bên yêu cầu về việc thụ lý hồ sơ.
2. Trường hợp hồ sơ không hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực phải thông báo bằng văn bản cho Bên yêu cầu để bổ sung hồ sơ; thời hạn bổ sung hồ sơ không quá mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày Cục Điều tiết điện lực thông báo bổ sung hồ sơ. Trong trường hợp Bên yêu cầu có đề nghị bằng văn bản, Cục Điều tiết điện lực có thể gia hạn bổ sung hồ sơ nhưng không quá mười (10) ngày làm việc kể từ ngày hết hạn bổ sung hồ sơ.
Điều 7.3.TT.2.15. Đơn kiện lại
(Điều 15 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Bên bị yêu cầu có quyền kiện lại Bên yêu cầu về những vấn đề có liên quan đến yêu cầu của Bên yêu cầu. Đơn kiện lại phải được gửi Cục Điều tiết điện lực, Bên yêu cầu cùng thời điểm với văn bản giải trình.
2. Bên yêu cầu phải gửi văn bản trả lời Đơn kiện lại cho Cục Điều tiết điện lực và Bên bị yêu cầu trong thời hạn hai mươi (20) ngày làm việc, kể từ ngày nhận được Đơn kiện lại.
3. Các yêu cầu trong Đơn kiện lại của Bên bị yêu cầu được giải quyết trong cùng phiên họp giải quyết đề nghị giải quyết tranh chấp của Bên yêu cầu.
4. Trường hợp Đơn kiện lại được gửi muộn hơn thời hạn quy định tại khoản 1 Điều này hoặc nội dung kiện lại không liên quan tới yêu cầu của Bên yêu cầu thì được xem xét và giải quyết như vụ việc tranh chấp khác.
Điều 7.3.TT.2.16. Không thụ lý hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp
(Điều 16 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Không thụ lý hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau đây:
a) Thời hiệu đề nghị giải quyết tranh chấp đã hết;
b) Vụ việc không thuộc thẩm quyền giải quyết của Cục Điều tiết điện lực;
c) Vụ việc đã được đưa ra giải quyết tại Trọng tài thương mại, Toà án hoặc đã được giải quyết bằng bản án, quyết định đã có hiệu lực pháp luật của Tòa án hoặc Trọng tài thương mại;
d) Chưa tiến hành đàm phán để tự giải quyết tranh chấp theo quy định tại khoản 1 Điều 5 Thông tư này;
đ) Bên yêu cầu không bổ sung hồ sơ theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực đúng thời hạn quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này;
e) Bên yêu cầu hoặc Bên bị yêu cầu không nộp tạm ứng chi phí giải quyết tranh chấp theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều 32 Thông tư này.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản và nêu rõ lý do cho Bên yêu cầu về việc không thụ lý hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp.
Điều 7.3.TT.2.17. Phân công cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp, thông báo vụ việc cho Bên bị yêu cầu
(Điều 17 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Trong thời hạn hai (02) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phân công cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp.
2. Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc, kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản về việc tranh chấp và gửi bản sao Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp, tài liệu kèm theo của Bên yêu cầu cho Bên bị yêu cầu.
Điều 7.3.TT.2.18. Giải trình của các bên
(Điều 18 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Trong thời hạn hai mươi (20) ngày làm việc kể từ ngày nhận được Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp và các tài liệu kèm theo của Bên yêu cầu do Cục Điều tiết điện lực gửi đến, Bên bị yêu cầu phải gửi cho Cục Điều tiết điện lực văn bản giải trình và các tài liệu chứng minh kèm theo.
Trường hợp cần gia hạn thời gian giải trình thì Bên bị yêu cầu phải gửi văn bản đề nghị Cục Điều tiết điện lực gia hạn, trong đó nêu rõ lý do đề nghị gia hạn. Thời hạn gia hạn không quá mười (10) ngày làm việc.
2. Văn bản giải trình phải có các nội dung chủ yếu sau đây:
a) Ngày, tháng, năm làm giải trình;
b) Tên và địa chỉ của Bên bị yêu cầu;
c) Giải trình và các lý lẽ, phân tích để tự bảo vệ.
3. Trường hợp Bên bị yêu cầu không gửi văn bản giải trình thì coi như đã chấp nhận nội dung trong Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp của Bên yêu cầu.
Điều 7.3.TT.2.19. Nghiên cứu hồ sơ, xác minh vụ việc
(Điều 19 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp có trách nhiệm nghiên cứu hồ sơ vụ việc tranh chấp trên cơ sở Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp, các tài liệu, chứng cứ kèm theo và văn bản giải trình của các bên.
2. Cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp có quyền xem xét, kiểm tra tại hiện trường; gặp các bên để nghe các bên trình bày ý kiến; phải lập Biên bản ghi rõ thời gian, địa điểm, họ tên, địa chỉ các bên, nội dung xác minh, ý kiến trình bày của các bên; phải đọc lại Biên bản cho các bên nghe và yêu cầu các bên cùng ký vào Biên bản.
3. Kết thúc quá trình nghiên cứu hồ sơ, xác minh vụ việc tranh chấp, cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp phải báo cáo Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản. Trong đó, phải tóm tắt nội dung vụ việc tranh chấp, nêu rõ các tình tiết, chứng cứ đã được xác minh và kiến nghị phương án giải quyết.
Điều 7.3.TT.2.20. Trưng cầu giám định
(Điều 20 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực có quyền ra quyết định trưng cầu giám định theo đề nghị của một bên hoặc các bên tranh chấp. Quyết định trưng cầu giám định phải ghi rõ tên, địa chỉ của tổ chức, cá nhân giám định, đối tượng cần giám định, những vấn đề cần giám định, các yêu cầu cụ thể cần có kết luận giám định.
2. Bên đề nghị trưng cầu giám định phải nộp chi phí giám định. Trường hợp các bên đề nghị giám định thì phải cùng nộp chi phí giám định.
Điều 7.3.TT.2.21. Thời hạn nghiên cứu, xác minh vụ việc
(Điều 21 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
Thời hạn nghiên cứu, xác minh vụ việc tranh chấp là ba (03) tháng, kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ. Đối với vụ việc tranh chấp phức tạp thì thời hạn này có thể kéo dài nhưng không quá sáu (06) tháng, kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ.
Điều 7.3.TT.2.22. Thời hạn tổ chức phiên họp giải quyết tranh chấp
(Điều 22 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Thời hạn tổ chức phiên họp giải quyết tranh chấp là ba mươi (30) ngày, kể từ ngày kết thúc nghiên cứu, xác minh vụ việc tranh chấp.
2. Trong thời hạn này, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tiến hành các thủ tục cần thiết để mở phiên họp giải quyết tranh chấp. Giấy mời các bên tham dự phiên họp giải quyết tranh chấp phải được gửi chậm nhất mười lăm (15) ngày trước ngày tổ chức phiên họp.
Điều 7.3.TT.2.23. Tham dự phiên họp giải quyết tranh chấp
(Điều 23 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Đại diện theo pháp luật hoặc đại diện theo uỷ quyền của các bên phải tham dự phiên họp theo mời họp của Cục Điều tiết điện lực. Danh sách người tham dự phiên họp của mỗi bên phải gửi tới Cục Điều tiết điện lực trước ngày mở phiên họp ít nhất hai (02) ngày làm việc.
2. Cục Điều tiết điện lực có quyền mời người làm chứng, chuyên gia, các tổ chức, cá nhân có quyền và nghĩa vụ liên quan tham gia phiên họp.
Điều 7.3.TT.2.24. Sự vắng mặt của các bên trong phiên họp giải quyết tranh chấp
(Điều 24 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Sự vắng mặt của Bên yêu cầu
a) Bên yêu cầu vắng mặt lần thứ nhất có lý do chính đáng thì Cục Điều tiết điện lực phải hoãn phiên họp giải quyết tranh chấp;
b) Bên yêu cầu đã được mời họp đến lần thứ hai (02) mà vẫn vắng mặt hoặc bỏ phiên họp mà không được Chủ trì phiên họp đồng ý thì coi như từ bỏ đề nghị giải quyết tranh chấp và Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm ra quyết định đình chỉ việc giải quyết. Trong trường hợp này, Bên yêu cầu vẫn có quyền đề nghị giải quyết tranh chấp lại nếu thời hiệu đề nghị giải quyết tranh chấp vẫn còn.
2. Sự vắng mặt của Bên bị yêu cầu
a) Bên bị yêu cầu vắng mặt lần thứ nhất có lý do chính đáng thì Cục Điều tiết điện lực phải hoãn phiên họp giải quyết tranh chấp;
b) Bên bị yêu cầu đã được mời họp đến lần thứ hai (02) mà vẫn vắng mặt hoặc bỏ phiên họp mà không được Chủ trì phiên họp đồng ý thì Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực căn cứ vào hồ sơ vụ việc và chứng cứ hiện có để tiến hành giải quyết tranh chấp vắng mặt Bên bị yêu cầu.
3. Trong trường hợp cả hai bên đề nghị giải quyết vụ tranh chấp mà không cần các bên có mặt, thì Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực căn cứ vào hồ sơ vụ việc và các chứng cứ hiện có để giải quyết.
Điều 7.3.TT.2.25. Phiên họp giải quyết tranh chấp
(Điều 25 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Khai mạc phiên họp
a) Chủ trì phiên họp giải quyết tranh chấp khai mạc phiên họp và đọc Quyết định mở phiên họp giải quyết tranh chấp;
b) Thư ký phiên họp đọc danh sách những người tham dự hoặc vắng mặt, lý do vắng mặt.
2. Giải quyết vụ việc tranh chấp
a) Các bên trình bày yêu cầu giải quyết tranh chấp, giải trình và đưa ra các tài liệu, chứng cứ chứng minh;
b) Người làm chứng, chuyên gia, đại diện tổ chức, cá nhân có quyền và nghĩa vụ liên quan tham gia phiên họp trình bày ý kiến;
c) Xem xét, kiểm tra, phân tích tài liệu, chứng cứ đã thu thập được, báo cáo nghiên cứu, xác minh vụ việc tranh chấp.
3. Kết luận giải quyết vụ việc tranh chấp
a) Chủ trì phiên họp kết luận về việc giải quyết tranh chấp trên cơ sở các ý kiến tại phiên họp, xem xét, phân tích tài liệu, chứng cứ đã thu thập được và báo cáo nghiên cứu, xác minh vụ việc tranh chấp;
b) Trường hợp một bên hoặc các bên chưa nhất trí với kết luận của Chủ trì phiên họp hoặc vụ việc có nhiều tình tiết mới chưa thể kết luận được thì Chủ trì phiên họp có trách nhiệm tổ chức nghiên cứu, xác minh bổ sung và tổ chức họp lại. Thời hạn nghiên cứu, xác minh bổ sung và tổ chức họp lại không được quá thời hạn quy định tại Điều 21 và Điều 22 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.2.26. Biên bản phiên họp giải quyết vụ tranh chấp
(Điều 26 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Biên bản phiên họp giải quyết vụ tranh chấp gồm các nội dung sau:
a) Tên vụ tranh chấp;
b) Địa điểm và ngày, tháng, năm mở phiên họp giải quyết vụ tranh chấp;
c) Tên của Bên yêu cầu, Bên bị yêu cầu và những người đại diện tham gia phiên họp giải quyết vụ tranh chấp;
d) Tên giám định viên, người làm chứng (nếu có) và những người khác tham gia phiên họp giải quyết vụ tranh chấp;
đ) Tóm tắt diễn biến phiên họp giải quyết vụ tranh chấp.
e) Kết luận của Chủ trì phiên họp.
2. Biên bản phiên họp giải quyết vụ tranh chấp phải có chữ ký của Chủ trì phiên họp, Thư ký phiên họp, Bên yêu cầu, Bên bị yêu cầu trừ trường hợp các bên vắng mặt theo quy định tại Điều 24 Thông tư này. Trường hợp một bên hoặc các bên trong vụ việc tranh chấp không thống nhất với một hoặc nhiều nội dung của phiên họp thì vẫn phải ký vào biên bản và có quyền bảo lưu ý kiến về những điểm không thống nhất.
Điều 7.3.TT.2.27. Quyết định giải quyết vụ việc tranh chấp
(Điều 27 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ ngày kết thúc phiên họp giải quyết tranh chấp, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm ra Quyết định giải quyết tranh chấp.
2. Quyết định giải quyết tranh chấp phải có các nội dung chính sau đây:
a) Ngày, tháng, năm và địa điểm ra Quyết định;
b) Tên, địa chỉ Bên yêu cầu, Bên bị yêu cầu;
c) Tóm tắt Đơn đề nghị và các vấn đề tranh chấp;
d) Các căn cứ để ra Quyết định, gồm: cơ sở pháp lý để giải quyết tranh chấp, các chứng cứ đã được kiểm tra, xác minh trong quá trình giải quyết tranh chấp;
đ) Trách nhiệm của các bên trong tranh chấp, bao gồm cả chi phí giải quyết tranh chấp và các chi phí khác (nếu có);
e) Thời hạn thi hành Quyết định giải quyết tranh chấp.
3. Quyết định giải quyết tranh chấp phải được gửi cho Bên yêu cầu và Bên bị yêu cầu trong thời hạn năm (05) ngày làm việc, kể từ ngày ký.
Điều 7.3.TT.2.28. Hiệu lực của Quyết định giải quyết tranh chấp
(Điều 28 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Quyết định giải quyết tranh chấp có hiệu lực kể từ ngày ký.
2. Quyết định giải quyết tranh chấp có hiệu lực chung thẩm, trừ trường hợp tranh chấp liên quan đến Hợp đồng đã ký giữa các bên.
3. Các bên có trách nhiệm thi hành Quyết định theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.2.29. Khiếu nại Quyết định giải quyết tranh chấp
(Điều 29 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Việc khiếu nại Quyết định giải quyết tranh chấp đối với các tranh chấp quy định tại khoản 2 Điều 1 Thông tư này được thực hiện theo quy định của pháp luật về khiếu nại.
2. Trường hợp một bên hoặc các bên không đồng ý với Quyết định giải quyết tranh chấp đối với tranh chấp liên quan đến Hợp đồng mua bán điện, Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ thì có quyền khởi kiện tại Toà án để giải quyết theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.2.30. Bảo mật, lưu trữ hồ sơ giải quyết tranh chấp
(Điều 30 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Các tài liệu, chứng cứ do các bên trong tranh chấp hoặc các bên có liên quan cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực chỉ được sử dụng cho việc giải quyết tranh chấp. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm bảo mật thông tin theo đề nghị của bên cung cấp và theo quy định của pháp luật.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật về lưu trữ.
Điều 7.3.TT.2.31. Chi phí giải quyết tranh chấp
(Điều 31 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Bên thua kiện phải chịu chi phí giải quyết tranh chấp, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác.
2. Chi phí giải quyết tranh chấp bao gồm:
a) Chi phí đi lại, ở và các chi phí có liên quan khác cho cán bộ thụ lý vụ việc tranh chấp theo định mức tại quy định của pháp luật có liên quan;
b) Chi phí thuê chuyên gia và thù lao cho thành viên phiên họp giải quyết tranh chấp.
Điều 7.3.TT.2.32. Nộp chi phí giải quyết tranh chấp
(Điều 32 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Bên yêu cầu phải nộp tạm ứng chi phí giải quyết tranh chấp quy định tại khoản 2 Điều 31 Thông tư này cùng thời điểm nộp Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp, nếu các bên không có thỏa thuận khác.
2. Trong trường hợp có Đơn kiện lại, Bên bị yêu cầu phải nộp tạm ứng chi phí giải quyết tranh chấp cho Đơn kiện lại, trừ trường hợp các bên có thoả thuận khác.
3. Tiền tạm ứng chi phí giải quyết tranh chấp được thanh toán theo chi phí thực tế cho việc giải quyết tranh chấp và được thanh quyết toán với bên đã nộp trong các trường hợp sau:
a) Đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp quy định tại Điều 8 Thông tư này;
b) Bên bị yêu cầu rút Đơn kiện lại;
c) Hồ sơ không được thụ lý theo quy định tại điểm đ khoản 1 Điều 16 Thông tư này.
4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập dự toán các chi phí phát sinh trong quá trình giải quyết vụ tranh chấp và thông báo cho các bên. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày kể từ ngày nhận được thông báo, Bên yêu cầu phải nộp đủ các chi phí này, trừ trường hợp các bên có thoả thuận khác. Hết thời hạn này, Bên yêu cầu vẫn không nộp mà không có lý do được Cục Điều tiết điện lực chấp thuận thì được coi là rút Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp.
5. Việc quyết toán các khoản chi phí được Cục Điều tiết điện lực thông báo cho các bên trước khi ra Quyết định giải quyết tranh chấp. Trong trường hợp số tiền tạm ứng cao hơn chi phí thực tế thì Cục Điều tiết điện lực phải hoàn lại cho bên đã nộp số tiền còn dư. Trong trường hợp chi phí thực tế cao hơn số tiền tạm ứng thì các bên phải nộp bổ sung số tiền còn thiếu.
Điều 7.3.TT.32.12. Ngày giao dịch, chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ
(Điều 12 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Ngày giao dịch được tính từ thời điểm 00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.
2. Chu kỳ giao dịch là 60 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm chu kỳ giao dịch xuống 30 phút.
3. Chu kỳ điều độ là 60 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm chu kỳ điều độ xuống 30 phút đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại Khoản 2 Điều này.
Điều 7.3.TT.32.13. Nút giao dịch mua bán điện
(Điều 13 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Nút giao dịch mua bán điện của từng đơn vị tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Đối với đơn vị phát điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại điểm giao nhận điện của nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia;
b) Đối với đơn vị mua buôn điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại:
- Điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;
- Điểm giao nhận (nếu có) giữa các nhà máy điện tham gia thị trường điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;
- Điểm giao nhận trên lưới phân phối với đơn vị mua điện khác tham gia thị trường điện.
2. Đơn vị phát điện, đơn vị mua điện phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nút giao dịch của đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện. Trường hợp có thay đổi về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch mới, đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thông báo thông tin này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với đơn vị liên quan trong việc lập, quản lý và công bố danh mục các nút giao dịch tương ứng với từng thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc lập và quản lý danh mục công tơ đo đếm cho từng nút giao dịch để xác định sản lượng điện năng giao dịch trong thị trường tại nút giao dịch đó trong từng chu kỳ giao dịch.
Điều 7.3.TT.32.14. Giới hạn giá chào
(Điều 14 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.
2. Đối với tổ máy nhiệt điện
a) Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:
- Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;
- Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;
- Giá nhiên liệu;
- Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện.
b) Giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
3. Đối với tổ máy thủy điện
a) Giá trần bản chào của tổ máy thủy điện được quy định tại Điều 43 Thông tư này;
b) Giá sàn bản chào của tổ máy thủy điện là 0 đồng/kWh.
Điều 7.3.TT.32.15. Giá thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
(Điều 15 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sau thời điểm vận hành căn cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc;
b) Không vượt quá giá trần thị trường điện.
2. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng;
b) Tính toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và chi phí cố định.
3. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện được tính bằng tổng của 02 thành phần sau:
a) Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện;
b) Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện.
Điều 7.3.TT.32.16. Xác định sản lượng hợp đồng
(Điều 16 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
a) Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ sản lượng kế hoạch năm và tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng theo quy định tại Khoản 4 Điều này. Sản lượng kế hoạch năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo quy định tại Điều 17 Thông tư này;
b) Tổng sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành năm tới căn cứ việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này;
c) Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao dịch trong tháng theo quy định tại Điều 38 Thông tư này.
2. Đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện và nhà máy điện ký hợp đồng với đơn vị mua buôn điện:
a) Tổng sản lượng hợp đồng năm và tháng của nhà máy điện được xác định tương tự nguyên tắc quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao dịch trong tháng theo tỷ lệ phụ tải dự báo từng chu kỳ giao dịch của các đơn vị mua buôn điện.
3. Đối với nhà máy điện mới đàm phán hợp đồng với đơn vị mua buôn điện, khi đáp ứng các điều kiện tiên quyết, Cục Điều tiết điện lực xem xét, báo cáo Bộ Công Thương cho phép đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện tự thỏa thuận, thống nhất về sản lượng hợp đồng.
4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xác định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng cho đơn vị phát điện hàng năm tùy theo từng loại hình công nghệ trên nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:
- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả trong thị trường điện;
- Ổn định doanh thu của đơn vị phát điện;
- Ổn định giá phát điện bình quân, phù hợp với quy định xây dựng biểu giá bán lẻ điện.
b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng được quy định cho nhà máy điện theo loại hình công nghệ (thủy điện, nhiệt điện), tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%.
Điều 7.3.TT.32.17. Kế hoạch vận hành năm tới
(Điều 17 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công suất thị trường;
c) Tính toán giá trị nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định các phương án giá trần thị trường điện;
e) Tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường điện để tính toán các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường điện của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thủy văn, đặc tính kỹ thuật của nhà máy thủy điện và các ràng buộc về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:
a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:
Trong đó:
VCb: Chi phí biến đổi của tổ máy (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu chính của tổ máy phát điện quy định trong trong hợp đồng mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh).
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).
- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu phụ theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu (chính, phụ) do đơn vị mua điện cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt và cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện do đơn vị mua điện cung cấp.
Trường hợp không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
- Thành phần giá biến đổi khác của nhà máy điện (đồng/kWh) được xác định theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
b) Trường hợp không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong hợp đồng mua bán điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N. Đối với nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá biến đổi năm được tính theo nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công nghệ phát điện và công suất đặt tương đương;
c) Các thành phần giá và chi phí được sử dụng trong tính toán giá biến đổi hoặc chi phí biến đổi năm N được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu căn cứ theo hồ sơ thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N và có xét đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên liệu của năm N. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thẩm định và báo cáo Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán) trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
5. Trong trường hợp giá than và giá khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thẩm định và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
Điều 7.3.TT.32.18. Phân loại nhà máy thủy điện
(Điều 18 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các nhà máy thủy điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang;
c) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
d) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
e) Đối với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng điện trong Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm tới do Bộ Công Thương ban hành hàng năm thấp hơn 65% sản lượng điện bình quân nhiều năm, thì việc tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó được áp dụng như đối với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo quy định tại Thông tư này.
Đối với nhà máy thủy điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó.
2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập nhật danh sách nhà máy thủy điện quy định tại Khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.TT.32.19. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
(Điều 19 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:
a) Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm;
b) Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các tháng trong năm;
c) Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.
2. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải năm tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.32.20. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
(Điều 20 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các loại hình dịch vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao gồm:
a) Điều tần;
b) Dự phòng quay;
c) Dự phòng khởi động nhanh;
d) Điều chỉnh điện áp;
đ) Khởi động đen;
e) Tổ máy phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành
Điều 7.3.TT.32.21. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
(Điều 21 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh theo quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 7.3.TT.32.22. Xác định giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
(Điều 22 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
PNLC: Giá nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
PNLP: Giá nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
: Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
HRC: Suất hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh);
HRP: Suất hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kwh).
Khi tính toán giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện, ưu tiên sử dụng suất hao nhiệt đo theo kết quả thí nghiệm tổ máy do đơn vị thí nghiệm được hoạt động theo quy định thực hiện và được các bên liên quan thống nhất. Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt đo, sử dụng giá trị suất hao nhiệt quy định trong hợp đồng mua bán điện.
b) Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá than (bao gồm cả giá vận chuyển than) năm N là giá than xác định theo hợp đồng mua bán nhiên liệu năm N của nhà máy. Trường hợp không có hợp đồng mua bán than năm N tại thời điểm lập kế hoạch năm, giá than năm N được xác định là giá than theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp hàng theo quy định của hợp đồng mua bán than nhập khẩu;
c) Các thông số về giá nhiên liệu của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều 17 Thông tư này;
d) Giá nhiên liệu chính do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 01 tháng 9 năm N-1.
2. Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nềnKDC= 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưngKDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnhKDC = 20%;
: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
b) Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả tính toán giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện.
Điều 7.3.TT.32.23. Xác định giá trần thị trường điện áp dụng cho các đơn vị phát điện
(Điều 23 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường điện, ít nhất là 03 phương án.
2. Giá trần thị trường điện cho năm N được xác định theo nguyên tắc sau đây:
a) Không thấp hơn chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;
b) Không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.24. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
(Điều 24 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu chí sau:
a) Bắt đầu vận hành phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này;
b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông tư này;
c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát điện toàn phần trung bình thấp nhất cho 01 kWh.
2. Đơn vị mua điện có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a và Điểm c Khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này hoặc số liệu đã thỏa thuận thống nhất với đơn vị phát điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt nhất. Các số liệu cung cấp bao gồm:
a) Giá biến đổi cho năm N;
b) Giá cố định năm N được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh toán trong năm N;
c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ sung danh sách các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 để đảm bảo số lượng không ít hơn 03 nhà máy và yêu cầu bên mua điện cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại Khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện toàn phần trung bình cho nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:
PTPTB: Giá phát điện toàn phần trung bình trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự giá phát điện toàn phần trung bình từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có giá phát điện toàn phần trung bình thấp nhất từ kết quả tính toán theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều 7.3.TT.32.25. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường
(Điều 25 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.
2. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.
Điều 7.3.TT.32.26. Trình tự xác định giá công suất thị trường
(Điều 26 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
RTTĐ: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;
SMPi: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
TCBNE: Chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: Giá phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại Khoản 4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.
c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:
AS = TCBNE - RTTD
Trong đó:
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE: Tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm b Khoản này (đồng);
RTTD: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm a Khoản này (đồng).
d) Trong trường hợp tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường điện thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy điện mới quy định tại Điều 24 Thông tư này và tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định giá trần thị trường điện cho hợp lý.
2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
M: Tháng M trong năm N;
MS: Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng M (MW).
3. Xác định giá công suất thị trường cho chu kỳ giao dịch
a) Xác định công suất khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
: Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;
i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;
: Công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kW).
b) Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:
Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t;
i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;
CANi: Giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
MSM: Chi phí thiếu hụt tháng M của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng M (MW);
∆T: Độ dài thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (phút).
Điều 7.3.TT.32.27. Xác định sản lượng hợp đồng năm, tháng cho nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 27 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Xác định sản lượng hợp đồng năm
Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:
a) Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thủy văn và thông số kỹ thuật của nhà máy điện;
b) Tính toán tổng sản lượng kế hoạch năm của nhà máy điện theo công thức sau:
|
AGO = EGO |
nếu |
a x GO ≤ EGO ≤ b x GO |
|
AGO = a x GO |
nếu |
EGO < a x GO |
|
AGO = b x GO |
nếu |
EGO > b x GO |
Trong đó:
AGO : Tổng sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
EGO: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
GO: Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện (kWh);
a, b: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm do Bộ Công Thương quy định.
c) Tính toán tống sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Qc = α x AGO
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm N (kWh);
AGO : Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%) theo quy định tại Khoản 4 Điều 16 Thông tư này.
2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện và nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, cụ thể như sau:
a) Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện;
b) Xác định sản lượng hợp đồng tháng theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện (kWh);
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến trong tháng M của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh).
Điều 7.3.TT.32.28. Xác định sản lượng hợp đồng năm, tháng cho nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
(Điều 28 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy điện được tính toán theo phương pháp quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.
2. Sản lượng hợp đồng tháng dự kiến của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ lệ với phụ tải dự báo của đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng dự kiến tháng M của nhà máy điện với đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo trong tháng M của đơn vị mua buôn điện l (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.
3. Trước ngày 10 tháng 11 hàng năm, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp số liệu phụ tải dự báo năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng cho đơn vị mua buôn điện.
Điều 7.3.TT.32.29. Trách nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng
(Điều 29 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 27 và Điều 28 Thông tư này;
b) Công bố trên cổng thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng cho các đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
2. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm:
a) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
b) Xác nhận bằng văn bản về sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy điện giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện
a) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
b) Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện xác nhận bằng văn bản về tổng sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy điện.
Tổng sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện đã xác nhận giữa các bên được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.30. Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
(Điều 30 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có tránh nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên thị trường điện.
2. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:
a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm:
- Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện;
- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
- Giá công suất thị trường từng chu kỳ giao dịch;
- Mức trần của giá điện năng thị trường;
- Phân loại tổ máy nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện;
- Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 91 Thông tư này.
b) Các thông số đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia trong từng chu kỳ giao dịch;
- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa nhà máy điện mới vào vận hành;
- Các thông số kỹ thuật về lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn;
- Phụ tải dự báo của các đơn vị mua buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch.
3. Thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:
a) Sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng chu kỳ giao dịch;
b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
Điều 7.3.TT.32.31. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
(Điều 31 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
a) Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong tháng;
b) Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia cho các tuần trong tháng.
2. Trước ngày 20 hàng tháng, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải từng chu kỳ giao dịch của tháng tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới.
Điều 7.3.TT.32.32. Tính toán giá trị nước
(Điều 32 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
2. Giá trị nước của nhà máy thủy điện trong nhóm thủy điện bậc thang.
3. Giá trị nước của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
4. Mức nước tối ưu từng tuần trong tháng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
Điều 7.3.TT.32.33. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
(Điều 33 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 7.3.TT.32.34. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
(Điều 34 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 22 Thông tư này, trong đó có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu (bao gồm các thành phần: Giá nhiên liệu chính, phụ, đá vôi, vận chuyển nhiên liệu chính) tháng tới được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp theo quy định của các Hợp đồng mua bán than nhập khẩu.
b) Giá biến đổi (đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới của các nhà máy nhiệt điện. Đơn vị mua điện có trách nhiệm cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 33 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
Điều 7.3.TT.32.35. Dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong kế hoạch vận hành tháng tới
(Điều 35 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố danh sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trong tháng tới.
Điều 7.3.TT.32.36. Tính toán sản lượng hợp đồng tháng cho nhà máy điện mới tham gia thị trường điện giữa năm vận hành
(Điều 36 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước ngày 20 tháng M, đơn vị phát điện có kế hoạch đưa nhà máy điện vào vận hành thương mại trong tháng M+1 có trách nhiệm cung cấp các thông tin về kinh tế và kỹ thuật của nhà máy điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán kế hoạch vận hành tháng tới và các tháng tiếp theo trong năm N.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng hợp đồng tháng cho nhà máy điện (tính từ tháng nhà máy điện tham gia thị trường điện đến hết năm N) trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.
3. Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện này được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng kế hoạch tháng M của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N được quy định tại Khoản 4 Điều 16 Thông tư này (%).
Điều 7.3.TT.32.37. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 37 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm do:
a) Yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện không phải do các nguyên nhân của nhà máy;
b) Yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau:
a) Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng hợp đồng tháng tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng sản lượng hợp đồng năm có điều chỉnh là không đổi theo hướng dẫn tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
b) Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng hợp đồng tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
3. Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần được điều chỉnh trong trường hợp thủy văn thực tế của các nhà máy thủy điện khác biệt lớn so với dự báo thủy văn sử dụng trong tính toán lập kế hoạch, nguyên tắc điều chỉnh như sau:
a) Điều chỉnh trong trường hợp lưu lượng nước về bình quân, sản lượng phát của nhà máy điện từ ngày 01 tháng 01 năm N đến ngày 20 hàng tháng và mức nước thượng lưu đầu kỳ dự kiến của tháng tới chênh lệch so với lưu lượng nước về, sản lượng hợp đồng lũy kế và mức nước hồ đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm có khác biệt lớn;
b) Chỉ điều chỉnh tăng sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện trong trường hợp tổng sản lượng hợp đồng tháng của các nhà máy điện tham gia thị trường điện theo kế hoạch vận hành năm thấp hơn 95% tổng sản lượng dự kiến phát (quy đổi về điểm giao nhận) của các nhà máy điện theo kế hoạch vận hành tháng.
4. Đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng kế tiếp đối với trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này.
5. Trong trường hợp sản lượng khả dụng tháng M+1 được duyệt của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng thì sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó và phần sản lượng thiếu hụt do điều chỉnh được phân bổ vào các tháng cuối năm N theo tỷ lệ sản lượng hợp đồng tháng đã được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt và không vượt quá sản lượng khả dụng.
Điều 7.3.TT.32.38. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 38 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong tháng tới theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
2. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điều 27, Điều 36 và Điều 37 Thông tư này (kWh).
3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một chu kỳ giao dịch tính theo công suất công bố trong bản chào mặc định tháng tới do đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều 51 Thông tư này.
4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn 0 MWh và nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện được xác định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy của nhà máy điện được lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng theo quy định tại Khoản 3 và Khoản 4 Điều này vào các chu kỳ giao dịch khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng không đổi.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng hợp đồng sơ bộ trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch ít nhất 05 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn thành kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng tới ít nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch chính thức trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch ít nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M.
7. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh theo Điều 39 Thông tư này và sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.39. Điều chỉnh tổng sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 39 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các trường hợp điều chỉnh sản lượng hợp đồng của các nhà máy điện
a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy của nhà máy điện;
b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
c) Trường hợp có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí theo quy định tại Khoản 7 Điều 54 Thông tư này.
2. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch nguyên tắc sau:
a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng của nhà máy điện này;
b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ
- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng đã phân bổ cho nhà máy điện;
- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:
+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;
+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng nhà máy điện.
3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng của chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:
Trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
4. Trong trường hợp quy định tại Điểm c Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng của nhà máy tuabin khí trong các chu kỳ giao dịch bằng sản lượng thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
5. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện quy định tại Khoản 1 Điều này và gửi cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện. Đối với trường hợp xác nhận sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:
a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;
b) Trường hợp không có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng trường hợp cụ thể theo hướng dẫn tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành để thực hiện xác nhận sự kiện.
6. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.
Điều 7.3.TT.32.40. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
(Điều 40 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện:
a) Xác định sản lượng hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện như sau:
- Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b) Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của đơn vị mua buôn điện với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo công thức sau:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i được xác định và điều chỉnh theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.
2. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
a) Xác định sản lượng hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam như sau:
- Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b) Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo trình tự như sau:
- Xác định sản lượng hợp đồng tháng phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Qc(l,M): Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện g với Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định trong kế hoạch vận hành thị trường điện năm theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M): Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong tháng M (kWh).
- Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng;
Qc(l,i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);
Qc(l,M): Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);
Qptdk(l,i): Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều 7.3.TT.32.41. Giá trị nước tuần tới
(Điều 41 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, thủy văn và các số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá thị trường điện dự kiến từng chu kỳ tuần tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện;
b) Giá trị nước và sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
c) Giá trị nước của các nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
d) Sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
đ) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.32.42. Xác định sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 42 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp đồng tuần và phân bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao dịch trong tuần của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền điện.
Điều 7.3.TT.32.43. Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện
(Điều 43 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại Điều 41 Thông tư này, cụ thể như sau:
a) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
b) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thủy điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
2. Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:
a) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
b) Trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này từ thứ Ba tuần kế tiếp. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện;
c) Trường hợp nhà máy thủy điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, nhà máy điện trong miền này tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
3. Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán giá trần bản chào các tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này;
b) Công bố kết quả tính toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần tham gia thị trường điện áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ tính toán bao gồm: Giá trị nước, giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện, giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
4. Nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm:
a) Chào giá tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào;
b) Đáp ứng các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.
Điều 7.3.TT.32.44. Dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong kế hoạch vận hành tuần tới
(Điều 44 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong tuần tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn, lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số cho tuần tới. Tổ máy phát điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều tần theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành tuần tới đảm bảo ràng buộc về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
Điều 7.3.TT.32.45. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới
(Điều 45 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố các thông tin sau:
1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Công suất huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện tại Khoản 3 Điều 4 Thông tư này và các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.
4. Công suất huy động dự kiến của các nguồn điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
6. Công suất huy động dự kiến của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
7. Nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
Điều 7.3.TT.32.46. Bản chào giá
(Điều 46 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Bản chào giá tuân thủ các nguyên tắc sau:
a) Gồm 05 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Khi đáp ứng đủ các điều kiện cần thiết, Cục Điều tiết điện lực xem xét tăng số cặp giá chào, công suất lên 10 cặp, đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch xuống còn 30 phút theo quy định tại Khoản 2 Điều 12 Thông tư này;
b) Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện;
c) Công suất chào của dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là 03 MW;
d) Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
- Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;
- Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;
- Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa của tổ máy;
- Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.
đ) Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả dụng;
e) Trong điều kiện bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy được cập nhật bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;
g) Nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao dịch bằng 0 (không) MW. Đối với nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố;
h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;
i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
2. Bản chào giá trong những trường hợp đặc biệt
a) Bản chào của nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:
- Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho các dải công suất chào;
- Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá sửa đổi tăng công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy;
- Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ giao dịch tới sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
b) Bản chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn:
- Chào giá sàn cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền;
- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại;
- Giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần bằng giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
c) Bản chào của tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy:
- Công suất chào được thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất;
- Giá chào bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0 MW đến công suất phát ổn định thấp nhất.
d) Đối với tổ máy thủy điện phải đảm bảo cung cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền và đã được tính xét đến khi xác định sản lượng hợp đồng cho chu kỳ giao dịch trong kế hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới: Đơn vị phát điện có trách nhiệm chào mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du đã được xét đến khi tính toán sản lượng hợp đồng trong kế hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới.
Điều 7.3.TT.32.47. Sửa đổi bản chào giá
(Điều 47 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các trường hợp được sửa đổi bản chào giá
Bản chào giá sửa đổi của Đơn vị chào giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây:
a) Tổ máy nhiệt điện đang trong quá trình khởi động, hòa lưới hoặc ngừng máy: Đơn vị chào giá cho tổ máy nhiệt điện được sửa đổi tăng hoặc giảm công suất và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;
b) Tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Đơn vị chào giá được sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;
c) Tổ máy phát điện bị sự cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng; hoặc sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;
d) Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp bản chào giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ nhiều dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết);
đ) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên, đơn vị chào giá được sửa đổi bản chào giá trong các trường hợp sau:
- Yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình vận hành hồ chứa (hoặc liên hồ chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được xác định tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc chào giá cho ngày D theo quy định tại Khoản 1 Điều 49 Thông tư này);
- Mức nước hồ của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước quy định tại quy trình vận hành hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả tràn do lưu lượng nước về thực tế về hồ chứa trong ngày D cao nhiều hơn so với dự báo;
- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền do tổ máy của nhà máy điện bị sự cố trong ngày D.
2. Nguyên tắc sửa đổi bản chào giá
a) Đối với các trường hợp quy định tại Điểm a, Điểm b, Điểm c Khoản 1 Điều này:
- Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
- Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này: Toàn bộ các dải công suất chào trong bản chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;
- Trong trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho chu kỳ giao dịch tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào. Bản chào giá sửa đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất công bố lớn hơn 0 (không) MW của tổ máy này.
b) Đối với các trường hợp quy định tại Điểm đ Khoản 1 Điều này
- Đơn vị phát điện chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá ngày tới;
- Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các thông tin, số liệu cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xem xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;
- Bản chào giá sửa đổi phải tuân thủ các quy định tại Điều 46 Thông tư này.
3. Đơn vị chào giá được sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 30 phút trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.
4. Sau khi nhận được bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực hiện kiểm tra, xác nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:
a) Trường hợp bản chào giá sửa đổi không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo lý do cho đơn vị phát điện;
b) Trường hợp bản chào giá hợp lệ
- Đối với các bản chào giá sửa đổi tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại Điểm d và Điểm đ Khoản 1 Điều này): Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày tới, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện.
- Đối với các trường hợp còn lại: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.48. Chào giá nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
(Điều 48 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào theo quy định tại Khoản 3 Điều 14 Thông tư này.
2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong trường hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biểu đồ huy động cho các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị đại diện chào giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường hợp nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất của nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang và các ràng buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực xem xét, quyết định việc chào giá của nhà máy thủy điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là giá trị nước của hồ thủy điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thủy điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thủy điện theo quy định tại Điều 18 Thông tư này.
7. Trong trường hợp nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát từng chu kỳ giao dịch trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này;
b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 54 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.32.49. Nộp bản chào giá
(Điều 49 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường điện. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
b) Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
c) Nộp bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.50. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá
(Điều 50 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 11h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 49 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.
2. Trong trường hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị chào giá và yêu cầu nộp lại bản chào giá lần cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.
3. Sau khi nhận được thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm dứt chào giá.
Điều 7.3.TT.32.51. Bản chào giá lập lịch
(Điều 51 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 49 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào giá mặc định của đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.
3. Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:
a) Đối với nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 28 hàng tháng;
b) Đối với nhà máy thủy điện và nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:
- Áp dụng mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du;
- Áp dụng mức giá trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 43 Thông tư này cho sản lượng còn lại.
c) Đối với nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp: Giá chào và sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.52. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới
(Điều 52 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch huy động ngày tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.
3. Công suất huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Khoản 2 Điều 45 Thông tư này.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 67 và Điều 68 Thông tư này.
5. Công suất các tổ máy của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu cầu về công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
7. Thông tin về khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy.
8. Lịch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.
9. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
10. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
11. Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
Điều 7.3.TT.32.53. Lập lịch huy động ngày tới
(Điều 53 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới bao gồm:
1. Lịch huy động không ràng buộc, bao gồm:
a) Giá điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
b) Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;
c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
d) Các thông tin cảnh báo (nếu có);
đ) Lượng công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện.
3. Lập lịch huy động ngày tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giảm công suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi thời gian khởi động lại các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất phát của các tổ máy phát điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy khởi động chậm có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp; trường hợp các tổ máy khởi động chậm có cùng chi phí biến đổi, ngừng tổ máy theo thứ tự chi phí khởi động từ thấp đến cao;
c) Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ máy khởi động chậm có chi phí biển đổi theo thứ tự từ thấp đến cao;
d) Tính toán thời gian ngừng các tổ máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần; đảm bảo khai thác tối ưu hồ chứa thủy điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách tổ máy theo thứ tự huy động để giảm công suất và ngừng máy trong trường hợp thừa nguồn theo nguyên tắc quy định tại Khoản này.
Điều 7.3.TT.32.54. Công bố lịch huy động ngày tới
(Điều 54 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày tới, cụ thể như sau:
1. Công suất huy động dự kiến bao gồm cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.
3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có)
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;
b) Lượng công suất thiếu;
c) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông tin về cảnh báo thừa công suất (nếu có) trong ngày tới
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;
b) Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.
6. Thông tin về việc cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện trong danh sách tại Điểm b Khoản này.
7. Thông tin dự kiến về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho nhà máy điện tuabin khí của đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trong các chu kỳ giao dịch tới (khi tổng sản lượng điện dự kiến của nhà máy điện tương ứng với lượng khí được phân bổ thấp hơn tổng sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này).
Điều 7.3.TT.32.55. Hòa lưới tổ máy phát điện
(Điều 55 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hòa lưới tổ máy này theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, đơn vị phát điện có trách nhiệm hòa lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là khởi động chậm, đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hòa lưới tổ máy này theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng chu kỳ giao dịch vào bản chào giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều 47 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.56. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất
(Điều 56 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Khoản 2 Điều 59 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và tính giá thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.57. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
(Điều 57 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại Điều 45 Thông tư này để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều chỉnh tần số.
Điều 7.3.TT.32.58. Dữ liệu lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
(Điều 58 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo.
2. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
3. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá cho chu kỳ giao dịch tới.
4. Công suất công bố theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 54 Thông tư này.
5. Nhu cầu công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện và khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ này.
6. Công suất dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện cho chu kỳ giao dịch tới.
7. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
8. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
9. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
10. Sản lượng điện nhập khẩu.
Điều 7.3.TT.32.59. Điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
(Điều 59 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước khi lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới đã được công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 60 Thông tư này trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thủy văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;
c) Có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho điều tần và dự phòng quay.
Điều 7.3.TT.32.60. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
(Điều 60 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ tự sau:
- Theo bản chào giá lập lịch;
- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
3. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động chu kỳ giao dịch tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
c) Giảm dần công suất phát của các tổ máy theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định tại Điều 53 Thông tư này;
d) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định tại Điều 53 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho chu kỳ giao dịch tới đảm bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
5. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo quy định tại Điều 54 Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều tần.
Điều 7.3.TT.32.61. Công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
(Điều 61 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo chu kỳ giao dịch tới của toàn hệ thống điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong chu kỳ giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 60 Thông tư này.
3. Giá thị trường dự kiến từng chu kỳ của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.
4. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.
5. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 59 Thông tư này.
6. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).
7. Thông tin về cung cấp dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ máy phát điện được lựa chọn để cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện trong danh sách tại Điểm b Khoản này.
Điều 7.3.TT.32.62. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
(Điều 62 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động chu kỳ giao dịch tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm bảo yêu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 41 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.63. Xử lý trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần
(Điều 63 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 thứ Hai tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo bản chào mặc định quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này để đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
3. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thủy điện tiếp tục chào giá vào tuần tiếp theo.
4. Trước 10h00 thứ Hai hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa tuần đầu tiên, nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ hai;
b) Mức nước hồ chứa của nhà máy đã về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
Điều 7.3.TT.32.64. Can thiệp thị trường điện
(Điều 64 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp thị trường điện trong các trường hợp sau:
a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp được quy định trong Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
b) Không thể đưa ra lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.
2. Trong trường hợp can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;
b) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
d) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp thị trường điện
a) Khi can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24 giờ từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ giao dịch can thiệp thị trường điện;
- Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.65. Dừng thị trường điện
(Điều 65 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Thị trường điện dừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:
a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện theo một trong các trường hợp sau:
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
- Không đảm bảo vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực hoặc của cơ quan có thẩm quyền.
4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian dừng thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất;
- Đảm bảo thực hiện các thỏa thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác;
- Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện.
b) Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.66. Khôi phục thị trường điện
(Điều 66 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Thị trường điện được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a) Các nguyên nhân dẫn đến dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
Điều 7.3.TT.32.67. Xử lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động
(Điều 67 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện năng xuất khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới.
Điều 7.3.TT.32.68. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
(Điều 68 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố trước trong ngày tới.
Điều 7.3.TT.32.69. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
(Điều 69 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Lượng điện năng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được ký kết giữa các bên.
Điều 7.3.TT.32.70. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện
(Điều 70 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trong thị trường bán buôn điện, vị trí đo đếm ranh giới để xác định phạm vi mua bán buôn điện mà tại các vị trí đó phải có hệ thống đo đếm điện năng chính và dự phòng để đo đếm chính xác sản lượng điện năng mua - bán, giao - nhận giữa các đơn vị.
2. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện được định danh riêng trong cơ sở dữ liệu của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống nhất áp dụng cho các thành viên trên thị trường, bao gồm:
a) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;
b) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận nhập khẩu điện, xuất khẩu điện với lưới điện truyền tải;
c) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;
d) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối;
đ) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận trên lưới điện phân phối giữa các đơn vị mua buôn điện.
Điều 7.3.TT.32.71. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm
(Điều 71 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phải được thiết kế phù hợp với vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 70 Thông tư này.
2. Các yêu cầu chi tiết về: Cấu hình tối thiểu, đặc tính kỹ thuật, đồng bộ thời gian, niêm phong kẹp chì và bảo mật, vận hành và bảo dưỡng, nghiệm thu, xử lý sự cố hệ thống đo đếm, kiểm định và kiểm toán được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trách nhiệm thỏa thuận vị trí đo đếm điện năng và thiết kế hệ thống đo đếm điện năng, trách nhiệm đầu tư hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.32.72. Trách nhiệm thu thập, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện
(Điều 72 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập đầy đủ các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại Khoản 2 Điều 70 Thông tư này (đối với các vị trí đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện với lưới phân phối điện, thực hiện theo quy định tại Khoản 5 Điều này), số liệu đo đếm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập và công bố là số liệu ưu tiên sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.
2. Trừ các vị trí đo đếm giao nhận với các nhà máy điện, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
4. Các nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW và nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống là thành viên thị trường bán buôn điện cạnh tranh có trách nhiệm thực hiện thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để sử dụng làm nguồn số liệu dự phòng, so sánh đối chiếu với bộ số liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập trực tiếp và phục vụ xác nhận số liệu đo đếm chính thức sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.
5. Các nhà máy điện còn lại (có công suất đặt từ 30MW trở xuống không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh)
a) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực tiếp;
b) Nhà máy thủy điện nhỏ: Đơn vị mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo phạm vi quản lý và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
6. Khi thay đổi vị trí đo đếm ranh giới giao nhận hoặc phương thức giao nhận điện năng đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm kịp thời thông báo, cập nhật về thay đổi cho các bên liên quan phục vụ công tác thu thập và truyền số liệu đo đếm điện năng về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.73. Lưu trữ số liệu đo đếm
(Điều 73 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo quy định tại Điều 2 Thông tư này có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 05 năm.
Điều 7.3.TT.32.74. Phương thức, trình tự thu thập số liệu đo đếm
(Điều 74 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Việc đọc và gửi số liệu của các công tơ về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với nhau, cụ thể bao gồm:
a) Phương thức 1: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện đồng bộ thời gian và thu thập số liệu đo đếm trực tiếp tới các công tơ đo đếm ranh giới của thị trường điện bán buôn theo quy định tại Điều 72 Thông tư này;
b) Phương thức 2: Đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý. Các số liệu do đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thu thập được gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Trình tự thu thập số liệu đo đếm được thực hiện theo thời gian biểu như sau:
a) Từ 00h15 đến 16h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm ngày D thuộc phạm vi quản lý;
b) Trước 24h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố số liệu đo đếm phục vụ công tác kiểm tra số liệu đo đếm;
c) Trước 12h00 ngày D+4, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các phát sinh, sự kiện dẫn đến chênh lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ý kiến phản hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời điểm này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản hồi về phát sinh liên quan đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có phản hồi trên trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4, các đơn vị được xem đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát sinh;
d) Trước 12h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với các đơn vị liên quan thực hiện kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính số liệu đo đếm;
đ) Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D lên trang thông tin điện tử thị trường điện;
e) Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biên bản chốt sản lượng chênh lệch trong chu kỳ thanh toán.
3. Yêu cầu về thu thập số liệu đo đếm
a) Các số liệu đo đếm được thu thập hàng ngày về đơn vị quản lý số liệu đo đếm bao gồm các giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của từng chu kỳ 30 phút trong ngày từ các công tơ đo đếm chính và dự phòng;
b) Số liệu đo đếm được chia sẻ công khai sau 24 giờ ngày D+1 (được cập nhật đầy đủ theo quá trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu) để các đơn vị mua điện và đơn vị bán điện có quyền truy cập và kiểm tra đầy đủ trong phạm vi mua bán điện của đơn vị mình;
c) Quy định về định dạng số liệu, phương thức quy đổi số liệu, quy trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn thực hiện.
Điều 7.3.TT.32.75. Kiểm tra số liệu đo đếm
(Điều 75 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo tính chính xác và hợp lệ của các số liệu đo đếm.
2. Việc kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm dự phòng được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của hệ thống đo đếm chính (sau khi đã quy đổi về cùng một vị trí) làm căn cứ khẳng định hệ thống đo đếm chính vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy với sai số không lớn hơn 1%;
b) Số liệu của công tơ đo đếm do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng đọc và gửi về đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải được đối chiếu, so sánh với số liệu do đơn vị quản lý số liệu đo đếm đọc trực tiếp để làm căn cứ xác định tính tin cậy và chính xác của số liệu đo đếm;
c) Số liệu sản lượng điện năng thu thập hàng ngày từ hệ thống đo đếm chính và dự phòng phải được công bố và được các bên liên quan kiểm tra, xác nhận làm căn cứ để tính toán thanh toán.
3. Trường hợp phát hiện số liệu đo đếm có bất thường hoặc không chính xác, đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện thu thập lại (hoặc yêu cầu Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thu thập lại) và thực hiện lại các bước kiểm tra số liệu đo đếm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm hoặc kết quả kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong máy tính đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm, đơn vị quản lý số liệu đo đếm chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan để điều tra nguyên nhân để xử lý, ước tính bù trừ các sai lệch (nếu có) theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
5. Trường hợp không thống nhất về số liệu đo đếm được công bố, các đơn vị có quyền yêu cầu bảo lưu, kiểm toán bất thường hoặc thực hiện thủ tục khiếu nại với cơ quan có thẩm quyền.
Điều 7.3.TT.32.76. Tính toán sản lượng điện năng đo đếm trong thị trường bán buôn điện
(Điều 76 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận điện năng của đơn vị phát điện và được quy định trong thỏa thuận đo đếm điện năng.
2. Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị mua buôn điện trong một chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Bằng tổng các thành phần sau:
- Sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng nhận từ các đơn vị mua buôn điện khác;
- Tổng sản lượng nhận từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối;
- Tổng sản lượng từ các nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.
b) Trừ đi các thành phần sau:
- Tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng giao đến các đơn vị mua buôn điện khác.
Điều 7.3.TT.32.77. Ước tính số liệu đo đếm
(Điều 77 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày D theo quy định tại Điều 74, Điều 75 và Điều 76 Thông tư này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện ước tính số liệu đo đếm theo quy định tại Quy trình thu thập, xử lý, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sau khi thực hiện việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp thu thập lại, xác định số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu, thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng ước tính số liệu đo đếm điện năng.
3. Trường hợp không thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm căn cứ chính thức cho thanh toán tiền điện giữa các đơn vị.
Điều 7.3.TT.32.78. Xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ
(Điều 78 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Áp dụng chữ ký số để xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:
1. Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện.
2. Sản lượng điện năng mua trên thị trường điện.
3. Sản lượng chênh lệch giữa chỉ số sản lượng chốt tháng.
4. Tổng sản lượng thu thập theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.
Điều 7.3.TT.32.79. Xác định giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
(Điều 79 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Tính toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu cực các tổ máy phát điện;
b) Thực hiện lập lịch tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo trình tự như sau:
- Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ giao dịch;
- Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện bằng giá chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường điện, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.80. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện
(Điều 80 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
FMP(i) = SMP(i) + CAN(i)
Trong đó:
FMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
CAN (i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh).
Điều 7.3.TT.32.81. Xác định giá điện năng thị trường khi can thiệp thị trường điện
(Điều 81 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trong trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều 64 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không thực hiện tính toán giá điện năng thị trường cho khoảng thời gian thị trường điện bị can thiệp.
Điều 7.3.TT.32.82. Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện
(Điều 82 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:
1. Tính toán hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;
QG(i): Tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch i của các nhà máy điện nối lưới truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh);
QL(i): Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch i, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (có đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).
2. Tính toán giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
CSMP(i) = k(i) x SMP(i)
Trong đó:
CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.TT.32.83. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
(Điều 83 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:
CCAN(i) = k(i) x CAN(i)
Trong đó:
CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.84. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
(Điều 84 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
CFMP(i) = CSMP(i) + CCAN(i)
Trong đó:
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
Điều 7.3.TT.32.85. Công bố thông tin về giá thị trường điện giao ngay
(Điều 85 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần dự kiến áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
3. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần chính thức áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
Điều 7.3.TT.32.86. Sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện
(Điều 86 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phần sản lượng điện năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:
a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) trong trường hợp nhà máy điện không vận hành qua hệ thống AGC;
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
2. Trong trường hợp tổ máy phát điện không vận hành qua hệ thống AGC, sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ
Sản lượng huy động theo lệnh điều độ là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm (phút);
∆T: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);
Qddi : Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát điện xác định cho chu kỳ giao dịch i (MWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm (MW).
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ 
công suất đến thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được công suất được xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sai khác với thực tế, đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với các đơn vị mua điện để làm căn cứ thanh toán;
b) Thực hiện quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều độ (
) tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này về vị trí đo đếm;
c) Tính toán chênh lệch giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ theo công thức sau:
∆Qi = Qmqi - Qddi
Trong đó:
∆Qi : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi: Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qddi: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).
Trường hợp không có lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd được xác định theo công thức:
Trong đó:
Qddi: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
∆T: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).
d) Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện theo nguyên tắc sau:
- Tính toán mức sai lệch cho phép theo công thức sau:
+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt dưới 100 MW:
+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:
Trong đó:
ε: Mức sai lệch cho phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);
Qddi: Sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);
∆T: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).
- Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện theo công thức sau:
+ Trường hợp ∆Qi ≤ ε:Qdui = 0
+ Trường hợp ∆Qi > ε: Qdui = ∆Qi x kqd
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện (kWh);
∆Qi : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
kqd: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.
- Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của nhà máy điện (kWh);
Qdui,g: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);
G: Tổng số tổ máy phát điện của nhà máy điện.
đ) Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong giai đoạn này. Trường hợp tổ máy này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của tổ máy khác của nhà máy điện, không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của các tổ máy bị ảnh hưởng này;
e) Công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý lệnh điều độ.
3. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại Điểm a Khoản này theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
j: Vị trí đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq
: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbb: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
Qgb: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
Qdu: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: Vị trí đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
J: Tổng số các vị trí đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường điện và được xếp lịch tính giá thị trường;
Qbpi: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbp: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:
Trường hợp Qdu > 0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong đó:
: Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
: Sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng tương ứng với công suất điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch, được xác định theo công thức sau:
Trong đó
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch (
) thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất ;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm (phút). Trường hợp tại thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i () thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt mức công suất ;
∆T: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
. Trường hợp công suất này nhỏ hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch () thì công suất này được tính bằng công suất (MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm (MW);
: Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất đến thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được công suất được xác định như sau:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Đối với trường hợp tổ máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu về các mức công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ giao dịch bằng 0.
c) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
k: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).
5. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (Qdui > 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi - Qdui
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui < 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi
Trong đó:
Qsmpi : Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi : Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi: Sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (kWh);
Qconi: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều 7.3.TT.32.87. Điều chỉnh sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện
(Điều 87 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó (Qmqi ≤ 
);
b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện (Qmqi >) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó (Qsmpi < ).
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 86 Thông tư này căn cứ các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện () được xác định theo quy định tại Điều 38 Thông tư này;
b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 86 Thông tư này;
c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (Qmqi).
3. Nguyên tắc điều chỉnh
a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbpi) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng 0 (không) (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy trình lập lịch huy động và vận hành thời gian thực do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.32.88. Thanh toán điện năng thị trường
(Điều 88 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Rsmpi = Qsmpi x SMPi
Trong đó:
Rsmpi: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi: Giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qsmpi: Sản lượng điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rsmpi : Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rbpi: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j trong bản chào giá của tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
Pb
: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pb
: Mức giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qbp: Sản lượng điện năng thanh toán theo công suất được chào với mức giá Pb
trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
Qbpi: Sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rbp : Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
Rbpi : Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rconi : Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
Qcon
: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm, (kWh);
Pcon: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với nhà máy thủy điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Trường hợp nhà máy thủy điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui : Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
Qdu: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pbmini : Giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
- Trường hợp sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui : Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
Qdu: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max: Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
Rdu(i): Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 7.3.TT.32.89. Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường
(Điều 89 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rcan (i) = CAN (i) x Qmq (i)
Trong đó:
Rcan(i): Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qmq(i): Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
Rcani: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 7.3.TT.32.90. Khoản thanh toán sai khác trong hợp đồng mua bán điện
(Điều 90 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Căn cứ giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 104 Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rc (i) = [Pc - FMP(i)] xQc(i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
FMP(i): Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 7.3.TT.32.91. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
(Điều 91 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này.
2. Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện:
Trong đó:
X1: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;
Qc(g,M): Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện;
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.
b) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Qm1(l,i) = X1 x Q(l,i)
Trong đó:
Qml(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
X1: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại Điểm a Khoản này;
Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh).
c) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công thức sau:
Qm2(l,g,i) = X2(g,i) x Q(l,i)
Trong đó:
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
Q(l,i): Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điệnltrong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
X2(g,i): Tỷ lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Qmq(g,i): Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện (kWh);
Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
d) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.
3. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:
a) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:
Cm1(l,i) = CFMP(i) x Qm1(l,i)
Trong đó:
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/kWh);
Qm1(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).
b) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i) = CFMP(i) x Qm2(l,g,i)
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điệnltrong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều này (kWh).
c) Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó: Cm(l,i): Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).
Điều 7.3.TT.32.92. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
(Điều 92 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán được xác định như sau:
1. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điệnltrong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điệnltrong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định tại Điểm a Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng).
2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện (đồng);
Cm2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện (đồng);
UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do đơn vị phát điện cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán M;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán M;
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Rg(M): Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 88 Thông tư này (đồng);
(M): Tổng doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 89 Thông tư này (đồng);
Cm2(l,g,i) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại Điểm b Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng);
Q(l, M): Tổng sản lượng điện năng đo đếm đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 91 Thông tư này (kWh).
3. Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được xác định tại Khoản 1 Điều này (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại Khoản 2 Điều này (đồng).
Điều 7.3.TT.32.93. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị mua buôn điện
(Điều 93 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Bên bán điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rc(i) = [Pc- FMP(i)] xQc(i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
FMPi: Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 7.3.TT.32.94. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
(Điều 94 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số, bao gồm:
1. Đối với phần sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều 88 và Điều 89 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số, cụ thể như sau:
Rđt(i) = CAN(i) x Qđt(i)
Trong đó:
Rđt(i): Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qđt(i): Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được xác định theo công thức sau:
Qđt = Min {[Qcb - Qmq], Qđtcb}
Qđtcb: Sản lượng tương ứng với công suất dự phòng điều chỉnh tần số công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qcb: Sản lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều 7.3.TT.32.95. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen
(Điều 95 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.32.96. Thanh toán cho nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
(Điều 96 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Các khoản thanh cho nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên thị trường điện được tính toán như sau:
1. Các khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Mục 1 Chương này.
2. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
a) Sản lượng hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo công thức sau:
Qc(i) = Qhc(i) x α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.
Qhc(i): Sản lượng điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdu(i)> 0, Qhc(i) = Qm(i) - Qdu(i);
- Trường hợp Qdu(i) ≤ 0, Qhc(i) = Qm(i).
Qm(i): Sản lượng điện năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdu(i): Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng hợp đồng theo quy định tại Điểm a Khoản này và theo công thức quy định tại Điều 90 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.97. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 97 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều 76 Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo quy định hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.
2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 60 Thông tư này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 60 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do đơn vị phát điện công bố để đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng.
4. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong khoảng thời gian phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
5. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
6. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:
a) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam;
b) Trừ trường hợp quy định tại Điểm a Khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện có tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.
7. Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán trong hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
8. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.98. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện
(Điều 98 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các khoản thanh toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện bao gồm:
a) Phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều 76 Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện;
b) Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng phát điện theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 60 Thông tư này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 60 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do đơn vị phát điện công bố để đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động;
c) Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại các hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;
d) Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện;
e) Các khoản thuế, phí thanh toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế phí khác nếu có).
2. Các khoản thanh toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Rkh(l,g,M): Khoản thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);
Rkh(g,M): Tổng các khoản thanh toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này của các nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
Q(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).
Điều 7.3.TT.32.99. Thanh toán khi can thiệp thị trường điện
(Điều 99 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều 64 Thông tư này, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.
Điều 7.3.TT.32.100. Thanh toán khi dừng thị trường điện
(Điều 100 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trong thời gian dừng thị trường điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.
Điều 7.3.TT.32.101. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện
(Điều 101 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện.
2. Trước 16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho các đơn vị mua điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán.
Điều 7.3.TT.32.102. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
(Điều 102 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trước 16h00 ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
2. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi cho các đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
3. Trước 12h00 ngày D+6, đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và đơn vị mua điện có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
4. Trước 16h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 3 Thông tư này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.
Điều 7.3.TT.32.103. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
(Điều 103 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho các ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản lượng điện năng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố:
a) Biên bản chốt sản lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng chu kỳ giao dịch và sản lượng chốt cho chu kỳ thanh toán;
b) Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị mua buôn điện và tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện tính toán theo quy định tại Khoản 2 Điều 98 Thông tư này.
3. Trong thời hạn 13 ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.
4. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.
5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.
Điều 7.3.TT.32.104. Hồ sơ thanh toán
(Điều 104 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho đơn vị mua điện căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.
2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.
3. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
Điều 7.3.TT.32.105. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
(Điều 105 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Điều 7.3.TT.32.106. Hiệu chỉnh hóa đơn
(Điều 106 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua điện có quyền đề nghị xử lý theo các quy định có liên quan trong thời hạn 01 tháng tính từ ngày phát hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
Điều 7.3.TT.32.107. Thanh toán
(Điều 107 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị mua điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hóa đơn của đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.
3. Đến ngày 20 hàng tháng, trường hợp đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà nguyên nhân không phải từ đơn vị phát điện, đơn vị phát điện có quyền lập, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán được bù trừ vào tháng kế tiếp.
4. Trường hợp bên mua điện chậm thanh toán khi đến hạn thanh toán, áp dụng tính lãi cho khoản tiền điện chậm trả theo mức lãi suất do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký kết.
Điều 7.3.TT.32.108. Xử lý các sai sót trong thanh toán
(Điều 108 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký kết.
Điều 7.3.TT.32.109. Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn điện
(Điều 109 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:
1. Khoản thanh toán thị trường điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện phân bổ hợp đồng được quy định tại Khoản 1 Điều 92 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy định tại Điều 93 Thông tư này.
3. Khoản thanh toán theo giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện đối với phần sản lượng giao nhận đầu nguồn còn lại sau khi đã trừ phần sản lượng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện.
4. Các khoản thanh toán khác theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.TT.32.110. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
(Điều 110 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện bao gồm:
a) Phần mềm mô phỏng thị trường;
b) Phần mềm tính toán giá trị nước;
c) Phần mềm lập lịch huy động và điều độ;
d) Phần mềm phục vụ tính toán thanh toán;
đ) Các phần mềm khác phục vụ hoạt động thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phát triển và vận hành các phần mềm phục vụ thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.111. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
(Điều 111 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đảm bảo tính chính xác, độ tin cậy, tính bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xây dựng.
2. Có đầy đủ các hướng dẫn kỹ thuật, quy trình vận hành kèm theo.
Điều 7.3.TT.32.112. Xây dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
(Điều 112 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các phần mềm cho hoạt động thị trường điện phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện các tính toán và giao dịch được quy định tại Thông tư này và các quy trình vận hành của thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
a) Xây dựng các tiêu chuẩn đối với các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện;
b) Thẩm định, kiểm tra khả năng đáp ứng của phần mềm đối với các tiêu chuẩn quy định tại Điểm a Khoản này trước khi áp dụng;
c) Công bố danh sách, các thuật toán và quy trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.113. Kiểm toán phần mềm
(Điều 113 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các phần mềm phục vụ thị trường phải được kiểm toán trong các trường hợp sau:
a) Trước khi thị trường điện chính thức vận hành;
b) Trước khi đưa phần mềm mới vào sử dụng;
c) Sau khi hiệu chỉnh, nâng cấp có ảnh hưởng đến việc tính toán;
d) Kiểm toán định kỳ.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập có năng lực để thực hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các thành viên tham gia thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.114. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện
(Điều 114 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Hệ thống thông tin thị trường điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:
1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục vụ quản lý, trao đổi và bảo mật thông tin thị trường điện.
2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.
3. Cổng thông tin điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và trang thông tin điện tử công cộng.
Điều 7.3.TT.32.115. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện
(Điều 115 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm quản lý và vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện.
2. Các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định, đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.
3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực thông qua.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ thống thông tin thị trường điện để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không thể vận hành.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý hệ thống bảo mật thông tin đảm bảo an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.116. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện
(Điều 116 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn điện, Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện và đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin, số liệu phục vụ tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng, dự báo phụ tải năm, lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.
3. Mức độ phân quyền truy cập thông tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định tại Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử công cộng các thông tin sau:
a) Thông tin về các thành viên tham gia thị trường điện;
b) Dữ liệu về phụ tải hệ thống;
c) Số liệu thống kê về giá thị trường;
d) Các thông tin khác được quy định trong Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.32.117. Trách nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện
(Điều 117 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại thời điểm cung cấp.
2. Trường hợp phát hiện các thông tin đã cung cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên quan.
Điều 7.3.TT.32.118. Bảo mật thông tin thị trường điện
(Điều 118 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị trường điện cung cấp, bao gồm:
a) Thông tin về hợp đồng mua bán điện;
b) Bản chào giá của đơn vị phát điện trước khi kết thúc ngày giao dịch;
c) Các thông tin khác ngoài thẩm quyền.
2. Thành viên tham gia thị trường điện không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công bố.
Điều 7.3.TT.32.119. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin
(Điều 119 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.
2. Các thông tin tự tổng hợp, phân tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại Điều 118 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.32.120. Lưu trữ thông tin thị trường điện
(Điều 120 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi thông tin được thực hiện qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu trữ thông tin ít nhất là 05 năm.
Điều 7.3.TT.32.121. Trách nhiệm thực hiện giám sát thị trường điện
(Điều 121 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thực hiện giám sát thường xuyên, định kỳ công tác vận hành thị trường điện thông qua tổng hợp, đánh giá kết quả vận hành căn cứ trên các dữ liệu thu thập và kiểm tra thực tế tại các đơn vị thành viên thị trường điện. Nội dung giám sát thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả vận hành thị trường điện;
b) Đánh giá tuân thủ quy định thị trường điện của các đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.
2. Đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực trong giám sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường điện.
Điều 7.3.TT.32.122. Công bố thông tin vận hành thị trường điện
(Điều 122 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm định kỳ công bố thông tin vận hành thị trường điện theo quy định tại Quy trình quản lý, vận hành hệ thống thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:
1. Trước 15h00 hàng ngày, công bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3. Trước ngày 20 hàng tháng, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.
4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
Điều 7.3.TT.32.123. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện
(Điều 123 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:
- Các số liệu, kết quả tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;
- Các số liệu, kết quả vận hành thị trường điện ngày tới, giờ tới, thời gian thực và tính toán thanh toán;
- Các thông tin, số liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.
b) Đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan đến hoạt động của đơn vị đó trên thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.
2. Phương thức cung cấp số liệu
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều tiết điện lực theo các phương thức sau:
- Tự động đồng bộ hóa trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều tiết điện lực quy định;
- Trường hợp chưa áp dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại Điểm a Khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết điện lực quy định.
b) Đơn vị thành viên thị trường điện cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số liệu theo biểu mẫu khi Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.
3. Đảm bảo chất lượng dữ liệu
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;
b) Đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo chính xác của đơn vị cấp dữ liệu.
Điều 7.3.TT.32.124. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện
(Điều 124 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Báo cáo vận hành thị trường điện hàng tháng: Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.
2. Báo cáo vận hành thị trường điện hàng năm
a) Trước ngày 01 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định;
b) Trước ngày 01 tháng 3 hàng năm, đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực các báo cáo công tác tham gia thị trường điện của đơn vị trong năm trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.
3. Báo cáo đột xuất
a) Trong thời hạn 24 giờ tính từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về can thiệp thị trường điện;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Điều 7.3.TT.32.125. Kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện
(Điều 125 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Kiểm toán định kỳ
Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:
a) Kiểm toán số liệu, quá trình thực hiện tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị trường điện, bao gồm:
a) Số liệu cho tính toán trong thị trường điện;
b) Các bước thực hiện tính toán;
c) Kết quả tính toán.
d) Tuân thủ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự quy định tại Thông tư này.
2. Kiểm toán đột xuất
Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:
a) Khi phát hiện dấu hiệu bất thường trong vận hành thị trường điện;
b) Theo đề nghị bằng văn bản của thành viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu cầu kiểm toán đột xuất.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực thông qua.
4. Đơn vị thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.
5. Chi phí kiểm toán
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán quy định tại Khoản 1 và Điểm a Khoản 2 Điều này;
b) Đơn vị đề nghị kiểm toán chi trả trong trường hợp kiểm toán quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này.
6. Trong thời hạn 10 ngày tính từ ngày nhận được báo cáo kiểm toán do đơn vị kiểm toán gửi, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.
Điều 7.3.TT.32.126. Giải quyết tranh chấp trong thị trường điện
(Điều 126 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
Các tranh chấp phát sinh trong thị trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.32.127. Phát hiện và trình báo vi phạm
(Điều 127 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Các hành vi vi phạm trong thị trường điện bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.
2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm bao gồm:
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) Thời gian, địa điểm xảy ra hành vi có dấu hiệu vi phạm;
e) Lý do phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có).
Điều 7.3.TT.32.128. Xác minh hành vi vi phạm
(Điều 128 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trong thời hạn 05 ngày tính từ ngày tiếp nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông báo bằng văn bản cho tổ chức, cá nhân trình báo.
2. Sau khi thụ lý vụ việc, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong quá trình xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:
a) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho xác minh;
b) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm giải trình;
c) Trưng cầu giám định, lấy ý kiến chuyên gia hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;
d) Triệu tập đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về hướng giải quyết và khắc phục hành vi vi phạm.
3. Trong quá trình xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo quy định về bảo mật thông tin quy định tại Thông tư này và các quy định pháp luật khác liên quan đến bảo mật thông tin.
Điều 7.3.TT.32.129. Lập Biên bản vi phạm hành chính
(Điều 129 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc tính từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác minh và lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi phạm quy định vận hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc tính từ ngày hết hạn xác minh.
2. Biên bản vi phạm hành chính được lập theo quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực.
3. Trường hợp kết quả xác minh cho thấy hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực dừng xác minh, thông báo cho tổ chức, cá nhân trình báo và cho tổ chức, cá nhân bị xác minh.
Điều 7.3.TT.32.130. Xử lý vi phạm
(Điều 130 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị vi phạm phải chịu một trong các hình thức, mức độ xử phạt đối với từng hành vi vi phạm theo quy định tại Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (viết tắt là Nghị định số 134/2013/NĐ-CP).
2. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực ngoài việc bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Nghị định số 134/2013/NĐ-CP còn bị đình chỉ tham gia thị trường điện, cụ thể như sau:
a) Nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện khi có một trong các hành vi vi phạm sau đây:
- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;
- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm trên thị trường điện cạnh tranh theo quy định của pháp luật;
- Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp với các đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên thị trường nhằm tăng giá điện năng thị trường điện giao ngay và làm ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện;
- Thỏa thuận với các đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
- Thỏa thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập lịch huy động không đúng quy định;
- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện.
b) Trong thời gian nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện:
- Nhà máy điện không được chào giá trên thị trường điện, nhưng phải tuân thủ các quy định khác áp dụng cho các nhà máy không tham gia thị trường điện;
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện theo quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều 11 Thông tư này.
3. Nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện được khôi phục tham gia thị trường điện khi đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong Quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này có trách nhiệm gửi tài liệu chứng minh việc hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong Quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện về Cục Điều tiết điện lực để xem xét khôi phục tham gia thị trường điện cho nhà máy điện.
Điều 7.3.TT.32.131. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
(Điều 131 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc thực hiện Thông tư này.
2. Ban hành các quy trình hướng dẫn thực hiện Thông tư này.
3. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn thực hiện chuyển đổi từ thị trường phát điện cạnh tranh sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh, thực hiện hợp đồng mua bán điện mẫu đối với hợp đồng mua bán điện đã ký kết hoặc đang trong quá trình thực hiện đàm phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
4. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn các nội dung mới phát sinh, vướng mắc trong quá trình thực hiện, hướng dẫn về việc tham gia thị trường điện của các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
Điều 7.3.TT.32.132. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 132 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Trong thời hạn 30 ngày tính từ ngày ban hành Thông tư này, chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị có liên quan xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các quy trình hướng dẫn thực hiện các nội dung sau:
a) Lập kế hoạch vận hành thị trường điện;
b) Lập lịch huy động và vận hành thời gian thực;
c) Tính toán thanh toán trong thị trường điện;
d) Quản lý, vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện;
đ) Phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện và đơn vị mua điện.
2. Đầu tư, xây dựng, lắp đặt và nâng cấp Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ thị trường điện phù hợp với yêu cầu quy định tại Thông tư này.
3. Thực hiện kiểm tra và công nhận các chức danh tham gia công tác vận hành thị trường điện cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đáp ứng yêu cầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo các quy định có liên quan.
Điều 7.3.TT.32.133. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan
(Điều 133 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Đơn vị tham gia thị trường điện có trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống thông tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành áp dụng cho thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị thành viên thị trường điện về trình tự, thủ tục đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và nâng cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo hình thức trực tuyến.
VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN
QUY TRÌNH XỬ LÝ SỰ CỐ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
Điều 7.3.TT.11.4. Nguyên tắc lập sơ đồ kết dây cơ bản trong hệ thống điện
(Điều 4 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy.
2. Đảm bảo sự hoạt động ổn định của toàn bộ hệ thống điện quốc gia.
3. Đảm bảo chất lượng điện năng.
4. Đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành kinh tế nhất.
5. Đảm bảo dòng ngắn mạch không vượt quá giá trị cho phép đối với thiết bị đặt tại các nhà máy điện hoặc trạm điện.
6. Đảm bảo tính chọn lọc của rơ le bảo vệ.
7. Linh hoạt, thuận tiện trong thao tác và xử lý sự cố.
Điều 7.3.TT.11.5. Kết dây tại trạm điện
(Điều 5 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Tại các trạm điện có sơ đồ 02 (hai) thanh cái hoặc sơ đồ 02 (hai) thanh cái có 01 (một) thanh cái vòng, 01 (một) thanh cái phân đoạn, các máy cắt số chẵn nối vào thanh cái số chẵn, các máy cắt số lẻ nối vào thanh cái số lẻ, máy cắt làm nhiệm vụ liên lạc thường xuyên đóng ở chế độ vận hành, trừ trường hợp đặc biệt do yêu cầu vận hành.
2. Đối với các trạm điện có sơ đồ khác với quy định tại Khoản 1 Điều này, các máy cắt được thiết kế ở chế độ làm việc thường xuyên đóng, các máy cắt thiết kế ở chế độ dự phòng thường xuyên mở. Đối với trạm điện có sơ đồ kết dây chưa hoàn chỉnh, Đơn vị quản lý vận hành phải thực hiện tính toán và đề ra các giải pháp kỹ thuật trình Cấp điều độ có quyền điều khiển thông qua và cho phép vận hành để đáp ứng yêu cầu vận hành an toàn chung cho toàn hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.11.6. Kết lưới mạch vòng hoặc mở vòng
(Điều 6 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Các đường dây có cấp điện áp từ 110 kV trở lên được kết lưới vận hành ở chế độ mạch vòng trừ các trường hợp lưới điện có sơ đồ hình tia hoặc lưới điện có sơ đồ mạch vòng nhưng phải mở mạch vòng do yêu cầu hạn chế dòng ngắn mạch, ngăn ngừa mở rộng sự cố hoặc các phương thức đặc biệt đã được các Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán xem xét cụ thể trên cơ sở đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy.
2. Không kết lưới vận hành ở chế độ mạch vòng trên lưới điện có cấp điện áp dưới 110 kV, trừ các trường hợp phải khép mạch vòng để chuyển phụ tải điện hoặc đối nguồn cung cấp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhưng phải đảm bảo không gây mở rộng sự cố.
Điều 7.3.TT.11.7. Yêu cầu về rơ le bảo vệ khi đưa thiết bị vào vận hành
(Điều 7 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Các thiết bị điện và đường dây dẫn điện chỉ được mang điện khi các bảo vệ rơ le chống mọi dạng sự cố cùng được đưa vào làm việc.
2. Khi các rơ le bảo vệ được tách ra không cho làm việc hoặc do bị hư hỏng một vài dạng bảo vệ rơ le thì những rơ le bảo vệ còn lại vẫn phải bảo đảm bảo vệ đầy đủ chống mọi dạng sự cố, thời gian loại trừ ngắn mạch cho các thiết bị điện và đường dây dẫn điện.
3. Trường hợp không đảm bảo yêu cầu quy định tại Khoản 2 Điều này, Nhân viên vận hành phải thực hiện một trong các giải pháp sau:
a) Cắt điện các thiết bị điện hoặc đường dây, trạm điện đó ra khỏi vận hành;
b) Không cắt điện nhưng phải đặt bảo vệ tạm thời và được Cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép.
4. Khi đưa bảo vệ tác động nhanh của phần tử đấu nối ra khỏi vận hành, thì tùy theo điều kiện ổn định phải đưa bảo vệ tác động nhanh tạm thời hoặc gia tốc bảo vệ dự phòng hoặc chỉnh định lại rơ le bảo vệ khác cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.11.8. Trang bị rơ le bảo vệ và tự động
(Điều 8 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Các thiết bị điện của hệ thống điện phải được trang bị rơ le bảo vệ và tự động chống mọi dạng ngắn mạch, các hư hỏng trong chế độ vận hành bình thường bằng các trang thiết bị rơ le bảo vệ, aptômát hoặc cầu chảy và các trang bị tự động trong đó có tự động điều chỉnh và tự động chống sự cố.
2. Các trang thiết bị rơ le bảo vệ và tự động (bao gồm cả rơ le sa thải phụ tải điện theo tần số thấp và điện áp thấp) phải thường xuyên ở chế độ vận hành, trừ các trang thiết bị rơ le mà theo nguyên lý hoạt động, điêu kiện chế độ làm việc của hệ thống năng lượng và tính chọn lọc phải tách ra khỏi vận hành.
3. Thiết bị ghi nhận sự cố và cảnh báo phải luôn sẵn sàng hoạt động.
4. Chế độ vận hành thiếu trang bị rơ le bảo vệ hoặc tự động phải được Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định cụ thể.
Điều 7.3.TT.11.9. Theo dõi vận hành và khắc phục khiếm khuyết của các trang thiết bị rơ le bảo vệ và tự động
(Điều 9 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Trường hợp tác động sai hoặc từ chối tác động của trang thiết bị rơ le bảo vệ và tự động, những thiếu sót phát hiện trong quá trình vận hành phải được xem xét phân tích và loại trừ trong thời gian ngắn nhất.
2. Trường hợp tác động sai hoặc từ chối tác động của trang thiết bị rơ le bảo vệ và tự động, trường hợp phát hiện có hư hỏng trong mạch hoặc thiết bị phải thông báo ngay với Đơn vị quản lý vận hành và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Việc cô lập hoặc đưa các rơ le bảo vệ và tự động vào vận hành trở lại chỉ được thực hiện khi có mệnh lệnh cho phép của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.11.10. Yêu cầu chung đối với xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia
(Điều 10 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm:
a) Ban hành quy trình vận hành và xử lý sự cố thiết bị thuộc phạm vi quản lý phù hợp với các quy định tại Thông tư này;
b) Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị và hệ thống điều khiển, bảo vệ của đường dây trên không, đường dây cáp, trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển để đảm bảo vận hành an toàn và giảm thiểu khả năng xảy ra sự cố.
2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm ban hành Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện thuộc quyền điều khiển phù hợp với quy định tại Thông tư này.
3. Hàng năm, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức đào tạo, kiểm tra diễn tập xử lý sự cố cho Nhân viên vận hành ít nhất 01 (một) lần.
4. Ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố và khắc phục tạm thời tình trạng vận hành không bình thường trong hệ thống điện quốc gia, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm:
a) Áp dụng mọi biện pháp cần thiết khắc phục sự cố của thiết bị theo quy định để nhanh chóng khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường;
b) Tiến hành điều tra nguyên nhân sự cố và đề ra các biện pháp đề phòng sự cố lặp lại.
5. Chế độ báo cáo sự cố
a) Ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố và khắc phục tạm thời tình trạng vận hành không bình thường trong hệ thống điện quốc gia, Nhân viên vận hành tại trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển có trách nhiệm gửi Báo cáo nhanh sự cố cho Cấp điều độ có quyền điều khiển theo mẫu quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi sự cố xảy ra, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm gửi Báo cáo sự cố cho Cấp điều độ có quyền điều khiển thiết bị theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này;
c) Trong thời hạn 48 giờ kể từ khi sự cố xảy ra, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi Báo cáo sự cố cho Cấp điều độ có quyền kiểm tra theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này;
d) Sau khi khắc phục sự cố, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm gửi Báo cáo phân tích sự cố hệ thống điện thuộc quyền điều khiển hoặc quản lý vận hành cho đơn vị quản lý cấp trên theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 ban hành kèm theo Thông tư này khi được yêu cầu.
đ) Ngoài các quy định về chế độ báo cáo sự cố theo quy định tại các Điểm a, Điểm b, Điểm c và Điểm d Khoản 5 Điều này, 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:
- 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);
- Trong thời hạn 36 giờ kể từ khi xảy ra sự cố, gửi Báo cáo sự cố về Cục Điều tiết điện lực bằng thư điện tử (email) theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này;
- Định kỳ trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm tổng hợp báo cáo phân tích các sự cố theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 ban hành kèm theo Thông tư này (đối với các sự cố phải phân tích, đánh giá) và 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 điện cạnh tranh.
6. Hình thức gửi Báo cáo sự cố:
a) Báo cáo nhanh sự cố được gửi qua fax hoặc thư điện tử (Email) theo địa chỉ do Cấp điều độ có quyền điều khiển cung cấp;
b) Báo cáo sự cố và Báo cáo phân tích sự cố được gửi theo các hình thức sau:
- Gửi bằng fax hoặc thư điện tử (Email) theo địa chỉ do Cấp điều độ có quyền điều khiển cung cấp;
- Gửi chính thức bằng phương thức chuyển phát nhanh (văn thư).
Phu luc kem theo Thong tu so 28.2014.TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.11.3. Giải thích từ ngữ)
Điều 7.3.TT.11.11. Nguyên tắc xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia
(Điều 11 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Nhân viên vận hành có trách nhiệm áp dụng các biện pháp xử lý sự cố theo quy định để nhanh chóng loại trừ sự cố và ngăn ngừa sự cố lan rộng.
2. Nhân viên vận hành có trách nhiệm nhanh chóng khôi phục việc cung cấp điện cho khách hàng, đặc biệt là các phụ tải quan trọng và đảm bảo chất lượng điện năng về tần số, điện áp.
3. Trong quá trình xử lý sự cố, Cấp điều độ có quyền điều khiển được phép vận hành hệ thống điện với tần số và điện áp khác với yêu cầu trong vận hành hệ thống điện ở chế độ vận hành bình thường theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành nhưng phải nhanh chóng thực hiện các giải pháp để khôi phục hệ thống điện về trạng thái vận hành bình thường, đảm bảo sự làm việc ổn định của hệ thống điện.
4. Nhân viên vận hành phải nắm vững diễn biến sự cố, tình trạng thiết bị đã được tách ra khi sự cố, phân tích các hiện tượng sự cố, dự đoán thời gian khôi phục.
5. Lệnh chỉ huy xử lý sự cố được truyền đi bằng lời nói hoặc bằng tín hiệu điều khiển.
6. Lệnh chỉ huy xử lý sự cố bằng lời nói do Điều độ viên cấp trên truyền đạt trực tiếp tới Nhân viên vận hành cấp dưới tuân thủ theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành. Lệnh chỉ huy xử lý sự cố phải chính xác, ngắn gọn và rõ ràng. Điều độ viên cấp trên ra lệnh phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về lệnh của mình trong quá trình xử lý sự cố.
7. Trong thời gian xử lý sự cố, nghiêm cấm sử dụng các phương tiện thông tin liên lạc phục vụ điều độ vào các mục đích khác.
8. Trong quá trình xử lý sự cố, Nhân viên vận hành phải tuân thủ các quy định của Thông tư này, các quy chuẩn kỹ thuật, TCVN, quy trình, quy định chuyên ngành, quy định khác của pháp luật và tiêu chuẩn an toàn của thiết bị điện do nhà chế tạo quy định.
Điều 7.3.TT.11.12. Phân cấp xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia
(Điều 12 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Thiết bị thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ nào thì cấp điều độ đó có trách nhiệm chỉ huy xử lý sự cố trên thiết bị đó.
2. Trong khi xử lý sự cố, Cấp điều độ có quyền điều khiển được quyền thay đổi chế độ làm việc của các thiết bị thuộc quyền điều khiển trước khi báo cáo cho Cấp điều độ có quyền kiểm tra thiết bị này.
3. Trong trường hợp khẩn cấp, không thể trì hoãn được như cháy nổ hoặc có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị ở nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển được tiến hành thao tác cô lập phần tử sự cố theo quy trình vận hành và xử lý sự cố nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển mà không phải xin phép Cấp điều độ có quyền điều khiển và phải chịu trách nhiệm về thao tác xử lý sự cố của mình. Sau khi xử lý xong, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.11.13. Nhiệm vụ của Nhân viên vận hành trong xử lý sự cố
(Điều 13 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Xử lý sự cố theo đúng quy trình vận hành và xử lý sự cố của nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển.
2. Áp dụng mọi biện pháp cần thiết theo quy định để ngăn ngừa sự cố lan rộng và khôi phục việc cung cấp điện cho khách hàng trong thời gian ngắn nhất.
3. Ở các khu vực xảy ra sự cố, phải báo cáo kịp thời, chính xác hiện tượng và diễn biến sự cố cho Nhân viên vận hành cấp trên trực tiếp.
4. Ở những khu vực không xảy ra sự cố, phải thường xuyên theo dõi những biến động của sự cố qua thông số trên lưới điện thuộc phạm vi quản lý, báo cáo cho Nhân viên vận hành cấp trên trực tiếp biết những hiện tượng đặc biệt, bất thường.
5. Sau khi xử lý sự cố xong, Nhân viên vận hành cấp trên trực tiếp cung cấp thông tin tóm tắt về tình hình xử lý sự cố làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của Nhân viên vận hành cấp dưới theo quy định về quyền nắm thông tin tại Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
6. Khi có sự cố trong nội bộ phần lưới điện tự dùng của nhà máy điện, trạm điện, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển có trách nhiệm xử lý sự cố và báo cáo cho Nhân viên vận hành cấp trên trực tiếp để phối hợp ngăn ngừa sự cố phát triển rộng.
7. Thông báo cho cấp có thẩm quyền nguyên nhân sự cố và dự kiến thời gian cấp điện trở lại nếu sự cố gây gián đoạn cung cấp điện.
Điều 7.3.TT.11.14. Quan hệ công tác trong xử lý sự cố
(Điều 14 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Quan hệ công tác giữa Nhân viên vận hành cấp dưới và Nhân viên vận hành cấp trên
a) Nhân viên vận hành cấp dưới phải chấp hành các mệnh lệnh của Nhân viên vận hành cấp trên. Đối với những lệnh có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị thì được phép chưa thực hiện nhưng phải báo cáo Nhân viên vận hành cấp trên;
b) Nhân viên vận hành cấp trên có quyền đề nghị Lãnh đạo trực tiếp của Nhân viên vận hành cấp dưới thay thế Nhân viên vận hành này trong trường hợp có đầy đủ lý do cho thấy Nhân viên vận hành cấp dưới không đủ năng lực xử lý sự cố hoặc vi phạm nghiêm trọng quy chuẩn kỹ thuật, quy trình liên quan.
2. Quan hệ công tác giữa Nhân viên vận hành cấp dưới với Nhân viên vận hành cấp trên và Lãnh đạo trực tiếp của Nhân viên vận hành cấp dưới
a) Lãnh đạo trực tiếp của Nhân viên vận hành cấp dưới có quyền ra lệnh cho Nhân viên vận hành dưới quyền mình để xử lý sự cố, nhưng lệnh đó không được trái với lệnh của Nhân viên vận hành cấp trên và quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn, quy định khác có liên quan;
b) Khi lệnh của Lãnh đạo trực tiếp trái với lệnh của Nhân viên vận hành cấp trên, Nhân viên vận hành cấp dưới có quyền không thi hành lệnh của Lãnh đạo trực tiếp và báo cáo Nhân viên vận hành cấp trên, trừ trường hợp có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị;
c) Khi có đầy đủ lý do cho thấy Nhân viên vận hành không đủ năng lực xử lý sự cố, Lãnh đạo trực tiếp có quyền tạm đình chỉ công tác Nhân viên vận hành trong ca trực đó, tự mình xử lý sự cố hoặc chỉ định Nhân viên vận hành khác thay thế, đồng thời báo cáo cho Nhân viên vận hành cấp trên biết.
3. Nghiêm cấm những người không có nhiệm vụ vào phòng điều khiển khi Nhân viên vận hành đang xử lý sự cố, trừ Lãnh đạo cấp trên có trách nhiệm, Lãnh đạo trực tiếp của đơn vị. Trường hợp cần thiết, Nhân viên vận hành hoặc Lãnh đạo trực tiếp của đơn vị có quyền yêu cầu cán bộ chuyên môn có liên quan đến việc xử lý sự cố đến phòng điều khiển của đơn vị để xử lý sự cố.
4. Khi có sự cố nghiêm trọng, Nhân viên vận hành phải kịp thời báo cáo sự cố cho Lãnh đạo trực tiếp của đơn vị mình biết. Lãnh đạo trực tiếp có trách nhiệm báo cáo Lãnh đạo cấp trên hoặc các đơn vị có liên quan.
Điều 7.3.TT.11.15. Giới hạn truyền tải trên đường dây 500 kV
(Điều 15 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Mức giới hạn truyền tải đường dây 500 kV là giá trị nhỏ nhất trong các giá trị sau:
a) Dòng điện định mức của đường dây 500 kV được xác định theo dòng điện định mức nhỏ nhất của dây dẫn hoặc thiết bị điện nối tiếp trên đường dây có tính đến yếu tố ảnh hưởng của điều kiện môi trường vận hành của thiết bị;
b) Giới hạn theo điều kiện ổn định hệ thống điện;
c) Giới hạn theo tiêu chuẩn điện áp tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải báo cáo ngay Cấp điều độ có quyền điều khiển khi các thông số vận hành trên đường dây vượt mức giới hạn cho phép.
3. Khi truyền tải trên đường dây vượt mức giới hạn truyền tải cho phép, Điều độ viên phải xử lý sự cố theo chế độ cực kỳ khẩn cấp quy định tại Điều 53 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.16. Xử lý của Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển khi sự cố đường dây 500 kV
(Điều 16 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Khi máy cắt đường dây 500 kV nhảy sự cố, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nơi có đường dây đấu nối bị sự cố phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
a) Thời điểm sự cố, tên đường dây và máy cắt nhảy, tín hiệu rơ le bảo vệ tác động;
b) Đường dây hoặc thiết bị điện đang vận hành bị quá tải, quá áp, thấp áp (nếu xuất hiện do sự cố), thời tiết tại địa phương;
c) Các thông tin khác có liên quan.
2. Ngay sau khi xử lý sự cố xong, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải gửi Báo cáo nhanh sự cố cho Cấp độ điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.17. Xử lý của Điều độ viên khi sự cố đường dây 500 kV
(Điều 17 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Trường hợp rơ le bảo vệ tự động đóng lại thành công, phải thực hiện các công việc sau:
a) Thu thập thông tin từ nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển ở hai đầu đường dây bị sự cố;
b) Yêu cầu Nhân viên vận hành tại trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển kiểm tra tình trạng của máy cắt, thiết bị bảo vệ và tự động;
c) Giao đoạn đường dây được xác định có sự cố thoáng qua cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra bằng mắt với lưu ý đường dây đang mang điện, điểm nghi ngờ sự cố (nếu có);
d) Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
2. Trường hợp đường dây bị cắt sự cố, phải xử lý sự cố theo trình tự sau:
a) Xử lý ngăn ngừa sự cố mở rộng:
- Xử lý quá tải đường dây, thiết bị điện nếu bị quá tải do sự cố đường dây 500 kV gây ra;
- Điều khiển điện áp trên lưới điện 500 kV nếu nằm ngoài giới hạn cho phép;
- Thực hiện các biện pháp điều khiển tần số nếu tần số nằm ngoài giá trị cho phép;
b) Ghi nhận báo cáo sự cố đường dây từ Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển;
c) Phân tích nhanh sự cố dựa trên các thông tin ghi nhận được từ trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển về rơle bảo vệ và tự động để quyết định đóng lại hay cô lập đường dây theo quy định tại Điều 18 Thông tư này;
d) Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
3. Trường hợp đường dây sự cố nhiều lần và đóng lại thành công, phải xử lý sự cố theo trình tự sau:
a) Trong thời gian 08 giờ, nếu đường dây đã xuất hiện sự cố qua 02 (hai) lần đóng lại tốt, lần tự động đóng lại sau có điểm sự cố gần với lần sự cố trước, thì ra lệnh khoá mạch rơ le bảo vệ tự đóng lại;
b) Sau 08 giờ kể từ thời điểm đóng lại thành công lần thứ 2, nếu không xuất hiện lại sự cố thì ra lệnh đưa rơ le bảo vệ tự đóng lại vào làm việc;
c) Trong thời gian 08 giờ kể từ thời điểm đóng lại thành công lần thứ 2, nếu xuất hiện sự cố, ra lệnh cô lập đường dây và bàn giao cho Đơn vị quản lý vận hành để kiểm tra, sửa chữa;
d) Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.18. Quy định đóng lại đường dây 500 kV sau sự cố
(Điều 18 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Khi sự cố 01 (một) pha đường dây, cho phép đóng lại đường dây 01 (một) lần, kể cả lần tự động đóng lại không thành công.
2. Trường hợp rơle bảo vệ tự động đóng lại không làm việc
a) Không được phép đóng lại đường dây khi đường dây đang có công tác sửa chữa nóng;
b) Được phép đóng lại đường dây 01 (một) lần ngay sau khi kiểm tra sơ bộ các thiết bị và các bảo vệ tác động xác định điểm sự cố một pha nằm trên đường dây được bảo vệ và không có thông tin báo thêm về việc phát hiện có sự cố hư hỏng trên đường dây từ Đơn vị quản lý vận hành.
3. Trường hợp rơ le tự động đóng lại 01 (một) pha không thành công, cho phép đóng lại đường dây 01 (một) lần sau khi đã xác định được các thông tin sau:
a) Tự động đóng lại 01 (một) pha không thành công là do kênh truyền, mạch nhị thứ hoặc rơ le bảo vệ làm việc không tin cậy dẫn đến thực tế đường dây chưa được đóng lại;
b) Tự động đóng lại 01 (một) pha đã đóng tốt ở một đầu nhưng lại bị cắt do liên động từ đầu kia.
4. Không được phép đóng lại đoạn đường dây nếu xác định có ngắn mạch 02 (hai) pha trở lên khi cả hai mạch bảo vệ tác động, có chỉ thị rõ ràng của các thiết bị xác định vị trí sự cố trên cùng các pha giống nhau và khoảng cách gần nhau, chức năng của tự động đóng lại 01 (một) pha đã khoá tất cả các máy cắt liên quan. Trong trường hợp này, Điều độ viên phải tách đoạn đường dây ra làm biện pháp an toàn, giao cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra sửa chữa và lưu ý điểm có nghi ngờ sự cố.
5. Được phép đóng lại đường dây lần thứ 2 trong trường hợp mất liên kết đường dây 500 kV có ảnh hưởng lớn đến việc cung cấp điện ổn định, liên tục, khi xác định tự đóng lại 01 (một) pha không thành công hoặc đã đóng lại lần thứ nhất bằng lệnh điều độ. Trước khi đóng lại đường dây, Điều độ viên phải xem xét kỹ mọi điều kiện về thiết bị và thời tiết các trạm biến áp 500 kV, lựa chọn đầu phóng điện lại để đảm bảo vận hành an toàn cho các hệ thống điện miền.
6. Không được phép đóng lại đường dây khi có bão đi qua với gió giật từ cấp 10 trở lên, lũ lụt gây sạt lở đất đá đe dọa mất an toàn đường dây, hỏa hoạn ở những vùng đường dây đi qua hoặc các thiết bị không đủ tiêu chuẩn vận hành.
7. Được phép đóng lại đường dây trong trường hợp đường dây này bị cắt do liên động từ nơi khác sau khi đã xác định và loại trừ được nguyên nhân gây sự cố.
8. Sau khi Đơn vị quản lý vận hành sửa chữa xong các phần tử bị sự cố trên đường dây 500 kV, xác nhận đảm bảo đủ tiêu chuẩn vận hành và trả lại cho Cấp điều độ có quyền điều khiển để khôi phục, Điều độ viên phải căn cứ vào chế độ vận hành thực tế để chỉ huy thao tác đưa thiết bị, đường dây vào vận hành.
Điều 7.3.TT.11.19. Xử lý quá tải đường dây trên không cấp điện áp trên 35 kV đến 220 kV
(Điều 19 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Mức giới hạn truyền tải đường dây trên không cấp điện áp trên 35 kV đến 220 kV được xác định là giá trị nhỏ nhất trong các giá trị sau:
a) Dòng điện định mức của dây dẫn hoặc thiết bị điện nối tiếp trên đường dây có tính đến yếu tố ảnh hưởng của điều kiện môi trường vận hành của thiết bị;
b) Giới hạn theo điều kiện ổn định hệ thống điện;
c) Giới hạn theo tiêu chuẩn điện áp tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải báo cáo ngay Cấp điều độ có quyền điều khiển khi truyền tải trên đường dây vượt mức giới hạn cho phép.
3. Khi truyền tải trên đường dây vượt mức giới hạn cho phép, Điều độ viên phải xử lý sự cố theo chế độ cực kỳ khẩn cấp quy định tại Điều 53 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.20. Xử lý của Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển khi sự cố đường dây trên không cấp điện áp trên 35 kV đến 220 kV
(Điều 20 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Khi máy cắt đường dây nhảy, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển có đường dây đấu nối bị sự cố phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
a) Thời điểm sự cố, tên đường dây và máy cắt nhảy, tín hiệu rơ le bảo vệ tác động;
b) Đường dây hoặc thiết bị điện đang vận hành bị quá tải, quá áp, thấp áp (nếu xuất hiện do sự cố), thời tiết tại địa phương;
c) Các thông tin khác có liên quan.
2. Ngay sau khi xử lý sự cố xong, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải gửi Báo cáo nhanh sự cố cho Cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.21. Xử lý của Điều độ viên khi sự cố đường dây trên không cấp điện áp trên 35 kV đến 220 kV
(Điều 21 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Trường hợp rơ le bảo vệ tự động đóng lại thành công, Điều độ viên phải thực hiện các công việc sau:
a) Thu thập thông tin từ các trạm điện hai đầu đường dây bị sự cố;
b) Yêu cầu Nhân viên vận hành tại trạm điện, nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển kiểm tra tình trạng của máy cắt, thiết bị bảo vệ và tự động;
c) Giao đoạn đường dây được xác định có sự cố thoáng qua cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra bằng mắt với lưu ý đường dây đang mang điện, điểm nghi ngờ sự cố;
d) Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
2. Trường hợp rơ le bảo vệ tự động đóng lại không thành công, Điều độ viên phải thực hiện các biện pháp cần thiết để ngăn ngừa sự cố mở rộng (quá tải đường dây hoặc thiết bị điện, điện áp nằm ngoài giá trị cho phép). Sau khi hệ thống điện miền ổn định, phân tích nhanh sự cố để khôi phục lại đường dây bị sự cố theo quy định tại Điều 22 Thông tư này và hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.22. Quy định đóng lại đường dây trên không cấp điện áp trên 35 kV đến 220 kV sau sự cố
(Điều 22 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Khi có sự cố đường dây ở cấp điện áp từ trên 35 kV đến 220 kV, cho phép đóng lại đường dây không quá 02 (hai) lần, kể cả lần tự động đóng lại không thành công. Đối với các đường dây đi qua khu vực tập trung đông người hoặc khu dân cư, chỉ cho phép đóng lại đường dây lần thứ hai sau khi Đơn vị quản lý vận hành đã thực hiện kiểm tra, xác nhận đường dây đủ điều kiện vận hành và đảm bảo an toàn cho người, thiết bị điện. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm cung cấp danh sách các đường dây đi qua khu vực tập trung đông người, khu dân cư cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Không cho phép đóng lại đường dây khi đang trong thời gian thực hiện sửa chữa nóng.
3. Không cho phép đóng điện đường dây trong trường hợp máy cắt đường dây nhảy khi có gió cấp 06 trở lên, lũ lụt dẫn đến mức nước cao dẫn tới giảm khoảng cách an toàn so với thiết kế của đường dây đe dọa mất an toàn, hỏa hoạn ở những vùng đường dây đi qua hoặc các thiết bị không đủ tiêu chuẩn vận hành.
4. Trong thời gian 08 giờ, nếu đường dây đã xuất hiện sự cố thoáng qua sau 03 (ba) lần đóng lại tốt (kể cả lần tự động đóng lại), Nhân viên vận hành phải khoá mạch rơ le tự đóng lại. Nếu sau 08 giờ tiếp theo không xuất hiện lại sự cố thì đưa rơ le tự đóng lại vào làm việc. Nếu trong 08 giờ tiếp theo lại xuất hiện sự cố, Nhân viên vận hành phải báo cáo cho Cấp điều độ có quyền điều khiển để lệnh:
a) Cô lập đường dây và bàn giao cho Đơn vị quản lý vận hành đi kiểm tra sửa chữa;
b) Nếu đường dây có phân đoạn, tiến hành phân đoạn để đóng lại các đoạn đường dây, xác định đoạn sự cố và làm biện pháp an toàn, giao cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra sửa chữa.
5. Đối với những đường dây có nhiều nhánh rẽ, trước lúc đóng điện toàn tuyến (không kể lần tự đóng lại) phải cắt hết các máy cắt tổng của máy biến áp rẽ nhánh trên đường dây. Trước khi khôi phục lại máy biến áp rẽ nhánh, phải kiểm tra và điều chỉnh nấc của máy biến áp có bộ điều áp dưới tải về vị trí thích hợp với điện áp đường dây.
6. Đối với những đường dây bị sự cố vĩnh cửu, trước khi giao cho Đơn vị quản lý vận hành đi kiểm tra sửa chữa, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải yêu cầu Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển kiểm tra sơ bộ tình hình thiết bị nối với đường dây đó trong phạm vi hàng rào nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển. Nhân viên vận hành phải làm đầy đủ các thủ tục và biện pháp an toàn theo quy chuẩn kỹ thuật, quy trình an toàn và quy định khác có liên quan.
7. Sau khi Đơn vị quản lý vận hành sửa chữa xong các phần tử bị sự cố trên đường dây, xác nhận đảm bảo đủ tiêu chuẩn vận hành và trả lại cho Cấp điều độ có quyền điều khiển để khôi phục, phải căn cứ chế độ vận hành thực tế để chỉ huy thao tác đưa thiết bị, đường dây vào vận hành.
Điều 7.3.TT.11.23. Xử lý của Nhân viên vận hành khi sự cố đường dây trên không cấp điện áp từ 35 kV trở xuống
(Điều 23 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
Khi máy cắt đường dây nhảy, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển hoặc lưới điện phân phối có đường dây đấu nối bị sự cố phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
1. Tên máy cắt nhảy, số lần nhảy, tình trạng của máy cắt.
2. Rơ le bảo vệ tự động tác động, các tín hiệu đã chỉ thị, các bản ghi thông số sự cố đã ghi nhận được trong các rơ le được trang bị hoặc các thiết bị chuyên dụng khác.
3. Tình trạng điện áp đường dây.
4. Tình trạng làm việc của các thiết bị khác có liên quan.
5. Thời tiết tại địa phương.
Điều 7.3.TT.11.24. Xử lý của Điều độ viên khi sự cố đường dây trên không cấp điện áp từ 35 kV trở xuống
(Điều 24 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Trường hợp tự động đóng lại thành công, phải thu thập thông tin từ các trạm điện đầu đường dây bị sự cố, kiểm tra tình trạng của máy cắt, thiết bị bảo vệ và tự động, giao đoạn đường dây được xác định có sự cố thoáng qua cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra bằng mắt với lưu ý đường dây đang mang điện, điểm nghi ngờ sự cố và hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
2. Trường hợp tự động đóng lại không thành công, phải thực hiện các biện pháp cần thiết để ngăn ngừa sự cố mở rộng (quá tải đường dây hoặc thiết bị), phân tích nhanh sự cố để khôi phục lại đường dây bị sự cố theo quy định tại Điều 25 Thông tư này và hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
3. Trường hợp xuất hiện điểm chạm đất trên lưới điện có điểm trung tính không nối đất hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang, phải tiến hành ngay các biện pháp cần thiết để cô lập điểm chạm đất và thực hiện một số biện pháp cơ bản để xác định và cô lập điểm chạm đất đối với lưới điện có điểm trung tính cách điện hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang cụ thể như sau:
a) Căn cứ vào các thông số ghi nhận được khi xuất hiện sự cố để xác định phần tử bị sự cố, tiến hành phân đoạn, cô lập phần tử chạm đất để xử lý;
b) Trường hợp không xác định được ngay phần tử bị sự cố, phải thực hiện các bước theo thứ tự sau:
- Kiểm tra các phần tử thuộc thanh cái và từ thanh cái đến hàng rào trạm điện;
- Phân tách lưới có điểm chạm đất ra thành các vùng để kiểm tra;
- Lần lượt thao tác tách từng phần tử trong vùng có điểm chạm đất theo nguyên tắc tách phần tử ít quan trọng trước đến khi phát hiện được phần tử bị sự cố;
- Sau khi xác định được phần tử bị sự cố, phải tiến hành phân đoạn và cô lập phần tử chạm đất để xử lý.
4. Trong trường hợp khẩn cấp không thể trì hoãn được (hỏa hoạn nơi đường dây đi qua hoặc thiết bị không đủ tiêu chuẩn vận hành có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn thiết bị; hoặc có lũ lụt dẫn đến mức nước cao hơn mức nước thiết kế của đường dây đe dọa mất an toàn và các thông tin khác do Đơn vị quản lý vận hành thông báo), chỉ huy thao tác cắt đường dây theo quy trình và phải chịu trách nhiệm về thao tác xử lý sự cố của mình.
Điều 7.3.TT.11.25. Quy định đóng lại đường dây trên không cấp điện áp từ 35 kV trở xuống
(Điều 25 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Khi sự cố đường dây, được phép đóng lại đường dây không quá 03 (ba) lần, kể cả lần tự động đóng lại không thành công. Đối với các đường dây đi qua khu vực dân cư, Đơn vị quản lý vận hành căn cứ vào tình hình thực tế để quyết định đóng điện trên cơ sở phải đảm bảo an toàn cho người, thiết bị điện và khả năng đóng lại thành công.
2. Không được phép đóng lại đường dây khi đang trong thời gian thực hiện sửa chữa nóng.
3. Đối với trường hợp gió cấp 06 trở lên, Điều độ viên của Cấp điều độ có quyền điều khiển chủ động cho khóa tự đóng lại của các máy cắt đường dây. Nếu đường dây có sự cố thì việc đóng điện trở lại được thực hiện sau khi Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra sơ bộ đường dây bằng mắt và không phát hiện bất thường.
4. Trong thời gian 08 giờ, nếu đường dây đã xuất hiện sự cố thoáng qua sau 04 (bốn) lần đóng lại tốt (kể cả lần tự động đóng lại), Nhân viên vận hành phải khoá mạch rơ le tự đóng lại. Nếu trong 08 giờ tiếp theo không xuất hiện lại sự cố thì đưa rơ le tự đóng lại vào làm việc. Nếu trong 08 giờ tiếp theo lại xuất hiện sự cố, Nhân viên vận hành phải báo cáo với Cấp điều độ có quyền điều khiển để ra lệnh:
a) Cô lập đường dây và bàn giao cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra, sửa chữa;
b) Nếu đường dây có phân đoạn, tiến hành phân đoạn để đóng lại các đoạn đường dây để xác định đoạn sự cố và làm biện pháp an toàn, giao cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra, sửa chữa.
5. Đối với các đường dây có phân đoạn, nếu đã đóng điện lần thứ nhất không thành công, Nhân viên vận hành phải báo cáo với Cấp điều độ có quyền điều khiển để ra lệnh:
a) Tiến hành phân đoạn tại điểm đã được quy định cụ thể, khoanh vùng để phát hiện và cô lập đoạn đường dây bị sự cố, nhanh chóng cấp điện lại cho khách hàng;
b) Dựa vào tín hiệu rơ le bảo vệ, thiết bị báo sự cố, dòng ngắn mạch (nếu đo được) để phân đoạn;
c) Thực hiện các biện pháp an toàn để giao đoạn đường dây bị sự cố vĩnh cửu cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra, sửa chữa.
Điều 7.3.TT.11.26. Xử lý quá tải, chạm đất đường cáp điện lực
(Điều 26 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đường cáp điện lực có cấp điện áp dưới 35 kV có thể cho phép vận hành quá tải, thời gian và dòng quá tải cho phép phụ thuộc vào tải của đường cáp này trước đó theo quy định của nhà chế tạo và có tính đến các điều kiện vận hành thực tế. Đối với đường cáp điện lực có cấp điện áp từ 35 kV trở lên, không được vận hành quá tải nếu không có quy định về thời gian cho phép quá tải của nhà chế tạo.
2. Trong trường hợp lưới điện có trung tính cách điện, thời gian cho phép đường cáp điện lực làm việc trong tình trạng một pha chạm đất theo quy định của nhà chế tạo và có tính đến các điều kiện vận hành thực tế. Khi phát hiện có một pha chạm đất, Đơn vị quản lý vận hành phải lập tức tìm và sửa chữa hư hỏng trong thời gian ngắn nhất.
Điều 7.3.TT.11.27. Xử lý của Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển khi sự cố đường cáp điện lực
(Điều 27 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Khi máy cắt của đường cáp nhảy, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nơi có đường cáp đấu nối bị sự cố phải ghi nhận và báo cáo ngay Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
a) Tên máy cắt nhảy, rơ le bảo vệ tác động theo tín hiệu chỉ thị tại phòng điều khiển trung tâm;
b) Đường dây, đường cáp điện lực hoặc thiết bị điện đang vận hành bị quá tải, quá áp, thấp áp (nếu xuất hiện do sự cố).
2. Ngay sau khi xử lý sự cố xong, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải gửi Báo cáo nhanh sự cố cho Cấp độ điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.28. Xử lý của Điều độ viên khi sự cố đường cáp điện lực
(Điều 28 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Thực hiện các biện pháp cần thiết để ngăn ngừa sự cố mở rộng.
2. Yêu cầu Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển kiểm tra sơ bộ tình hình thiết bị nối với đường cáp điện lực bị sự cố trong phạm vi hàng rào nhà máy điện hoặc trạm điện.
3. Thực hiện đầy đủ các thủ tục và biện pháp an toàn theo quy định trước khi giao đường cáp điện lực cho Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra, sửa chữa, lưu ý thời gian đóng tiếp địa theo quy định riêng đối với từng loại cáp.
4. Khôi phục lại đường cáp điện lực bị sự cố theo quy định tại Điều 29 Thông tư này.
5. Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.29. Khôi phục lại đường cáp điện lực sau khi nhảy sự cố
(Điều 29 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đối với đường cáp:
Không được phép đóng lại đường cáp khi bảo vệ rơ le chống các dạng ngắn mạch trong phạm vi đường cáp tác động. Điều độ viên chỉ được phép đóng lại đường cáp trong các trường hợp sau:
a) Đơn vị quản lý vận hành kiểm tra, xác nhận đường cáp đủ tiêu chuẩn vận hành hoặc xác định đường cáp bị cắt điện sự cố là do lỗi mạch nhị thứ và đã được khắc phục;
b) Sau khi phân tích sự cố bảo vệ rơ le tác động là do ngắn mạch thoáng qua ngoài phạm vi đường cáp.
2. Đối với đường dây hỗn hợp trên không và cáp:
a) Được phép đóng lại đường dây có cấp điện áp từ 220 kV trở lên sau khi Đơn vị quản lý vận hành đã xác định được sự cố của đoạn đường dây trên không và khắc phục được sự cố;
b) Được phép đóng lại 01 (một) lần đường dây có cấp điện áp 110 kV có đường cáp chỉ là đoạn ngắn của đường dây trên không (kể cả lần tự động đóng lại) theo đề nghị của Đơn vị quản lý vận hành. Nếu đóng lại không thành công, việc khôi phục đường dây hỗn hợp thực hiện theo quy định tại Khoản 1 Điều này;
c) Được phép đóng lại 01 (một) lần đường dây có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống (kể cả lần tự động đóng lại). Nếu đóng lại không thành công, Nhân viên vận hành phải tiến hành phân đoạn (nếu có phân đoạn) để đóng lại đường dây trên không theo quy định và thực hiện thí nghiệm kiểm tra cách điện đoạn cáp của đường dây này.
3. Được phép đóng lại 01 (một) lần đối với đường cáp có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống có nhiều trạm đấu chuyển tiếp trên không (không cho phép tự động đóng lại). Nếu đóng lại không thành công, Nhân viên vận hành phải tiến hành phân đoạn (nếu có phân đoạn) để đóng lại đường dây trên không theo quy định và thực hiện thí nghiệm kiểm tra cách điện đoạn cáp của đường dây này.
4. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và đề xuất các đường dây được phép tự động đóng lại một lần.
Điều 7.3.TT.11.30. Xử lý tín hiệu cảnh báo máy phát điện
(Điều 30 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
Khi máy phát điện xuất hiện cảnh báo (quá tải stator, quá tải rotor, kích thích tối thiểu hoặc cảnh báo khác), xử lý như sau:
1. Đối với Trưởng ca nhà máy điện, trung tâm điều khiển:
a) Xử lý tín hiệu cảnh báo máy phát điện theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố máy phát điện do Đơn vị quản lý vận hành ban hành;
b) Báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển thời gian để xử lý và kiến nghị các yêu cầu xử lý cảnh báo.
2. Đối với Điều độ viên:
a) Chấp thuận kiến nghị xử lý của Trưởng ca nhà máy điện, trung tâm điều khiển trong trường hợp khẩn cấp đe dọa ngừng sự cố máy phát điện hoặc đưa ra phương án xử lý phù hợp với hệ thống điện;
b) Thực hiện ngay các biện pháp điều khiển tần số hoặc điện áp khi thay đổi công suất tác dụng (P) hoặc công suất phản kháng (Q) của máy phát điện tuỳ thuộc vào tần số và điện áp của hệ thống điện;
c) Xử lý sự cố hệ thống điện ở chế độ khẩn cấp nếu tần số hoặc điện áp nằm ngoài giới hạn cho phép.
Điều 7.3.TT.11.31. Xử lý khi máy phát điện bị nhảy sự cố
(Điều 31 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đối với Trưởng ca nhà máy điện, trung tâm điều khiển:
a) Xử lý sự cố máy phát điện theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố máy phát điện do Đơn vị quản lý vận hành ban hành;
b) Báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
- Tên tổ máy phát điện bị sự cố, rơ le bảo vệ tác động theo tín hiệu chỉ thị tại phòng điều khiển trung tâm;
- Ảnh hưởng của sự cố máy phát điện tại nhà máy điện;
c) Hoàn thành Báo cáo nhanh sự cố theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
2. Đối với Điều độ viên:
a)Xử lý sự cố hệ thống điện ở chế độ cảnh báo hoặc khẩn cấp hoặc cực kỳ khẩn cấp do sự cố máy phát điện;
b)Đưa máy phát điện trở lại vận hành theo quy định tại Điều 32 Thông tư này;
c)Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.32. Khôi phục máy phát điện sau sự cố
(Điều 32 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Trường hợp Trưởng ca nhà máy điện, trung tâm điều khiển kiểm tra sơ bộ, xác nhận bảo vệ tác động do sự cố bên ngoài máy phát điện, máy phát điện không có hiện tượng gì bất thường và khẳng định đủ tiêu chuẩn vận hành, cho phép Điều độ viên chỉ huy đưa máy phát điện vào vận hành.
2. Trường hợp Trưởng ca nhà máy điện, trung tâm điều khiển xác nhận bảo vệ tác động do sự cố nội bộ trong máy phát điện hoặc sự cố thiết bị liên quan đến máy phát điện, Trưởng ca nhà máy điện, trung tâm điều khiển báo cáo Điều độ viên có quyền điều khiển cho phép thao tác cô lập máy phát điện để sửa chữa. Máy phát điện chỉ được đưa vào vận hành sau khi Đơn vị quản lý vận hành khẳng định máy phát điện đó đủ tiêu chuẩn vận hành.
Điều 7.3.TT.11.33. Xử lý quá tải máy biến áp
(Điều 33 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Nếu không có quy định riêng về công suất định mức máy biến áp của nhà chế tạo, máy biến áp được quá tải cao hơn dòng điện định mức theo các giới hạn sau đây:
a) Quá tải ngắn hạn đối với các máy biến áp dầu:
|
Quá tải so với dòng điện định mức (%) |
30 |
45 |
60 |
75 |
100 |
|
Thời gian quá tải (phút) |
120 |
80 |
45 |
20 |
10 |
b) Quá tải ngắn hạn đối với các máy biến áp khô:
|
Quá tải so với dòng điện định mức (%) |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
|
Thời gian quá tải (phút) |
60 |
45 |
32 |
18 |
5 |
c) Quá tải lâu dài đối với các loại máy biến áp đều được phép cao hơn định mức tới 5% của nấc điện áp tương ứng nếu điện áp ở nấc đó không cao hơn điện áp định mức.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển xử lý quá tải máy biến áp theo trình tự sau:
a) Báo cáo Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
- Thời gian bắt đầu và mức mang tải trên 90%, 100%, 110% giá trị định mức;
- Nhiệt độ dầu và cuộn dây của máy biến áp (theo dõi liên tục, báo cáo ngay khi có sự thay đổi);
- Thời gian cho phép quá tải theo quy định tại Khoản 1 Điều này.
b) Kiểm tra tình trạng làm việc của hệ thống làm mát máy biến áp và xử lý theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố máy biến áp do Đơn vị quản lý vận hành ban hành.
3. Điều độ viên xử lý quá tải máy biến áp thuộc quyền điều khiển ở các chế độ cảnh báo, khẩn cấp, cực kỳ khẩn cấp theo quy định tại các Điều 49, 51 và 53 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.34. Xử lý quá áp máy biến áp
(Điều 34 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Nếu không có quy định riêng theo yêu cầu của nhà chế tạo, máy biến áp được quá áp như sau:
a) Trong điều kiện vận hành bình thường:
- Máy biến áp được vận hành lâu dài với điện áp cao hơn không quá 5% điện áp định mức tương ứng với đầu phân áp trong điều kiện máy biến áp không bị quá tải; không quá 10% điện áp định mức tương ứng với đầu phân áp trong điều kiện tải qua máy biến áp không quá 25% công suất định mức của máy biến áp;
- Máy biến áp được vận hành ngắn hạn (dưới 06 giờ trong 24 giờ) với điện áp cao hơn không quá 10% điện áp định mức tương ứng với đầu phân áp trong điều kiện máy biến áp không bị quá tải.
b) Trong điều kiện sự cố:
- Các máy biến áp tăng áp và hạ áp, máy biến áp tự ngẫu ở điểm trung tính không có đầu phân áp hoặc không nối với máy biến áp điều chỉnh nối tiếp được phép làm việc lâu dài với điện áp cao hơn không quá 10% điện áp định mức trong điều kiện máy biến áp không bị quá tải;
- Đối với máy biến áp tự ngẫu ở điểm trung tính có đầu phân áp hoặc nối với máy biến áp điều chỉnh nối tiếp, mức tăng điện áp cho phép được xác định theo số liệu của nhà chế tạo.
c) Không cho phép điện áp vận hành vượt quá 20% so với điện áp định mức của đầu phân áp tương ứng, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải thực hiện tách ngay máy biến áp khỏi vận hành để tránh hư hỏng.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển xử lý quá áp máy biến áp theo trình tự sau:
a) Trường hợp máy biến áp có điều áp dưới tải, được tự chuyển nấc phân áp để máy biến áp không bị quá áp vượt mức cho phép quy định tại Khoản 1 Điều này, sau đó báo cáo Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Trường hợp máy biến áp có nấc phân áp cố định, phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển nếu máy biến áp bị quá áp quá giới hạn cho phép.
3. Điều độ viên điều khiển điện áp theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để máy biến áp thuộc quyền điều khiển không bị quá điện áp cho phép.
Điều 7.3.TT.11.35. Xử lý máy biến áp có những hiện tượng khác thường
(Điều 35 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Trường hợp phát hiện máy biến áp có những hiện tượng khác thường như chảy dầu, thiếu dầu, bị nóng quá mức, có tiếng kêu khác thường, phát nóng cục bộ ở đầu cốt sứ, bộ điều áp dưới tải hoạt động không bình thường, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải tìm mọi biện pháp xử lý sự cố theo quy định để giải quyết, đồng thời báo cáo với Cấp điều độ có quyền điều khiển, lãnh đạo trực tiếp và ghi vào sổ nhật ký vận hành.
2. Khi rơ le hơi tác động báo tín hiệu, Nhân viên vận hành phải tiến hành xem xét bên ngoài máy biến áp, lấy mẫu khí trong rơ le để phân tích và kiểm tra tính chất cháy của khí:
a) Trường hợp khí cháy được hoặc trong khí có chứa những sản phẩm do phân hủy chất cách điện phải báo cáo ngay với với Cấp điều độ có quyền điều khiển để tách máy biến áp;
b) Trường hợp chất khí không mầu, không mùi, không đốt cháy được thì vẫn có thể để máy biến áp tiếp tục vận hành và phải tăng cường kiểm tra giám sát tình trạng máy biến áp.
Điều 7.3.TT.11.36. Các trường hợp phải tách máy biến áp ra khỏi vận hành
(Điều 36 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Có tiếng kêu mạnh không đều và tiếng phóng điện trong máy biến áp.
2. Sự phát nóng của máy biến áp tăng lên bất thường và liên tục trong điều kiện làm mát bình thường và không bị quá tải.
3. Dầu tràn ra ngoài máy qua bình dầu phụ, vỡ kính phòng nổ hoặc dầu phun ra qua van an toàn.
4. Mức dầu hạ thấp dưới mức quy định và còn tiếp tục hạ thấp.
5. Màu sắc của dầu thay đổi đột ngột.
6. Các sứ bị rạn, vỡ, bị phóng điện bề mặt, áp lực dầu của các sứ kiểu kín không nằm trong quy định của nhà chế tạo, đầu cốt bị nóng đỏ.
7. Kết quả phân tích dầu cho thấy dầu không đạt các tiêu chuẩn.
8. Các trường hợp bất thường khác theo yêu cầu của Đơn vị quản lý vận hành.
Điều 7.3.TT.11.37. Xử lý khi máy biến áp nhảy sự cố
(Điều 37 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển xử lý như sau:
a) Báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông tin sau:
- Tên máy biến áp bị sự cố, rơ le bảo vệ tác động theo tín hiệu chỉ thị tại phòng điều khiển trung tâm;
- Ảnh hưởng của sự cố máy biến áp.
b) Xử lý sự cố máy biến áp theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố máy biến áp do Đơn vị quản lý vận hành ban hành. Chuyển tự dùng xoay chiều sang nhận từ nguồn dự phòng khác nếu mất tự dùng xoay chiều do sự cố máy biến áp;
c) Hoàn thành Báo cáo nhanh sự cố theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
2. Điều độ viên của Cấp điều độ có quyền điều khiển chỉ huy xử lý như sau:
a) Xử lý sự cố hệ thống điện ở chế độ cảnh báo, khẩn cấp, cực kỳ khẩn cấp do sự cố máy biến áp theo quy định tại các điều 49, 51 và 53 Thông tư này;
b) Chỉ huy cô lập hoặc đưa máy biến áp trở lại vận hành theo quy định tại Điều 38 Thông tư này;
c) Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.38. Khôi phục máy biến áp sau sự cố
(Điều 38 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Trường hợp máy biến áp bị cắt sự cố do bảo vệ khác ngoài so lệch, hơi, dòng dầu, áp lực dầu, sau khi nhân viên vận hành kiểm tra, báo cáo tình trạng bên ngoài của máy biến áp không phát hiện có dấu hiệu bất thường, Điều độ viên chỉ huy đưa máy biến áp vào vận hành trở lại khi có một trong các điều kiện sau:
a) Nhân viên vận hành khẳng định mạch bảo vệ không tác động nhầm;
b) Nhân viên vận hành kiểm tra phát hiện mạch bảo vệ tác động nhầm do hư hỏng mạch bảo vệ và hư hỏng đó đã được khắc phục. Trường hợp không khắc phục được tình trạng hư hỏng của mạch bảo vệ, Điều độ viên cho phép cô lập mạch bảo vệ đó theo đề nghị của Đơn vị quản lý vận hành và đưa máy biến áp vận hành trở lại với điều kiện các rơ le bảo vệ còn lại phải bảo đảm bảo vệ đầy đủ chống mọi dạng sự cố, đảm bảo thời gian loại trừ sự cố.
2. Trường hợp máy biến áp bị cắt sự cố do bảo vệ so lệch và hơi (hoặc dòng dầu, áp lực dầu), Điều độ viên chỉ huy đưa máy biến áp vào vận hành trở lại khi đủ các điều kiện sau:
a) Đơn vị quản lý vận hành đã tiến hành thí nghiệm, kiểm tra thử nghiệm các thông số, phân tích mẫu khí, mẫu dầu, khắc phục những nhược điểm bất thường đã phát hiện;
b) Đơn vị quản lý vận hành có văn bản xác nhận máy biến áp đủ điều kiện vận hành gửi cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trường hợp chỉ có một trong các bảo vệ so lệch, hơi, dòng dầu, áp lực dầu tác động, Điều độ viên chỉ huy thao tác cô lập máy biến áp và bàn giao máy biến áp cho Đơn vị quản lý vận hành tiến hành thí nghiệm, kiểm tra mạch bảo vệ chính đã tác động. Điều độ viên chỉ huy đưa máy biến áp vào vận hành trở lại khi có một trong các điều kiện sau:
a) Qua kiểm tra phát hiện mạch bảo vệ chính của máy biến áp tác động là do hư hỏng trong mạch bảo vệ và hư hỏng đó đã được khắc phục;
b) Qua kiểm tra phát hiện mạch bảo vệ chính của máy biến áp tác động là do hư hỏng thiết bị trong vùng bảo vệ chính (nhưng không phải là máy biến áp) và hư hỏng đó đã được khắc phục.
c) Qua kiểm tra mạch bảo vệ chính, các thiết bị trong vùng bảo vệ chính và không phát hiện hư hỏng, Đơn vị quản lý vận hành đã thực hiện theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Trường hợp việc ngừng vận hành máy biến áp dẫn đến ngừng cấp điện cho các khách hàng sử dụng điện quan trọng, Điều độ viên chỉ huy đưa máy biến áp trở lại vận hành khi đủ các điều kiện sau:
a) Nhân viên vận hành kiểm tra, xác nhận, báo cáo máy biến áp đó chỉ bị cắt do một trong các bảo vệ nội bộ của máy biến áp và không thấy có dấu hiệu bên ngoài chứng tỏ máy biến áp hư hỏng;
b) Nhân viên vận hành thông báo máy biến áp đã được Lãnh đạo Đơn vị quản lý vận hành đồng ý đưa trở lại vận hành.
Điều 7.3.TT.11.39. Xử lý quá tải thiết bị điện nhất thứ khác
(Điều 39 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Mức quá tải và thời gian cho phép quá tải của thiết bị nhất thứ khác (máy cắt, dao cách ly, máy biến dòng điện, tụ bù dọc và các thiết bị khác liên quan) phải căn cứ theo quy định của nhà chế tạo.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển mức quá tải và thời gian cho phép quá tải của thiết bị.
3. Điều độ viên xử lý quá tải thiết bị điện nhất thứ thuộc quyền điều khiển ở các chế độ cảnh báo, khẩn cấp, cực kỳ khẩn cấp theo quy định tại các điều 49, 51 và 53 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.40. Xử lý quá áp thiết bị điện nhất thứ khác
(Điều 40 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Điện áp lớn nhất cho phép thiết bị nhất thứ khác vận hành lâu dài phải căn cứ theo quy định của nhà chế tạo.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển nếu điện áp trên thiết bị điện cao quá mức cho phép.
3. Điều độ viên điều khiển điện áp theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để thiết bị điện thuộc quyền điều khiển không bị quá điện áp cho phép.
Điều 7.3.TT.11.41. Xử lý sự cố thiết bị bù
(Điều 41 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đối với Nhân viên vận hành tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển:
a) Xử lý sự cố thiết bị bù theo quy trình vận hành và xử lý sự cố do Đơn vị quản lý vận hành ban hành;
b) Báo cáo Cấp điều độ có quyền điều khiển thông tin về rơ le bảo vệ và tự động tác động, khả năng đưa thiết bị bù trở lại vận hành.
2. Đối với Điều độ viên tại Cấp điều độ có quyền điều khiển:
a) Xử lý sự cố đường dây, trạm điện, thiết bị điện liên quan nếu sự cố thiết bị bù gây nhảy sự cố;
b) Điều khiển điện áp, nguồn điện, phụ tải theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành nếu điện áp, dòng điện trên lưới điện thuộc quyền điều khiển vượt mức giới hạn cho phép;
c) Phân tích rơ le bảo vệ tác động của thiết bị bù để quyết định đưa thiết bị bù vào vận hành hay cô lập theo các trường hợp sau:
- Nếu xác định do hư hỏng bên trong nội bộ thiết bị bù, chỉ huy thao tác cô lập thiết bị bù và bàn giao Đơn vị quản lý vận hành sửa chữa. Thiết bị bù chỉ được đưa trở lại vận hành khi có thông tin xác nhận đủ tiêu chuẩn vận hành của Đơn vị quản lý vận hành;
- Nếu xác định do các yếu tố bên ngoài, cho phép đưa thiết bị bù trở lại vận hành khi đủ điều kiện.
Điều 7.3.TT.11.42. Xử lý sự cố máy cắt, máy biến dòng điện, máy biến điện áp
(Điều 42 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Đối với Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển:
a) Xử lý sự cố theo quy trình vận hành và xử lý sự cố do Đơn vị quản lý vận hành ban hành;
b) Báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển về sự cố, tình trạng vận hành của đường dây hoặc thiết bị điện khác tại nhà máy điện, trạm điện;
c) Xử lý sự cố theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Hoàn thành Báo cáo nhanh sự cố theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
2. Đối với Điều độ viên tại Cấp điều độ có quyền điều khiển:
a) Xử lý sự cố đường dây, thiết bị điện, thanh cái liên quan;
b) Lệnh cho Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển cô lập thiết bị điện bị sự cố và bàn giao cho Đơn vị quản lý vận hành để sửa chữa. Thiết bị chỉ được đưa vào vận hành trở lại khi có xác nhận đủ tiêu chuẩn vận hành của Đơn vị quản lý vận hành;
c) Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.43. Xử lý của Nhân viên vận hành trạm điện, nhà máy điện khi sự cố thanh cái
(Điều 43 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
Khi xảy ra sự cố thanh cái, Nhân viên vận hành trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển thực hiện theo trình tự như sau:
1. Thực hiện xử lý sự cố theo quy trình vận hành và xử lý sự cố do Đơn vị quản lý vận hành ban hành.
2. Cắt toàn bộ các máy cắt nối thanh cái bị sự cố nếu thanh cái bị mất điện.
3. Báo cáo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển về sự cố thanh cái và tình trạng vận hành của các thiết bị liên quan.
4. Kiểm tra tại chỗ toàn bộ thanh cái bị sự cố và các thiết bị liên quan để quyết định cô lập hay đưa thanh cái vào vận hành theo các điều kiện sau:
a) Trường hợp sự cố không xảy ra trên thanh cái, đảm bảo thanh cái và các thiết bị đủ điều kiện vận hành sẵn sàng nhận điện lại thì báo cáo Cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép được đóng điện trở lại;
b) Trường hợp sự cố xảy ra trên thanh cái, đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển tiến hành thao tác cô lập đường dây, thiết bị bị sự cố.
5. Hoàn thành Báo cáo nhanh sự cố theo quy định tại Điểm a Khoản 5 Điều 10 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.44. Xử lý của Điều độ viên khi sự cố thanh cái
(Điều 44 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Thực hiện các biện pháp điều khiển phù hợp để ngăn chặn sự cố mở rộng.
2. Phân tích sự cố, xác định nguyên nhân gây sự cố mất điện thanh cái tại trạm điện hoặc nhà máy điện.
3. Chỉ huy thao tác cô lập đường dây, thiết bị gây sự cố mất điện thanh cái trạm điện hoặc nhà máy điện.
4. Chỉ huy khôi phục lại thanh cái và đường dây, thiết bị điện nối thanh cái sau khi đã cô lập phần tử sự cố hoặc đã sửa chữa xong thanh cái bị sự cố.
5. Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.45. Xử lý của Nhân viên vận hành tại trạm điện
(Điều 45 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Khi xảy ra mất điện toàn trạm điện, Nhân viên vận hành tại trạm điện, trung tâm điều khiển hoặc Nhân viên vận hành được Đơn vị quản lý vận hành cử tới trạm điện không người trực thực hiện theo trình tự sau:
1. Thực hiện xử lý sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố do Đơn vị quản lý vận hành ban hành, chuyển đổi sang nguồn điện dự phòng cấp lại điện tự dùng cần thiết cho trạm điện.
2. Tiến hành cắt toàn bộ các máy cắt trong trạm điện. Các trường hợp đặc biệt do các yêu cầu về kỹ thuật không thể cắt toàn bộ các máy cắt thì phải có quy định riêng của Đơn vị quản lý vận hành.
3. Kiểm tra tình trạng các thiết bị trong trạm điện.
4. Báo cáo ngay về cấp điều độ có quyền điều khiển trạng thái của các máy cắt.
5. Kiểm tra toàn bộ trạm điện để quyết định cô lập hay đưa trạm điện vào vận hành theo các điều kiện sau:
a) Trường hợp sự cố không xảy ra trong trạm điện, đảm bảo các thiết bị đủ điều kiện vận hành sẵn sàng nhận điện lại thì báo cáo Cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép được đóng điện trở lại;
b) Trường hợp sự cố xảy ra trong trạm điện, đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển tiến hành thao tác cô lập đường dây, thiết bị bị sự cố.
Điều 7.3.TT.11.46. Xử lý của Nhân viên vận hành tại nhà máy điện
(Điều 46 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Khi xảy ra mất điện toàn nhà máy điện, Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trung tâm điều khiển hoặc Nhân viên vận hành được Đơn vị quản lý vận hành cử tới nhà máy điện không người trực thực hiện theo trình tự sau:
1. Thực hiện xử lý sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố do Đơn vị quản lý vận hành ban hành, chuyển đổi sang nguồn điện dự phòng cấp lại điện tự dùng cần thiết cho nhà máy điện.
2. Tiến hành cắt toàn bộ máy cắt trong trạm điện của nhà máy điện. Trường hợp đặc biệt do yêu cầu về kỹ thuật không thể cắt toàn bộ máy cắt thì phải có quy định riêng của Đơn vị quản lý vận hành.
3. Kiểm tra tình trạng các thiết bị trong nhà máy điện, tình trạng các tổ máy phát điện.
4. Báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển trạng thái của các máy cắt, tình trạng các tổ máy phát điện.
5. Đảm bảo các thiết bị, các tổ máy phát điện không bị sự cố sẵn sàng hòa điện lại.
6. Đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển thao tác cô lập đường dây, thiết bị bị sự cố (nếu có).
7. Đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển phối hợp để nhanh chóng khôi phục lại tự dùng nhà máy điện (nếu sự cố nguồn điện dự phòng).
Điều 7.3.TT.11.47. Xử lý của Điều độ viên khi sự cố mất điện toàn trạm điện, nhà máy điện
(Điều 47 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Thực hiện các biện pháp điều khiển để ngăn chặn sự cố mở rộng.
1a. Đối với trạm điện hoặc nhà máy điện không người trực, thực hiện xử lý sự cố theo Quy trình phối hợp vận hành trạm điện hoặc nhà máy điện không người trực giữa Đơn vị quản lý vận hành và cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Phân tích sự cố, xác định nguyên nhân gây sự cố mất điện toàn trạm điện hoặc nhà máy điện.
3. Lệnh thao tác cô lập đường dây, thiết bị gây sự cố mất điện toàn trạm điện hoặc nhà máy điện.
4. Lệnh khôi phục lại toàn bộ trạm điện hoặc nhà máy điện bị ảnh hưởng bởi sự cố.
5. Hoàn thành Báo cáo sự cố theo Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành.
Điều 7.3.TT.11.48. Chế độ cảnh báo
(Điều 48 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Hệ thống điện vận hành ở chế độ cảnh báo khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau đây:
1. Các điều kiện xuất hiện chế độ cảnh báo của hệ thống điện truyền tải theo Quy định Hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Các đường dây và máy biến áp cấp điện áp 110 kV có mức mang tải từ 90% trở lên nhưng không vượt quá giá trị định mức.
Điều 7.3.TT.11.49. Xử lý của Điều độ viên khi hệ thống điện truyền tải ở chế độ cảnh báo
(Điều 49 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Điều khiển công suất các nhà máy điện để mức dự phòng điều chỉnh tần số thứ cấp đạt hoặc cao hơn mức quy định.
2. Điều khiển công suất các nhà máy điện đế mức độ mang tải của các đường dây và máy biến áp cấp điện áp từ 110 kV trở lên không vượt quá 90% giá trị định mức.
3. Điều khiển điện áp theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành đế đưa điện áp về phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường.
4. Giảm công suất truyền tải trên đường dây trong khu vực có khả năng xảy ra thiên tai hoặc các điều kiện thời tiết bất thường có thế gây ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện hoặc khả năng xảy ra các vấn đề về an ninh, quốc phòng có thể đe dọa an ninh hệ thống điện.
5. Cung cấp thông tin để công bố thông tin cảnh báo lên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện khi đã thực hiện các biện pháp cần thiết nhưng không đưa được hệ thống trở lại chế độ vận hành bình thường.
Điều 7.3.TT.11.50. Chế độ khẩn cấp
(Điều 50 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Hệ thống điện vận hành ở chế độ khẩn cấp khi xuất hiện và duy trì một trong các điều kiện sau đây:
1. Các điều kiện xuất hiện chế độ khẩn cấp của hệ thống điện truyền tải theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện 110 kV nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ.
3. Mức mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện 110 kV hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện 110 kV vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110 % giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
Điều 7.3.TT.11.51. Xử lý của Điều độ viên khi hệ thống điện truyền tải ở chế độ khẩn cấp
(Điều 51 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Điều khiển tần số, điện áp theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để đưa tần số, điện áp về phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường.
2. Xử lý quá tải đường dây hoặc thiết bị điện
a) Điều khiển công suất các nhà máy điện (dự phòng quay, khởi động nhanh) để đường dây hoặc thiết bị điện không bị quá tải;
b) Thay đổi kết lưới theo kết quả đã được tính toán trước nhằm thay đổi trào lưu công suất trên hệ thống điện để giảm công suất truyền tải trên đường dây hoặc thiết bị điện đang bị quá tải.
Điều 7.3.TT.11.52. Chế độ cực kỳ khẩn cấp
(Điều 52 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Hệ thống điện vận hành ở chế độ cực kì khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau đây:
1. Các điều kiện xuất hiện chế độ cực kỳ khẩn cấp của hệ thống điện truyền tải theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
2. Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện 110 kV hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện 110 kV từ 110% giá trị định mức trở lên mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.11.53. Xử lý của Điều độ viên khi hệ thống điện truyền tải ở chế độ cực kỳ khẩn cấp
(Điều 53 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Điều khiển tần số theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để đưa tần số về phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường.
2. Xử lý quá tải đường dây hoặc thiết bị điện
a) Điều khiển công suất các nhà máy điện để đường dây không bị vượt giới hạn truyền tải hoặc thiết bị điện không bị quá tải trên 110%;
b) Thay đổi kết lưới theo kết quả đã được tính toán trước nhằm thay đổi trào lưu công suất trên hệ thống điện để giảm công suất truyền tải trên đường dây hoặc thiết bị điện đang bị quá tải trên 110%;
c) Sa thải phụ tải trung áp hoặc đầu nguồn theo quy định để đường dây không bị vượt giới hạn truyền tải hoặc thiết bị điện không bị quá tải trên 110%.
QUY TRÌNH ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
Điều 7.3.TT.13.4. Quy định chung về điều độ hệ thống điện
(Điều 4 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm chung trong việc chỉ huy vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia đảm bảo an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.
2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện cho năm tới, tháng tới, tuần tới, phương thức vận hành hệ thống điện ngày tới và lịch huy động giờ tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành. Khi lập phương thức vận hành hệ thống điện ngày tới và lịch huy động giờ tới, ngoài việc phải căn cứ trên lịch huy động ngày tới, giờ tới của thị trường điện, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia còn phải tính đến biến động bất thường của thời tiết, diễn biến của phụ tải điện, ràng buộc đảm bảo an ninh hệ thống điện và các ưu tiên khác theo quy định của pháp luật. Phương thức vận hành hệ thống điện cho ngày tới, giờ tới phải đưa ra lịch huy động tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ (nếu có) và thông tin về các tổ máy phát điện phải điều chỉnh so với lịch huy động ngày tới, giờ tới của thị trường điện theo yêu cầu đảm bảo an ninh hệ thống, phương án điều hòa tiết giảm phụ tải điện (nếu có).
3. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm điều độ vận hành hệ thống điện thời gian thực. Các Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển để vận hành nhà máy điện và lưới điện an toàn và tin cậy trong phạm vi quản lý.
4. Trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện thời gian thực, các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ các nguyên tắc, quy định tại Thông tư này và các quy định khác có liên quan.
5. Trường hợp khẩn cấp, để đảm bảo an ninh hệ thống điện, các cấp điều độ có quyền vận hành hệ thống điện khác với phương thức vận hành hệ thống điện ngày tới và lịch huy động giờ tới đã công bố. Các thay đổi này phải được ghi lại trong báo cáo vận hành ngày và công bố theo quy định.
Điều 7.3.TT.13.5. Phân cấp điều độ hệ thống điện quốc gia
(Điều 5 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Điều độ hệ thống điện quốc gia được phân thành 03 cấp chính sau:
1. Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy, điều độ cao nhất trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia. Cấp điều độ quốc gia do Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đảm nhiệm.
2. Cấp điều độ miền là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện miền, chịu sự chỉ huy trực tiếp của Cấp điều độ quốc gia. Cấp điều độ miền do các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Nam và Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Trung đảm nhiệm.
3. Cấp điều độ phân phối
a) Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng. Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty Điện lực tỉnh đảm nhiệm;
b) Cấp điều độ phân phối quận, huyện là cấp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối quận, huyện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ phân phối tỉnh. Tùy theo quy mô lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, các Tổng công ty Điện lực lập đề án thành lập cấp điều độ phân phối quận, huyện trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt.
Điều 7.3.TT.13.6. Nguyên tắc phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra
(Điều 6 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Phân cấp quyền điều khiển theo các nguyên tắc cơ bản sau:
a) Một thiết bị điện chỉ cho phép một cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Theo cấp điện áp của thiết bị điện và chức năng truyền tải hoặc phân phối của lưới điện;
c) Theo công suất đặt của nhà máy điện;
d) Theo ranh giới quản lý thiết bị điện của Đơn vị quản lý vận hành.
2. Phân cấp quyền kiểm tra theo nguyên tắc cơ bản sau:
Một thiết bị điện chỉ cho phép điều độ cấp trên thực hiện quyền kiểm tra trong trường hợp việc thực hiện quyền điều khiển của điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lý vận hành làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc quyền điều khiển của điều độ cấp trên.
3. Đối với một số thiết bị điện thuộc quyền điều khiển của một cấp điều độ mà việc thay đổi chế độ vận hành của thiết bị đó không ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, cho phép cấp điều độ có quyền điều khiển ủy quyền cho điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lý vận hành thực hiện quyền điều khiển thiết bị đó. Việc ủy quyền phải thực hiện bằng văn bản có sự xác nhận của hai bên.
4. Hàng năm, tuỳ theo tình hình thực tế, căn cứ vào quy định về phân cấp quyền điều khiển và kiểm tra tại Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam chỉ đạo các cấp điều độ phối hợp để lập danh sách các thiết bị thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra và gửi tới các Đơn vị quản lý vận hành có liên quan.
5. Chi tiết phân cấp quyền điều khiển, kiểm tra phải được ban hành kèm theo quyết định phê duyệt về sơ đồ đánh số thiết bị điện nhất thứ tại trạm điện hoặc nhà máy điện theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.13.7. Quyền điều khiển
(Điều 7 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Quyền điều khiển là quyền thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc quyền điều khiển.
2. Mọi sự thay đổi chế độ vận hành hệ thống điện hoặc thiết bị điện chỉ được tiến hành theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển, trừ trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều 10 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.8. Quyền kiểm tra của điều độ cấp trên
(Điều 8 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Quyền kiểm tra của điều độ cấp trên là quyền cho phép điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lý vận hành thực hiện quyền điều khiển.
2. Mọi lệnh điều độ làm thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc trường hợp điều độ cấp trên có quyền kiểm tra phải được sự cho phép của điều độ cấp trên, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 10 Thông tư này.
3. Sau khi thực hiện xong lệnh điều độ, điều độ cấp dưới hoặc Đơn vị quản lư vận hành phải báo cáo lại kết quả cho cấp điều độ có quyền kiểm tra.
Điều 7.3.TT.13.9. Quyền nắm thông tin
(Điều 9 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Quyền nắm thông tin là quyền được nhận thông báo hoặc cung cấp trước thông tin về chế độ vận hành của thiết bị điện không thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra nhưng làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện hoặc thiết bị điện thuộc quyền điều khiển, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 10 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.10. Quyền điều khiển, kiểm tra và nắm thông tin trong các trường hợp sự cố hoặc đe dọa sự cố
(Điều 10 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trường hợp xử lý sự cố hoặc đe dọa sự cố, cấp điều độ có quyền điều khiển được phép ra lệnh điều độ trước. Sau khi thực hiện lệnh điều độ, cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm báo cáo ngay cho cấp điều độ có quyền kiểm tra và thông báo cho đơn vị có quyền nắm thông tin.
2. Trường hợp khẩn cấp không thể trì hoãn được (cháy hoặc có nguy cơ đe doạ đến tính mạng con người và an toàn thiết bị) ở nhà máy điện hoặc trạm điện, cho phép Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện tiến hành thao tác thiết bị theo các quy trình liên quan và phải chịu trách nhiệm về thao tác xử lý sự cố của mình. Sau khi xử lý xong, Trưởng ca hoặc Trưởng kíp phải báo cáo ngay cho nhân viên vận hành cấp trên có quyền điều khiển các thiết bị bị sự cố.
Điều 7.3.TT.13.11. Quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia
(Điều 11 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tần số hệ thống điện quốc gia.
2. Điện áp trên lưới điện 500 kV.
3. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn, trừ nhà máy điện lớn quy định tại Khoản 5, Khoản 6 Điều 14 Thông tư này.
4. Lưới điện 500 kV (bao gồm cả thiết bị bù, thiết bị đóng cắt phía 220 kV, 35 kV hoặc 22 kV của máy biến áp 500 kV).
5. Phụ tải hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.12. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ quốc gia
(Điều 12 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điện áp các nút chính cấp điện áp 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền mà việc điều chỉnh điện áp dẫn đến phải điều chỉnh huy động nguồn.
2. Tổ máy phát của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền mà việc huy động tổ máy làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia.
3. Lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện miền mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến phải điều chỉnh huy động nguồn điện của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.
4. Các thiết bị phụ trợ của nhà máy điện lớn làm giảm công suất phát của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.
5. Nguồn cấp điện tự dùng của trạm điện 500 kV hoặc nguồn cấp điện tự dùng của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.13. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ quốc gia
(Điều 13 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Cấp điều độ quốc gia có quyền yêu cầu điều độ cấp dưới và các Đơn vị quản lý vận hành cung cấp các thông tin phục vụ công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, cụ thể như sau:
1. Thông số về chế độ vận hành của hệ thống điện miền và thông số kỹ thuật của thiết bị điện không thuộc quyền kiểm tra.
2. Số liệu dự báo phụ tải và phụ tải thực tế của các trạm biến áp 110 kV.
3. Các thông tin khác phục vụ công tác điều độ hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.14. Quyền điều khiển của Cấp điều độ miền
(Điều 14 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tần số hệ thống điện miền hoặc một phần của hệ thống điện miền trong trường hợp vận hành độc lập với phần còn lại của hệ thống điện quốc gia.
2. Điện áp trên lưới điện 66 kV, 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền. Công suất phản kháng của các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền, trừ các nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.
3. Lưới điện cấp điện áp 66 kV, 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền (bao gồm các thiết bị có cấp điện áp 110 kV, 220 kV và các lộ tổng đầu ra/vào các phía còn lại của máy biến áp 110 kV, 220 kV).
4. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền.
5. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV, 220 kV thuộc hệ thống điện miền trong trường hợp vận hành độc lập với phần còn lại của hệ thống điện quốc gia hoặc được uỷ quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.
6. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn đấu nối vào lưới điện có cấp điện áp dưới 110 kV thuộc hệ thống điện miền.
7. Phụ tải hệ thống điện miền.
Điều 7.3.TT.13.15. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ miền
(Điều 15 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.
2. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh mà việc huy động tổ máy làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.
3. Nguồn cấp điện tự dùng của trạm điện hoặc nguồn cấp điện tự dùng của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.
Điều 7.3.TT.13.16. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ miền
(Điều 16 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia mà việc huy động tổ máy làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.
2. Lưới điện 500 kV mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.
Điều 7.3.TT.13.17. Quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh
(Điều 17 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tần số hệ thống điện phân phối hoặc một phần của hệ thống điện phân phối trong trường hợp vận hành độc lập.
2. Điện áp trên lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, trừ trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều 20 Thông tư này.
3. Lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 20 Thông tư này.
4. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ đấu nối vào lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, trừ các nhà máy điện nhỏ quy định tại Khoản 3 Điều 20 Thông tư này.
5. Phụ tải hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.13.18. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ phân phối tỉnh
(Điều 18 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ được phân cấp quyền điều khiển cho cấp điều độ quận, huyện quy định tại Khoản 3 Điều 20 Thông tư này.
2. Lưới điện trung áp thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ quận, huyện và lưới điện thuộc phạm vi quản lý của đơn vị phân phối và bán lẻ điện mà việc thay đổi kết lưới dẫn đến thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
3. Nguồn cấp điện tự dùng của trạm điện hoặc nguồn cấp điện tự dùng của nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh.
4. Nguồn diesel của khách hàng có đấu nối với lưới điện phân phối, trừ trường hợp phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.
Điều 7.3.TT.13.19. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ phân phối tỉnh
(Điều 19 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tổ máy phát của nhà máy điện lớn đấu nối lưới điện phân phối làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
2. Trạm điện, lưới điện, nhà máy điện là tài sản của khách hàng đấu nối vào lưới điện phân phối không thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh.
3. Thay đổi chế độ vận hành của hệ thống điện miền dẫn đến làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh.
Điều 7.3.TT.13.20. Quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 20 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Lưới điện có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống được Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.
2. Điện áp trên lưới có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống thuộc địa bàn quận, huyện được phân cấp.
3. Tổ máy phát của nhà máy điện nhỏ đấu nối vào lưới phân phối trong trường hợp được Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.
4. Nguồn diesel của khách hàng có đấu nối với lưới điện phân phối được Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phân cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện.
5. Phụ tải lưới điện quận, huyện.
Điều 7.3.TT.13.21. Quyền kiểm tra của Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 21 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Các đường dây phân phối của khách hàng không thuộc quyền điều khiển.
2. Các trạm điện là tài sản của khách hàng không thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện.
Điều 7.3.TT.13.22. Quyền nắm thông tin của Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 22 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Thay đổi chế độ vận hành của các thiết bị điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh có ảnh hưởng đến cung cấp điện cho khách hàng hoặc phải thay đổi kết dây cơ bản của lưới điện quận, huyện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện.
Điều 7.3.TT.13.23. Quyền điều khiển của nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển
(Điều 23 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đơn vị quản lý vận hành nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện có quyền điều khiển các thiết bị sau:
a) Tổ máy phát của nhà máy điện trong trường hợp vận hành tách lưới giữ tự dùng;
b) Hệ thống điện tự dùng của nhà máy điện;
c) Lưới điện thuộc sở hữu của nhà máy điện cung cấp điện cho khách hàng mua điện trực tiếp từ nhà máy điện;
d) Các thiết bị phụ trợ, thiết bị điện của nhà máy điện không nối hệ thống điện quốc gia.
2. Đơn vị quản lý vận hành trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện có quyền điều khiển các thiết bị sau:
a) Hệ thống điện tự dùng của trạm điện;
b) Các thiết bị phụ trợ, thiết bị điện của trạm điện không nối hệ thống điện quốc gia;
c) Lưới điện phân phối trong nội bộ trạm điện của khách hàng.
Điều 7.3.TT.13.24. Quyền nắm thông tin của nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển
(Điều 24 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Đơn vị quản lý vận hành nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện, trạm điện có quyền nắm các thông tin sau:
1. Thông tin về cấp nguồn điện tự dùng cho nhà máy điện hoặc trạm điện từ lưới điện quốc gia.
2. Thông tin về sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị điện không thuộc phạm vi quản lý vận hành nhưng có chung điểm đấu nối.
Điều 7.3.TT.13.25. Mục tiêu cơ bản của điều độ hệ thống điện quốc gia
(Điều 25 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, các cấp điều độ phải đảm bảo các mục tiêu cơ bản sau:
1. Đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy.
2. Đảm bảo ổn định hệ thống điện.
3. Đảm bảo các tiêu chuẩn vận hành theo quy định.
4. Đảm bảo hệ thống điện vận hành kinh tế.
Điều 7.3.TT.13.26. Trách nhiệm của Cấp điều độ quốc gia
(Điều 26 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Chỉ huy, điều khiển hệ thống điện quốc gia bao gồm:
a) Điều khiển tần số hệ thống điện quốc gia;
b) Điều khiển điện áp trên lưới điện 500 kV;
c) Điều khiển công suất các tổ máy phát của nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển;
d) Thao tác, xử lý sự cố lưới điện 500 kV;
đ) Khởi động đen và khôi phục lưới điện 500 kV liên kết các hệ thống điện miền;
e) Điều khiển phụ tải hệ thống điện quốc gia;
g) Thông báo nguyên nhân sự cố nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển hoặc lưới điện 500 kV và dự kiến thời gian khôi phục cho Cấp điều độ miền bị ảnh hưởng. Thông báo giảm mức cung cấp điện do thiếu nguồn điện hoặc giới hạn truyền tải trên lưới điện 500 kV cho Cấp điều độ miền;
h) Điều tiết hồ chứa của các nguồn thủy điện tuân thủ các quy trình, quy định liên quan;
i) Thông báo cho Cấp điều độ miền khi thực hiện quyền điều khiển làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện miền.
2. Lập phương thức vận hành cơ bản cho toàn bộ hệ thống điện quốc gia.
3. Thực hiện tính toán, kiểm tra theo yêu cầu vận hành hệ thống điện quốc gia bao gồm:
a) Tính toán các chế độ vận hành hệ thống điện quốc gia ứng với những phương thức cơ bản của từng thời kỳ hoặc theo các yêu cầu đặc biệt khác;
b) Tính toán, kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơle bảo vệ và tự động trên lưới điện truyền tải 500kV (bao gồm các thiết bị có cấp điện áp 500 kV và các lộ tổng đầu ra/vào các phía còn lại của máy biến áp 500 kV); tính toán, kiểm tra và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơle bảo vệ cho khối máy phát điện - máy biến áp của các nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển, các đường dây và trạm biến áp 500 kV của khách hàng đấu nối vào lưới điện truyền tải 500 kV. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ cho các hệ thống tự động chống sự cố diện rộng trong hệ thống điện quốc gia;
c) Cung cấp cho Cấp điều độ miền: thông số tính toán ngắn mạch (công suất ngắn mạch, dòng điện ngắn mạch) tại các nút điện áp 220 kV của máy biến áp 500 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu; giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện truyền tải thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền;
d) Kiểm tra các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện 220 kV, trạm biến áp 220 kV, trạm biến áp 110 kV và các đường dây đấu nối của các nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền;
đ) Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối các công trình điện mới vào hệ thống điện thuộc quyền điều khiển;
e) Tính toán, kiểm tra ổn định và đề ra các biện pháp nhằm nâng cao ổn định của hệ thống điện quốc gia;
g) Tính toán sa thải phụ tải theo tần số, điện áp của toàn bộ hệ thống điện quốc gia.
4. Chủ trì phân tích, xác định nguyên nhân các sự cố trên hệ thống điện 500 kV, các sự cố nghiêm trọng trong hệ thống điện quốc gia và đề xuất các biện pháp phòng ngừa. Tham gia phân tích và xác định nguyên nhân các sự cố lớn trong hệ thống điện miền, tại nhà máy điện thuộc quyền điều khiển và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
5. Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS, hệ thống máy tính chuyên dụng, hệ thống viễn thông, thông tin được trang bị cho Cấp điều độ quốc gia.
6. Tổng kết tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia, báo cáo theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.13.27. Trách nhiệm của Cấp điều độ miền
(Điều 27 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Chấp hành sự chỉ huy của Cấp điều độ quốc gia trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện miền.
2. Chỉ huy điều khiển hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển bao gồm:
a) Điều khiển điện áp trên hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;
b) Điều khiển tần số hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) trong trường hợp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) tách khỏi hệ thống điện quốc gia;
c) Điều khiển công suất các tổ máy phát của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển trong hệ thống điện miền;
d) Thao tác, xử lý sự cố hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;
đ) Khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền;
e) Phối hợp với Cấp điều độ miền liên quan khi thao tác, xử lý sự cố đường dây truyền tải liên kết các miền thuộc hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;
g) Thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh khi thực hiện quyền điều khiển của Cấp điều độ miền làm ảnh hưởng chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối;
h) Điều khiển phụ tải hệ thống điện miền;
i) Thông báo nguyên nhân sự cố hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển và dự kiến thời gian khôi phục cho Cấp điều độ phân phối tỉnh bị ảnh hưởng. Thông báo giảm mức cung cấp điện do thiếu nguồn điện hoặc quá giới hạn truyền tải trên hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.
3. Đăng ký dự kiến phương thức vận hành hệ thống điện miền với Cấp điều độ quốc gia. Lập phương thức vận hành hệ thống điện miền dựa trên phương thức vận hành đã được Cấp điều độ quốc gia phê duyệt.
4. Thực hiện tính toán, kiểm tra theo yêu cầu vận hành hệ thống điện miền bao gồm:
a) Tính toán các chế độ vận hành hệ thống điện miền ứng với những phương thức cơ bản của từng thời kỳ và theo các yêu cầu đặc biệt khác;
b) Tính toán, kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ trên lưới điện 220 kV, 110 kV (bao gồm các thiết bị có cấp điện áp 110 kV/220 kV và các lộ tổng đầu ra/vào các phía còn lại của máy biến áp 110 kV, 220 kV) thuộc quyền điều khiển; tính toán, kiểm tra và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện miền đối với các thiết bị rơle bảo vệ của khối máy phát - máy biến áp của các nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, các đường dây và trạm biến áp 220 kV, 110 kV của khách hàng đấu nối vào lưới điện thuộc quyền điều khiển;
c) Cung cấp cho Cấp điều độ phân phối tỉnh các số liệu sau: thông số tính toán ngắn mạch tại các nút điện áp 110 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu; giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện phân phối;
d) Kiểm tra các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động của các thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc quyền kiểm tra;
đ) Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối các công trình điện mới vào hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.
5. Phối hợp với Đơn vị quản lý vận hành thuộc hệ thống điện miền xác định nơi đặt, ban hành phiếu chỉnh định, kiểm tra việc chỉnh định và sự hoạt động của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số, điện áp phù hợp yêu cầu của Cấp điều độ quốc gia.
6. Chủ trì phân tích, xác định nguyên nhân các sự cố trong hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
7. Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS, hệ thống máy tính chuyên dụng, hệ thống viễn thông, thông tin được trang bị cho Cấp điều độ miền.
8. Tổng kết, lập báo cáo tình hình vận hành hàng ngày, hàng tuần, hàng tháng, hàng quý, hàng năm của hệ thống điện miền; báo cáo theo quy định.
Điều 7.3.TT.13.28. Trách nhiệm của Cấp điều độ phân phối tỉnh
(Điều 28 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Chấp hành sự chỉ huy của Cấp điều độ miền trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
2. Chỉ huy điều khiển hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển bao gồm:
a) Điều khiển điện áp trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;
b) Điều khiển tần số hệ thống điện phân phối (hoặc một phần hệ thống điện phân phối) trong trường hợp hệ thống điện phân phối (hoặc một phần hệ thống điện phân phối) tách khỏi hệ thống điện miền;
c) Điều khiển công suất phát của các nhà máy điện thuộc quyền điều khiển trong hệ thống điện phân phối;
d) Thao tác, xử lý sự cố các thiết bị thuộc quyền điều khiển;
đ) Khôi phục hệ thống điện phân phối;
e) Điều khiển phụ tải hệ thống điện phân phối;
g) Phối hợp với Cấp điều độ phân phối tỉnh liên quan khi thao tác đường dây phân phối liên kết các tỉnh;
h) Thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện khi thực hiện quyền điều khiển làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của lưới điện quận, huyện;
i) Thông báo nguyên nhân sự cố và dự kiến thời gian cấp điện trở lại cho các đơn vị hoặc bộ phận được giao nhiệm vụ thông báo trực tiếp cho các khách hàng bị ngừng, giảm mức cung cấp điện theo quy định.
3. Đăng ký dự kiến phương thức vận hành hệ thống điện phân phối với Cấp điều độ miền. Lập phương thức vận hành hệ thống điện phân phối dựa trên phương thức đã được Cấp điều độ miền phê duyệt.
4. Thực hiện tính toán theo yêu cầu vận hành hệ thống điện phân phối bao gồm:
a) Tính toán các chế độ vận hành ứng với những phương thức cơ bản của từng thời kỳ hoặc theo các yêu cầu đặc biệt khác;
b) Tính toán, ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động hóa trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển; tính toán, kiểm tra và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện phân phối đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng;
c) Tham gia tính toán tổn thất điện năng và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;
d) Cung cấp cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện các số liệu giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển;
đ) Kiểm tra các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động của các thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc quyền kiểm tra.
5. Theo dõi, kiểm tra việc chỉnh định và sự hoạt động của các hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số trong lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo mức yêu cầu của Cấp điều độ miền.
6. Chủ trì phân tích, xác định nguyên nhân các sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
7. Quản lý vận hành hệ thống SCADA/DMS, hệ thống tự động hóa, hệ thống viễn thông, thông tin và hệ thống máy tính chuyên dụng được trang bị cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.
8. Tổng kết, báo cáo và cung cấp số liệu theo yêu cầu của Cấp điều độ miền; thực hiện chế độ báo cáo theo quy định.
Điều 7.3.TT.13.29. Trách nhiệm của Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 29 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trường hợp hình thành cấp điều độ phân phối quận, huyện, trách nhiệm của cấp điều độ phân phối quận, huyện sẽ được xác định cụ thể trong đề án thành lập được phê duyệt theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 5 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.30. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
(Điều 30 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Đảm bảo hoạt động tin cậy của hệ thống điều tốc và kích từ. Thiết lập các hệ thống bảo vệ, điều khiển tự động đáp ứng các yêu cầu theo quy chuẩn ngành và yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện.
3. Đảm bảo nhà máy điện vận hành an toàn, ổn định; đảm bảo dự phòng ở mức độ sẵn sàng vận hành cao nhất.
4. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục.
5. Thông báo về khả năng sẵn sàng phát điện, mức dự phòng công suất, tình hình thực hiện phương thức vận hành của nhà máy điện cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.
6. Lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống tự dùng và các sơ đồ công nghệ trong dây chuyền vận hành đảm bảo nhà máy điện vận hành an toàn nhất.
7. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị thuộc quyền quản lý theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.
8. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định.
9. Tổ chức thực hiện công tác khắc phục sự cố trong nhà máy điện đảm bảo nhanh chóng đưa thiết bị vào vận hành trở lại trong thời gian ngắn nhất. Chủ động phân tích, xác định và thực hiện các biện pháp phòng ngừa sự cố.
10. Cung cấp tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành thiết bị của nhà máy điện cho các cấp điều độ có quyền điều khiển khi có yêu cầu.
11. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố, diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần; tổ chức diễn tập khởi động đen (đối với nhà máy điện được giao nhiệm vụ khởi động đen), mất điện toàn nhà máy điện ít nhất 01 lần.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.14. Tiết kiệm trong phát điện; Điều 7.3.LQ.39. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phát điện; Điều 7.3.LQ.54. An toàn trong phát điện)
Điều 7.3.TT.13.31. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
(Điều 31 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình vận hành lưới điện truyền tải.
2. Đảm bảo hoạt động ổn định, tin cậy của hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong phạm vi quản lý. Cài đặt trị số chỉnh định cho hệ thống rơ le bảo vệ và tự động trong phạm vi quản lý theo phiếu chỉnh định của cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành, điều độ an toàn hệ thống điện quốc gia.
4. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.
5. Cung cấp tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành đường dây, thiết bị trong trạm thuộc quyền quản lý cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán chế độ vận hành, phối hợp cài đặt rơ le bảo vệ và tự động trên toàn hệ thống điện quốc gia khi có yêu cầu.
6. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa đường dây, trạm điện theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.
7. Tổ chức công tác quản lý đảm bảo vận hành lưới điện truyền tải an toàn và tin cậy.
8. Tổ chức thực hiện công tác khắc phục sự cố đường dây hoặc thiết bị điện tại trạm điện đảm bảo nhanh chóng đưa thiết bị vào vận hành trở lại trong thời gian ngắn nhất. Chủ động phân tích, xác định nguyên nhân và thực hiện các biện pháp phòng ngừa sự cố.
9. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố và diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.15. Tiết kiệm trong truyền tải, phân phối điện; Điều 7.3.LQ.40. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị truyền tải điện; Điều 7.3.LQ.55. An toàn trong truyền tải điện, phân phối điện)
Điều 7.3.TT.13.32. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện
(Điều 32 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình vận hành lưới điện phân phối.
2. Đảm bảo hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và tự động sa thải phụ tải hoạt động ổn định, tin cậy trong phạm vi quản lý. Cài đặt trị số chỉnh định cho hệ thống rơ le bảo vệ và tự động sa thải phụ tải thuộc quyền quản lý theo phiếu chỉnh định của cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành, điều độ an toàn hệ thống điện quốc gia.
4. Thực hiện công tác quản lý nhu cầu phụ tải điện, vận hành lưới điện phân phối đảm bảo an toàn và tin cậy trong phạm vi quản lý.
5. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa đường dây, trạm điện theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.
6. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.
7. Cung cấp số liệu nhu cầu phụ tải điện, các tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành đường dây, thiết bị trong trạm điện thuộc phạm vi quản lý cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán chế độ vận hành, phối hợp cài đặt rơ le bảo vệ và tự động trên toàn hệ thống điện quốc gia khi có yêu cầu.
8. Cung cấp cho Cấp điều độ miền có quyền điều khiển dự kiến thời gian xuất hiện và hoạt động của các phụ tải điện lớn trong phạm vi quản lý.
9. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố và diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.15. Tiết kiệm trong truyền tải, phân phối điện; Điều 7.3.LQ.41. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phân phối điện; Điều 7.3.LQ.55. An toàn trong truyền tải điện, phân phối điện)
Điều 7.3.TT.13.33. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện và bán lẻ điện
(Điều 33 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển khi vận hành lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý.
2. Đảm bảo hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hóa và tự động sa thải phụ tải hoạt động ổn định, tin cậy trong phạm vi quản lý. Cài đặt trị số chỉnh định cho hệ thống rơ le bảo vệ và tự động sa thải phụ tải thuộc quyền quản lý theo phiếu chỉnh định của cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Đảm bảo hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway và hệ thống viễn thông, thông tin thuộc phạm vi quản lý làm việc ổn định, tin cậy và liên tục.
4. Thực hiện công tác quản lý nhu cầu phụ tải điện, vận hành lưới điện phân phối đảm bảo an toàn và tin cậy trong phạm vi quản lý.
5. Thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa đường dây, trạm điện theo đúng quy định và kế hoạch đã được duyệt.
6. Báo cáo sự cố, hiện tượng bất thường của thiết bị và tình hình khắc phục sự cố cho cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định hoặc khi có yêu cầu.
7. Cung cấp số liệu nhu cầu phụ tải điện, các tài liệu kỹ thuật, thông số kỹ thuật, thông số vận hành, quy trình vận hành đường dây, thiết bị trong trạm thuộc phạm vi quản lý cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán chế độ vận hành, phối hợp cài đặt rơ le bảo vệ và tự động trên toàn hệ thống điện quốc gia khi có yêu cầu.
8. Cung cấp cho cấp điều độ có quyền điều khiển dự kiến thời gian xuất hiện và hoạt động của các phụ tải điện lớn trong phạm vi quản lý.
9. Hàng năm, tổ chức diễn tập xử lý sự cố và diễn tập phòng cháy, chữa cháy cho các nhân viên vận hành ít nhất 01 lần.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.44. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán lẻ điện)
Điều 7.3.TT.13.34. Trách nhiệm của đơn vị cung cấp dịch vụ viễn thông
(Điều 34 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đảm bảo kết nối thông tin thông suốt phục vụ điều độ hệ thống điện quốc gia.
2. Đảm bảo hoạt động ổn định, liên tục và tin cậy của các kênh thông tin phục vụ công tác điều độ hệ thống điện.
3. Phối hợp với các bộ phận thông tin của các đơn vị tham gia công tác điều độ để đảm bảo thông tin liên tục phục vụ điều độ hệ thống điện quốc gia.
4. Lập lịch theo dõi, đăng ký sửa chữa các kênh thông tin viễn thông thuộc quyền quản lý theo đúng quy định hiện hành. Thực hiện công tác sửa chữa theo kế hoạch đảm bảo chất lượng, đúng tiến độ và không gây gián đoạn thông tin phục vụ điều độ và vận hành hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.35. Trách nhiệm của đơn vị cung cấp khí cho phát điện
(Điều 35 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Ưu tiên cung cấp khí cho phát điện.
2. Phối hợp với Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia xây dựng quy trình dự báo, ấn định và giao nhận khí cho các nhà máy điện sử dụng khí, đảm bảo tuân thủ các nguyên tắc sử dụng khí theo quy định của cơ quan có thẩm quyền.
3. Phối hợp với Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia lập kế hoạch cung cấp khí cho phát điện năm, tháng, tuần, ngày.
4. Thông báo kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống cung cấp khí cho phát điện để phục vụ lập kế hoạch và vận hành hệ thống điện quốc gia năm, tháng, tuần, ngày.
5. Đảm bảo hệ thống cung cấp khí vận hành an toàn, tin cậy phù hợp với điều kiện kỹ thuật của hệ thống cung cấp khí và điều độ vận hành hệ thống điện quốc gia thời gian thực.
6. Thông báo ngay cho Cấp điều độ quốc gia, Cục Điều tiết điện lực và các Đơn vị phát điện liên quan về sự cố ngừng, giảm mức cung cấp khí cho phát điện và báo cáo về khắc phục sự cố.
Điều 7.3.TT.13.36. Nội dung chính của phương thức vận hành hệ thống điện
(Điều 36 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Để tính toán, chuẩn bị cho công tác điều độ vận hành hệ thống điện thời gian thực, yêu cầu lập phương thức vận hành hệ thống điện với các nội dung chính sau:
1. Kế hoạch đưa công trình mới vào vận hành.
2. Sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện.
3. Dự báo phụ tải hệ thống điện.
4. Đánh giá an ninh hệ thống điện; thông báo khả năng thiếu hụt công suất, sản lượng điện năng.
5. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện.
6. Phiếu thao tác.
7. Kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm trong quá trình vận hành thiết bị.
8. Kế hoạch huy động nguồn điện cho ít nhất hai kịch bản thủy văn.
9. Kế hoạch huy động tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ (nếu có).
10. Kế hoạch cung cấp khí cho phát điện.
11. Kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải, phân phối thuộc quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.37. Phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện
(Điều 37 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Phương thức vận hành hệ thống điện bao gồm:
a) Phương thức năm tới, tháng tới, tuần tới, ngày tới, giờ tới;
b) Phương thức đặc biệt bao gồm các phương thức vận hành hệ thống điện cho ngày Lễ, ngày Tết, ngày diễn ra các sự kiện chính trị, văn hóa và xã hội quan trọng.
2. Nội dung của phương thức vận hành hệ thống điện tháng tới, tuần tới, ngày tới, giờ tới không yêu cầu đầy đủ các nội dung như quy định tại Điều 36 Thông tư này nếu không có thay đổi so với phương thức năm được phê duyệt.
3. Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia
a) Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm
- Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm là cơ sở cho công tác điều hành, giám sát đảm bảo cung cấp điện, bao gồm các nội dung chính sau: dự báo nhu cầu phụ tải điện; kế hoạch huy động nguồn điện; kế hoạch vận hành lưới điện truyền tải; các ràng buộc nguồn, lưới điện và cung cấp nhiên liệu;
- Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm hoàn thành và trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới;
- Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm thông qua phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới và báo cáo Cục Điều tiết điện lực;
- Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Cục Điều tiết Điện lực có trách nhiệm trình Bộ Công Thương phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới;
b) Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần và các phương thức đặc biệt do Cấp điều độ quốc gia lập trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt;
c) Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia ngày tới do Cấp điều độ quốc gia lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tuần đã được phê duyệt.
4. Phương thức vận hành hệ thống điện miền
a) Phương thức vận hành hệ thống điện miền năm do Cấp điều độ miền lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm đã được phê duyệt;
b) Phương thức vận hành hệ thống điện miền tháng, tuần và các phương thức đặc biệt do Cấp điều độ miền lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần và các phương thức đặc biệt đã được phê duyệt;
c) Phương thức vận hành hệ thống điện miền ngày do Cấp điều độ miền lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện miền tuần đã được phê duyệt.
5. Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối (bao gồm hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh và Cấp điều độ phân phối quận, huyện)
a) Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối năm do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện miền năm đã được duyệt, trình Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phê duyệt;
b) Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối tháng, tuần và các phương thức đặc biệt do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện miền tháng, tuần và các phương thức đặc biệt đã được duyệt, trình Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực tỉnh phê duyệt;
c) Phương thức vận hành hệ thống điện phân phối ngày do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập và phê duyệt trên cơ sở phương thức vận hành hệ thống điện phân phối tuần đã được duyệt.
Điều 7.3.TT.13.38. Nội dung đăng ký phương thức
(Điều 38 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Căn cứ vào phạm vi quản lý, quyền điều khiển và quyền kiểm tra, Cấp điều độ miền, Cấp điều độ phân phối tỉnh và Cấp điều độ phân phối quận, huyện có trách nhiệm lập và đăng ký phương thức vận hành bao gồm các nội dung sau:
1. Dự báo phụ tải hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.
2. Dự kiến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện thuộc quyền kiểm tra của điều độ cấp trên.
3. Dự kiến kế hoạch vào vận hành của các công trình điện mới thuộc quyền kiểm tra của điều độ cấp trên.
4. Dự kiến chương trình thí nghiệm vận hành thiết bị thuộc quyền kiểm tra của điều độ cấp trên.
5. Dự kiến kế hoạch huy động nguồn điện thuộc quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.39. Trình tự đăng ký phương thức vận hành
(Điều 39 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đăng ký phương thức vận hành năm
a) Trước ngày 15 tháng 7 hàng năm, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành năm tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;
b) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành năm tới cho Cấp điều độ miền;
c) Trước ngày 15 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành năm tới cho Cấp điều độ quốc gia.
2. Đăng ký phương thức vận hành tháng
a) Trước 10 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;
b) Trước 09 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho Cấp điều độ miền;
c) Trước 08 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho Cấp điều độ quốc gia.
3. Đăng ký phương thức vận hành tuần
a) Trước 10h00 ngày thứ Hai hàng tuần, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành 02 tuần tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;
b) Trước 10h00 ngày thứ Ba hàng tuần, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành 02 tuần tới cho Cấp điều độ miền;
c) Trước 10h00 ngày thứ Tư hàng tuần, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành 02 tuần tới cho Cấp điều độ quốc gia.
4. Đăng ký phương thức vận hành ngày
a) Trước 09h00 hàng ngày, nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần, Cấp điều độ phân phối quận, huyện gửi đăng ký phương thức vận hành ngày tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh;
b) Trước 10h00 hàng ngày, nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần, Cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành ngày tới cho Cấp điều độ miền;
c) Trước 11h00 hàng ngày, nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần, Cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành ngày tới cho Cấp điều độ quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.40. Trình tự thông báo phương thức vận hành
(Điều 40 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thông báo phương thức vận hành năm
a) Trước ngày 20 tháng 11 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới đã được duyệt;
b) Trước ngày 25 tháng 11 hàng năm, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền năm tới đã được duyệt;
c) Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối năm tới đã được duyệt.
2. Thông báo phương thức vận hành tháng
a) Trước 07 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia của tháng tới đã được duyệt;
b) Trước 06 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền của tháng tới đã được duyệt;
c) Trước 05 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối của tháng tới đã được duyệt.
3. Thông báo phương thức vận hành tuần
a) Trước 15h00 ngày thứ Năm hàng tuần, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia của 02 tuần tới đã được duyệt;
b) Trước 15h30 ngày thứ Năm hàng tuần, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền của 02 tuần tới đã được duyệt;
c) Trước 16h00 ngày thứ Năm hàng tuần, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối của 02 tuần tới đã được duyệt.
4. Thông báo phương thức vận hành ngày
a) Trước 15h00 hàng ngày, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ miền phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần đã công bố;
b) Trước 15h30 hàng ngày, Cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh phương thức vận hành hệ thống điện miền ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần;
c) Trước 16h00 hàng ngày, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện phương thức vận hành hệ thống điện phân phối ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần.
Điều 7.3.TT.13.41. Sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện
(Điều 41 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ phân phối quận, huyện có trách nhiệm lập và gửi dự kiến sơ đồ kết dây cơ bản lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển năm tới cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.
2. Trước ngày 15 tháng 8 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm lập và gửi dự kiến sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển năm tới cho Cấp điều độ miền.
3. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, các Cấp điều độ miền có trách nhiệm lập và gửi dự kiến sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện miền năm tới cho Cấp điều độ quốc gia.
4. Trước ngày 20 tháng 11 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử chính thức của mình sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện quốc gia đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt để áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm tới.
5. Sau khi nhận được sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện quốc gia đã được phê duyệt, trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, Cấp điều độ miền có trách nhiệm hoàn thiện và công bố sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện miền do Giám đốc Cấp điều độ miền phê duyệt để áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm tới.
6. Sau khi nhận được sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện miền đã được phê duyệt, trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm hoàn thiện và công bố sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện phân phối cho Cấp điều độ phân phối quận, huyện sau khi được lãnh đạo Đơn vị phân phối điện phê duyệt để áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm tới.
7. Trong quá trình vận hành, khi xét thấy sơ đồ kết dây cơ bản không còn phù hợp, các cấp điều độ lập sơ đồ kết dây mới của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển gửi cho điều độ cấp trên trực tiếp để xem xét và có ý kiến. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm phê duyệt sơ đồ kết dây mới của hệ thống điện quốc gia trong phương thức vận hành tháng và tuần; Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phê duyệt sơ đồ kết dây mới của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh trong phương thức vận hành tháng và tuần.
Điều 7.3.TT.13.42. Dự báo nhu cầu phụ tải điện
(Điều 42 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thực hiện dự báo nhu cầu phụ tải điện theo các quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm chỉ đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh trực thuộc dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới, tháng tới, tuần tới và ngày tới tại các điểm đấu nối giữa lưới điện phân phối với lưới điện truyền tải miền theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối và gửi về Cấp điều độ miền có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.43. Đánh giá an ninh hệ thống điện
(Điều 43 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ nào thì do cấp điều độ đó tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện.
2. Các cấp điều độ có trách nhiệm thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện thuộc quyền điều khiển tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành, Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
3. Trong quá trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, điều độ cấp trên có trách nhiệm phối hợp cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết cho điều độ cấp dưới; điều độ cấp dưới có trách nhiệm gửi kết quả đánh giá an ninh hệ thống điện thuộc quyền điều khiển và các kiến nghị liên quan cho điều độ cấp trên.
4. Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Cấp điều độ quốc gia đầy đủ các thông tin liên quan để thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện theo quy định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.13.44. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện
(Điều 44 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thực hiện lập, đăng ký và phê duyệt kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa nhà máy điện, lưới điện thuộc phạm vi quản lý tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành; Quy trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị điện trong hệ thống điện truyền tải do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị quản lý vận hành thiết bị có trách nhiệm đăng ký tách thiết bị ra khỏi vận hành hoặc đưa vào dự phòng với cấp điều độ có quyền điều khiển. Các bên thi công hoặc các đơn vị khác khi cần tách thiết bị của Đơn vị quản lý vận hành thì phải đăng ký với Đơn vị quản lý vận hành đó. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm nhận, giải quyết đăng ký và giao, nhận thiết bị với Đơn vị quản lý vận hành.
3. Thời gian sửa chữa được tính từ khi cấp điều độ có quyền điều khiển bàn giao thiết bị cho Đơn vị quản lý vận hành đến khi được bàn giao trở lại.
4. Trước khi thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa hoặc đưa vào dự phòng theo kế hoạch đã được phê duyệt, Đơn vị quản lý vận hành phải thông báo và được sự đồng ý của Điều độ viên trực ban tại cấp điều độ có quyền điều khiển.
5. Trường hợp không giải quyết được đăng ký cắt điện để thực hiện bảo dưỡng sửa chữa của Đơn vị quản lý vận hành đăng ký lịch, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo và nêu rõ lý do.
Điều 7.3.TT.13.45. Kế hoạch đưa công trình mới vào vận hành
(Điều 45 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trước ngày 01 tháng 7 hàng năm, Đơn vị quản lý vận hành phải cung cấp cho cấp điều độ có quyền điều khiển dự kiến kế hoạch đưa công trình mới vào vận hành của năm hiện tại và trong hai năm tiếp theo. Trường hợp không có sự thay đổi nào trong tiến độ đưa công trình mới vào vận hành đã được cung cấp từ trước, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo lại cho cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trình tự, thủ tục và điều kiện đóng điện công trình mới tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
3. Đánh số thiết bị
a) Các thiết bị trước khi được đưa vào vận hành đều phải được đặt tên, đánh số theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
b) Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan có trách nhiệm thực hiện các quy định liên quan đến đánh số thiết bị theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
4. Thiết lập hệ thống SCADA và thông tin liên lạc: Các công trình chuẩn bị đưa vào vận hành phải đáp ứng tất cả các điều kiện về kết nối hệ thống thông tin và hệ thống SCADA với cấp điều độ có quyền điều khiển tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS và SCADA/DMS do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
5. Thiết lập và tính toán chỉnh định hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa
a) Các cấp điều độ, các Đơn vị quản lý vận hành phải có trách nhiệm thực hiện thiết lập, kiểm tra và tính toán chỉnh định hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa theo quy định tại Thông tư này, Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
b) Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm hoàn tất và xác nhận việc cài đặt các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi đóng điện công trình mới;
c) Trong quá trình vận hành, mọi sự thay đổi về các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động phải được sự đồng ý của cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Các cấp điều độ có trách nhiệm phối hợp trong quá trình tính toán, chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động hóa để đảm bảo tính chọn lọc, nhanh nhạy của rơ le bảo vệ và tự động trong hệ thống điện quốc gia.
6. Cập nhật thông số trước khi đóng điện công trình mới
a) Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm phối hợp với đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện để cập nhật phương thức vận hành hệ thống điện tháng thuộc quyền điều khiển có xét đến kế hoạch đóng điện của các công trình điện mới;
b) Đơn vị phát điện, khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng có trách nhiệm cập nhật và cung cấp cho cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung đã điều chỉnh so với nội dung trong hồ sơ thỏa thuận đấu nối theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
7. Phương thức đóng điện nghiệm thu, chương trình thí nghiệm nghiệm thu
a) Chủ đầu tư có trách nhiệm đăng ký phương thức đóng điện nghiệm thu, chương trình thí nghiệm nghiệm thu công trình mới với cấp điều độ có quyền điều khiển tuân thủ theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành;
b) Cấp điều độ có quyền điều khiển lập phương thức đóng điện nghiệm thu công trình mới căn cứ đăng ký của Đơn vị quản lý vận hành. Trong trường hợp phương thức đóng điện nghiệm thu thay đổi so với đăng ký, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành;
c) Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền yêu cầu cho Đơn vị quản vận hành thực hiện những thí nghiệm khác ngoài chương trình đăng ký phù hợp Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành;
d) Kế hoạch đóng điện hoặc thí nghiệm nghiệm thu khi đã được phê duyệt chỉ được thực hiện khi có lệnh của Điều độ viên trực ban. Điều độ viên trực ban có quyền không cho phép tiến hành đóng điện hoặc thí nghiệm nghiệm thu nếu không đúng với đăng ký đã được duyệt trước đó hoặc ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện. Mọi thay đổi phương thức đóng điện hoặc thí nghiệm nghiệm thu đều phải đăng ký lại và được cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt trước khi thực hiện.
Điều 7.3.TT.13.46. Phiếu thao tác
(Điều 46 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thao tác có kế hoạch hoặc đột xuất đều phải được lập và phê duyệt phiếu thao tác trước khi tiến hành thao tác để đảm bảo an toàn cho người thao tác và an toàn vận hành hệ thống điện.
2. Các cấp điều độ, các Đơn vị quản lý vận hành phải lập và phê duyệt phiếu thao tác tuân thủ theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.13.47. Kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm trong quá trình vận hành thiết bị
(Điều 47 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trong quá trình vận hành, các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thực hiện kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm thiết bị điện thuộc phạm vi quản lý để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm trong quá trình vận hành thiết bị được cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt chỉ được thực hiện khi có lệnh của Điều độ viên trực ban. Điều độ viên trực ban có quyền không cho phép tiến hành thí nghiệm nếu không đúng với đăng ký đã được cấp điều độ có quyền điều khiển duyệt hoặc việc thực hiện thí nghiệm đó ảnh hưởng đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện. Mọi thay đổi về kế hoạch thử nghiệm, thí nghiệm đều phải được cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt trước khi thực hiện.
Điều 7.3.TT.13.48. Kế hoạch huy động nguồn điện
(Điều 48 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm lập kế hoạch huy động nguồn bao gồm kế hoạch huy động dịch vụ phụ trợ và nhu cầu cung cấp khí cho phát điện tuân thủ Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Cấp điều độ miền, Cấp điều độ phân phối tỉnh lập kế hoạch huy động nguồn điện thuộc quyền điều khiển căn cứ theo Quy định về trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ do Bộ Công Thương ban hành có xét đến các ràng buộc lưới điện thuộc quyền điều khiển, đánh giá an ninh hệ thống điện từ Cấp điều độ quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.49. Nội dung lệnh điều độ
(Điều 49 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thông báo phương thức vận hành.
2. Cho phép ngừng dự phòng, ngừng bảo dưỡng sửa chữa, tiến hành kiểm tra, thử nghiệm và cho phép đưa vào vận hành các thiết bị thuộc quyền điều khiển.
3. Điều chỉnh công suất tác dụng và công suất phản kháng của nguồn điện để đáp ứng tình hình thực tế.
4. Thay đổi trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động hóa, nấc phân áp của máy biến áp thuộc quyền điều khiển.
5. Thao tác thay đổi sơ đồ nối dây, xử lý sự cố và các hiện tượng bất thường trong hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.
6. Phân bổ, hạn chế công suất phụ tải; sa thải hoặc khôi phục phụ tải.
7. Chuẩn y các kiến nghị của nhân viên vận hành cấp dưới về vận hành thiết bị điện trong hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.50. Hình thức lệnh điều độ
(Điều 50 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Tuỳ theo yêu cầu công việc, phương tiện được trang bị, các cấp điều độ sẽ thực hiện lệnh điều độ bằng một trong các hình thức sau:
1. Lời nói.
2. Tín hiệu để điều khiển trực tiếp thiết bị điện thuộc quyền điều khiển.
3. Chữ viết.
Điều 7.3.TT.13.51. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ
(Điều 51 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng lời nói
a) Lệnh điều độ bằng lời nói phải do nhân viên vận hành cấp trên truyền đạt trực tiếp tới nhân viên vận hành cấp dưới thông qua hệ thống thông tin liên lạc;
b) Lệnh điều độ bằng lời nói phải ngắn gọn, rõ ràng, chính xác, được ghi âm tại các cấp điều độ và lưu trữ trong thời gian ít nhất 01 năm;
c) Nhân viên vận hành phải nêu rõ tên và chức danh trong mọi liên hệ bằng lời nói. Nội dung liên hệ phải được ghi chép đầy đủ vào sổ nhật ký vận hành theo trình tự thời gian;
d) Khi thực hiện lệnh điều độ bằng lời nói, kênh thông tin liên lạc được sử dụng theo thứ tự ưu tiên sau:
- Kênh trực thông hoặc kênh thông tin vô tuyến điện phải được kết nối giữa cấp điều độ có quyền điều khiển và nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển;
- Kênh điện thoại cố định: Số điện thoại cố định phải được các đơn vị đăng ký theo quy định, thông báo cho nhau và chỉ được dùng cho mục đích điều độ, vận hành hệ thống điện. Để đảm bảo an toàn, nhân viên vận hành phải gọi điện thoại lại để kiểm tra nếu không rõ nơi gọi đến;
- Kênh điện thoại di động (không dây): Chỉ được sử dụng trong các trường hợp các kênh điện thoại cố định, kênh trực thông hoặc kênh thông tin vô tuyến điện không hoạt động. Số điện thoại di động phải được các đơn vị đăng ký theo quy định, thông báo cho nhau và chỉ được dùng cho mục đích điều độ, vận hành hệ thống điện.
2. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng tín hiệu điều khiển
a) Hệ thống SCADA/EMS, SCADA/DMS truyền tín hiệu điều khiển phải đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, quản lý vận hành theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành;
b) Thời gian lưu trữ lệnh điều độ bằng tín hiệu điều khiển ít nhất là 01 năm.
3. Yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng chữ viết
Lệnh điều độ bằng chữ viết có thể được thực hiện thông qua hệ thống quản lý thông tin điều độ DIM hoặc hệ thống máy fax. Yêu cầu cụ thể như sau:
a) Thông qua hệ thống quản lý thông tin điều độ DIM
- Hệ thống truyền lệnh điều độ điện tử phải đảm bảo tiêu chuẩn an toàn truyền tin (mã hóa, dự phòng), bảo mật (phần mềm, dữ liệu) theo tiêu chuẩn Việt Nam hoặc quốc tế;
- Thời gian lưu trữ lệnh điều độ điện tử ít nhất là 05 năm;
- Các đơn vị phải tổ chức hướng dẫn sử dụng hệ thống truyền lệnh điều độ điện tử cho nhân viên vận hành;
b) Hệ thống máy fax
- Đảm bảo hệ thống máy fax làm việc ổn định, tin cậy;
- Đảm bảo tín hiệu máy fax thông suốt giữa đơn vị ra lệnh điều độ và đơn vị nhận lệnh điều độ.
4. Nhân viên vận hành cấp dưới phải thực hiện ngay và chính xác lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên. Trường hợp việc thực hiện lệnh điều độ có thể gây nguy hại đến con người, thiết bị, nhân viên vận hành cấp dưới có quyền chưa thực hiện nhưng phải báo cáo với nhân viên vận hành cấp trên.
5. Nếu không có lý do chính đáng về an toàn mà trì hoãn thực hiện lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên thì nhân viên vận hành cấp dưới và đơn vị gây ra sự trì hoãn đó phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về hậu quả xảy ra trước pháp luật.
6. Nhân viên vận hành cấp dưới có quyền kiến nghị với nhân viên vận hành cấp trên khi nhận thấy lệnh điều độ chưa hợp lý. Trong trường hợp kiến nghị không được nhân viên vận hành cấp trên chấp nhận thì vẫn phải thực hiện đúng lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên và không phải chịu trách nhiệm về hậu quả.
Điều 7.3.TT.13.52. Cấp điều độ quốc gia
(Điều 52 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Là cấp chỉ huy điều độ cao nhất của hệ thống điện quốc gia, là nơi ra lệnh điều độ tới Cấp điều độ miền, nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, trạm điện 500 kV và các Đơn vị quản lý vận hành trong hệ thống điện quốc gia.
2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện quốc gia là Điều độ viên quốc gia. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên quốc gia bao gồm:
a) Điều độ viên miền;
b) Trưởng ca nhà máy điện lớn thuộc quyền điều khiển (trực tại nhà máy điện hoặc tại trung tâm điều khiển nhà máy điện);
c) Trưởng kíp trạm điện có cấp điện áp 500 kV (trực tại trạm điện hoặc tại trung tâm điều khiển trạm điện).
Điều 7.3.TT.13.53. Cấp điều độ miền
(Điều 53 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ miền là nơi ra lệnh điều độ tới Cấp điều độ phân phối tỉnh, nhà máy điện và trạm điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển và các Đơn vị quản lý vận hành trong hệ thống điện miền.
2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện miền là Điều độ viên miền. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên miền bao gồm:
a) Điều độ viên phân phối tỉnh trong miền;
b) Trưởng ca nhà máy điện (trực tại nhà máy điện hoặc tại trung tâm điều khiển nhà máy điện) thuộc quyền điều khiển;
c) Trưởng kíp trạm điện (trực tại trạm điện hoặc tại trung tâm điều khiển trạm điện) thuộc quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.54. Cấp điều độ phân phối tỉnh
(Điều 54 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ phân phối tỉnh là nơi ra lệnh điều độ tới Cấp điều độ phân phối quận, huyện, trạm điện và nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển và các Đơn vị quản lý vận hành khác trong hệ thống điện phân phối tỉnh.
2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương là Điều độ viên phân phối tỉnh. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên phân phối tỉnh bao gồm:
a) Điều độ viên phân phối quận, huyện;
b) Trưởng ca nhà máy điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển;
c) Trưởng kíp trạm điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển;
d) Nhân viên trực thao tác lưới điện phân phối.
Điều 7.3.TT.13.55. Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 55 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ phân phối quận, huyện là nơi ra lệnh điều độ tới trạm điện, nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển và các đơn vị có chức năng quản lý vận hành trực thuộc Công ty Điện lực quận, huyện hoặc Điện lực quận, huyện.
2. Người trực tiếp chỉ huy điều độ lưới điện quận, huyện là Điều độ viên phân phối quận, huyện. Nhân viên vận hành cấp dưới trực tiếp của Điều độ viên phân phối quận, huyện bao gồm:
a) Trưởng kíp trạm điện, nhà máy điện nhỏ thuộc quyền điều khiển;
b) Nhân viên trực thao tác tại đơn vị điện lực cấp quận, huyện; đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
Điều 7.3.TT.13.56. Quan hệ công tác trong điều độ và vận hành hệ thống điện
(Điều 56 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Nhân viên vận hành cấp trên có quyền đề nghị lãnh đạo trực tiếp của nhân viên vận hành cấp dưới thay thế nhân viên vận hành này khi có đầy đủ bằng chứng cho thấy họ không đủ năng lực vận hành hoặc vi phạm nghiêm trọng quy trình, quy chuẩn, điều lệnh vận hành.
2. Lãnh đạo của nhân viên vận hành cấp dưới không có quyền thay đổi lệnh điều độ khi chưa được sự đồng ý của nhân viên vận hành cấp trên. Trường hợp không đồng ý với lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên, có thể kiến nghị với lãnh đạo của cấp điều độ có quyền điều khiển. Trong lúc chờ đợi trả lời, nếu nhân viên vận hành cấp trên vẫn yêu cầu thực hiện không chậm trễ lệnh điều độ thì lãnh đạo của nhân viên vận hành cấp dưới không được ngăn cản nhân viên vận hành của mình thực hiện lệnh đó, trừ trường hợp lệnh điều độ đe dọa đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị.
3. Quan hệ giữa lãnh đạo trực tiếp của nhân viên vận hành với nhân viên vận hành
a) Lãnh đạo trực tiếp của nhân viên vận hành có quyền ra lệnh cho nhân viên vận hành dưới quyền mình nhưng lệnh đó không được trái với lệnh của nhân viên vận hành cấp trên và quy chuẩn, quy trình, quy định hiện hành;
b) Khi lệnh của lãnh đạo trực tiếp trái với lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên thì nhân viên vận hành cấp dưới có quyền không thi hành và thông báo lại với nhân viên vận hành cấp trên trừ trường hợp nguy hiểm đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị quy định tại Khoản 2 Điều 10 Thông tư này;
c) Khi có đầy đủ lý do cho thấy nhân viên vận hành của mình không đủ năng lực vận hành thì lãnh đạo trực tiếp có thể đình chỉ tạm thời công tác của nhân viên vận hành trong ca trực đó, tự mình đảm nhiệm trách nhiệm xử lý sự cố hoặc chỉ định người khác thay thế, thông báo cho nhân viên vận hành cấp trên biết. Nhân viên vận hành bị đình chỉ công tác chỉ được phép rời vị trí công tác khi đã bàn giao đầy đủ tình hình với người thay thế.
4. Nghiêm cấm tất cả những người không có nhiệm vụ vào phòng điều khiển, trừ lãnh đạo cấp trên có trách nhiệm hoặc lãnh đạo trực tiếp của đơn vị.
Điều 7.3.TT.13.57. Báo cáo vận hành ngày và báo cáo sự cố
(Điều 57 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Báo cáo vận hành ngày:
a) Trước 05h30 hàng ngày, nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho cấp điều độ có quyền điều khiển. Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;
b) Trước 05h30 hàng ngày, Cấp điều độ phân phối quận, huyện có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cấp điều độ phân phối tỉnh. Cấp điều độ phân phối tỉnh quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;
c) Trước 06h30 hàng ngày, Cấp điều độ phân phối tỉnh phải gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cấp điều độ miền. Cấp điều độ miền quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;
d) Trước 07h30 hàng ngày, Cấp điều độ miền có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cấp điều độ quốc gia. Cấp điều độ quốc gia quy định chi tiết về biểu mẫu báo cáo ngày, hình thức gửi báo cáo ngày theo yêu cầu của công tác điều độ;
đ) Trước 08h30 hàng ngày, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm gửi báo cáo ngày hôm trước cho Cục Điều tiết điện lực và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Khi xảy ra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, các cấp điều độ, các Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thực hiện báo cáo sự cố theo quy định tại Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.13.58. Quy định về giao, nhận ca
(Điều 58 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Quy định về nhận ca
a) Nhân viên vận hành phải có mặt trước giờ giao nhận ca ít nhất 15 phút để tìm hiểu những sự việc xảy ra từ ca hiện tại và ca gần nhất của ca hiện tại để nắm được rõ tình trạng vận hành của trạm điện, nhà máy điện, hệ thống điện thuộc quyền điều khiển;
b) Trước khi nhận ca nhân viên vận hành phải hiểu và thực hiện các nội dung sau:
- Phương thức vận hành trong ngày;
- Sơ đồ kết dây thực tế, lưu ý những thay đổi so với kết dây cơ bản và tình trạng thiết bị;
- Nội dung ghi chép trong sổ nhật ký vận hành và sổ giao nhận ca;
- Các thao tác đưa thiết bị ra khỏi vận hành và đưa vào vận hành, đưa vào dự phòng theo kế hoạch sẽ được thực hiện trong ca;
- Nội dung điều lệnh mới trong sổ điều lệnh và sổ ghi các bức điện gửi từ cấp trên và các đơn vị;
- Nghe người giao ca truyền đạt trực tiếp những điều cụ thể về chế độ vận hành, những lệnh của lãnh đạo cấp trên mà ca vận hành phải thực hiện và những điều đặc biệt chú ý hoặc giải đáp những vấn đề chưa rõ;
- Kiểm tra hoạt động của hệ thống điều khiển, thiết bị phụ trợ và thông tin liên lạc;
- Kiểm tra trật tự vệ sinh nơi làm việc, thiết bị và dụng cụ dùng trong ca trực;
- Tình hình nhân sự trong ca trực và các nội dung cụ thể khác theo quy định riêng của từng đơn vị;
- Ký tên vào sổ giao nhận ca.
2. Quy định về giao ca
a) Trước khi giao ca, nhân viên vận hành đang trực ca có trách nhiệm:
- Hoàn thành các công việc trong ca gồm: ghi sổ giao nhận ca, tính toán thông số, các tài liệu vận hành khác theo quy định của từng đơn vị, vệ sinh công nghiệp;
- Thông báo một cách ngắn gọn, chính xác và đầy đủ cho nhân viên vận hành nhận ca những thay đổi của các thiết bị tại nhà máy điện, trạm điện, hệ thống điện thuộc quyền điều khiển và quyền kiểm tra; các lệnh, chỉ thị mới có liên quan đến điều độ, vận hành trong ca trực của mình;
- Thông báo cho nhân viên vận hành nhận ca những hiện tượng bất thường đã xảy ra trong ca trực của mình và những hiện tượng khách quan đang đe dọa đến chế độ vận hành bình thường của các thiết bị tại nhà máy điện, trạm điện, hệ thống điện thuộc quyền điều khiển và quyền kiểm tra;
- Giải thích thắc mắc về những vấn đề chưa rõ của nhân viên vận hành nhận ca;
- Yêu cầu nhân viên vận hành nhận ca ký tên vào sổ giao nhận ca;
- Ký tên vào sổ giao nhận ca.
b) Không cho phép giao ca trong các trường hợp sau:
- Đang có sự cố hoặc đang thực hiện những thao tác phức tạp trừ trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này;
- Chưa hoàn thành các công việc trong ca hoặc chưa thông báo đầy đủ tình hình vận hành trong ca cho nhân viên vận hành nhận ca;
- Nhân viên vận hành nhận ca không đủ tỉnh táo do đã uống rượu, bia, sử dụng các chất kích thích khác bị nghiêm cấm. Trường hợp này, nhân viên vận hành phải báo cáo lãnh đạo đơn vị để cử người khác thay thế;
- Không có người đến nhận ca khi hết giờ trực ca. Trường hợp này, nhân viên vận hành đang trực ca phải báo cáo lãnh đạo đơn vị biết để bố trí người khác thay thế.
3. Trường hợp đang có sự cố hoặc đang thực hiện những thao tác phức tạp, chỉ được phép giao nhận ca khi đảm bảo một trong các điều kiện sau:
a) Sau khi nhân viên vận hành nhận ca đã nắm rõ các bước xử lý sự cố hoặc thao tác tiếp theo và đồng ý ký nhận ca;
b) Sau khi đã báo cáo và được lãnh đạo đơn vị cho phép. Khi cho phép nhân viên vận hành giao ca và nhận ca thì lãnh đạo đơn vị phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về quyết định của mình.
4. Thủ tục giao nhận ca chỉ thực hiện xong khi nhân viên vận hành nhận ca và nhân viên vận hành giao ca đã ký tên vào sổ giao nhận ca. Kể từ khi thủ tục giao nhận ca được thực hiện xong, nhân viên vận hành nhận ca có đầy đủ quyền hạn và trách nhiệm thực hiện những nhiệm vụ của mình trong ca trực.
Điều 7.3.TT.13.59. Quy định đối với nhân viên vận hành trong thời gian trực ca
(Điều 59 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trong thời gian trực ca, nhân viên vận hành phải:
a) Nêu rõ tên và chức danh trong mọi liên hệ. Nội dung liên hệ phải được ghi chép đầy đủ vào sổ nhật ký vận hành theo trình tự thời gian;
b) Khi xảy ra sự cố, hiện tượng bất thường trong ca trực của mình, nhân viên vận hành phải thực hiện đúng các quy định tại Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia, Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và báo cáo những thông tin cần thiết cho nhân viên vận hành cấp trên, lãnh đạo đơn vị;
c) Trường hợp sự cố xảy ra, ngay sau khi xử lý xong sự cố, nhân viên vận hành phải có báo cáo nhanh gửi về cấp điều độ có quyền điều khiển theo quy định tại Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trong thời gian trực ca, nhân viên vận hành không được vi phạm các quy định sau:
a) Uống rượu, bia, sử dụng các chất kích thích khác bị pháp luật nghiêm cấm;
b) Bỏ vị trí công tác khi chưa có nhân viên vận hành thay thế đến nhận ca. Trường hợp đặc biệt có lý do chính đáng và không thể tiếp tục trực ca, nhân viên vận hành trong ca trực phải báo cáo lãnh đạo đơn vị biết để bố trí người khác thay thế;
c) Trực ca liên tục quá thời gian quy định;
d) Cho người không có nhiệm vụ vào phòng điều khiển, nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển khi chưa được phép của lãnh đạo đơn vị;
đ) Làm việc riêng.
Điều 7.3.TT.13.60. Điều kiện cho phép nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực vận hành
(Điều 60 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đơn vị quản lý vận hành lập đề án thành lập trung tâm điều khiển nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực vận hành, xây dựng quy trình kiểm tra giám sát điều khiển vận hành trình đơn vị quản lý trực tiếp phê duyệt sau khi có ý kiến chính thức bằng văn bản của cấp điều độ có quyền điều khiển, cấp điều độ có quyền kiểm tra và các đơn vị liên quan. Đối với trung tâm điều khiển nhóm nhà máy điện lớn hoặc nhóm trạm điện truyền tải, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
2. Nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực phải đảm bảo tuân thủ các quy định về an toàn vệ sinh lao động, an toàn phòng cháy chữa cháy và các yêu cầu khác về bảo vệ an ninh chống đột nhập trái phép.
3. Nhà máy điện hoặc trạm điện được giám sát, điều khiển và thu thập tín hiệu trạng thái, đo lường, bảo vệ từ một trung tâm điều khiển.
4. Hệ thống giám sát, điều khiển, thông tin viễn thông và thu thập tín hiệu đặt tại trung tâm điều khiển nhà máy điện hoặc trạm điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
5. Trước khi đưa vào vận hành, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm xây dựng và ban hành quy trình vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực để hướng dẫn nhân viên vận hành tại trung tâm điều khiển trong thao tác và xử lý sự cố nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực.
6. Trước khi đưa vào vận hành, Đơn vị quản lý vận hành và cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm xây dựng và thống nhất quy trình phối hợp vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực để hướng dẫn nhân viên vận hành trong thao tác và xử lý sự cố nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực.
Điều 7.3.TT.13.61. Vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực
(Điều 61 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Vận hành nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực được thực hiện từ trung tâm điều khiển. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị quản lý vận hành có thể bố trí thêm nhân viên trực vận hành trực tiếp tại nhà máy điện hoặc trạm điện để kiểm tra, giám sát việc điều khiển từ trung tâm điều khiển.
2. Trong mỗi ca trực vận hành tại trung tâm điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành phải bố trí ít nhất 02 (hai) nhân viên vận hành trực ca, trong đó có 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng ca hoặc Trưởng kíp. Đơn vị quản lý vận hành quy định chi tiết phân công nhiệm vụ cho nhân viên vận hành trực ca tại trung tâm điều khiển.
3. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm cử nhân viên tới nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực để kiểm tra tại chỗ thiết bị, đặc biệt vào các thời điểm truyền tải hoặc phát công suất cao.
4. Trường hợp xảy ra sự cố tại nhà máy điện hoặc trạm điện không người trực, Đơn vị quản lý vận hành phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển biết và cử nhân viên vận hành, sửa chữa tới nhà máy điện hoặc trạm điện để khắc phục sự cố trong thời gian ngắn nhất.
Điều 7.3.TT.13.62. Đồng hồ tần số
(Điều 62 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đồng hồ tần số phải được trang bị tại các cấp điều độ và các nhà máy điện.
2. Đồng hồ tần số của các cấp điều độ và nhà máy điện phải được kiểm tra, hiệu chỉnh theo đúng quy định để đảm bảo độ chính xác cho phép không vượt quá 0,01 Hz.
Điều 7.3.TT.13.63. Yêu cầu đối với hệ thống điều tốc của máy phát điện
(Điều 63 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Hệ thống điều tốc của mỗi tổ máy phát điện phải đáp ứng các yêu cầu điều chỉnh tần số sơ cấp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Nhà máy điện chỉ có thể hạn chế tác động của hệ thống điều tốc trái với quy định tại Khoản 1 Điều này do một trong các lý do sau:
a) Tác động đó là cần thiết cho sự an toàn của người làm việc hoặc để tránh gây nguy hiểm cho thiết bị, trong trường hợp này nhà máy điện phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển về sự hạn chế này;
b) Hạn chế đã được thoả thuận trước giữa cấp điều độ có quyền điều khiển và nhà máy điện;
c) Hạn chế theo lệnh điều độ.
Điều 7.3.TT.13.64. Quy định các cấp điều khiển tần số thứ cấp
(Điều 64 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Điều khiển tần số thứ cấp được chia thành 03 cấp như sau:
1. Điều khiển tần số cấp I (sau đây viết tắt là điều tần cấp I) là đáp ứng của hệ thống AGC nhằm duy trì tần số định mức 50 Hz với dải dao động cho phép ± 0,2 Hz.
2. Điều khiển tần số cấp II (sau đây viết tắt là điều tần cấp II) là điều chỉnh tự động hoặc điều chỉnh bằng tay các tổ máy phát điện nhằm đưa tần số nằm ngoài khoảng 50 ± 0,5 Hz về giới hạn trong khoảng 50 ± 0,5 Hz.
3. Điều khiển tần số cấp III (sau đây viết tắt là điều tần cấp III) là điều chỉnh bằng sự can thiệp bởi lệnh điều độ để đưa tần số hệ thống điện vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân bổ kinh tế công suất phát các tổ máy phát.
Điều 7.3.TT.13.65. Quy định về điều khiển tần số
(Điều 65 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thường xuyên theo dõi lượng công suất dự phòng điều tần cấp I, xu hướng thay đổi phụ tải của hệ thống điện để chủ động điều chỉnh công suất phát của các nhà máy điện, đảm bảo mức dự phòng quay theo quy định.
2. Cấp điều độ có quyền điều khiển quy định một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia điều tần cấp I. Căn cứ vào nhiệm vụ phân công điều tần mà các nhà máy điều tần cấp I đưa các bộ tự động điều chỉnh công suất, tần số vào làm việc phù hợp với thực tế. Khi gần hết lượng công suất dự phòng cho việc điều tần, các nhà máy điện có nhiệm vụ điều tần cấp I phải kịp thời thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Tất cả các nhà máy điện không làm nhiệm vụ điều tần cấp I đều phải tham gia điều tần cấp II (trừ trường hợp đã được miễn trừ theo quy định). Khi tần số hệ thống vượt ra ngoài giới hạn 50 ± 0,5 Hz trong thời gian kéo dài quá 15 giây, các nhà máy điện làm nhiệm vụ điều tần cấp II đều phải tham gia điều chỉnh theo khả năng của tổ máy để đưa tần số hệ thống về phạm vi 50 ± 0,5 Hz. Khi tần số hệ thống đã được đưa về giới hạn trên, tất cả các nhà máy điện đã tham gia điều tần cấp II giữ nguyên công suất và thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển để xác nhận mức công suất phát thực tế.
Điều 7.3.TT.13.66. Các biện pháp điều khiển tần số
(Điều 66 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều chỉnh công suất phát hữu công của các nhà máy điện theo thứ tự sau:
a) Các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần;
b) Các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay khi mức dự phòng điều tần thấp hơn mức quy định;
c) Các tổ máy phát điện căn cứ trên thứ tự huy động theo các bản chào hoặc giá bán điện;
d) Các tổ máy dự phòng khởi động nhanh căn cứ trên chi phí thấp nhất.
2. Ngừng dự phòng nguồn điện: Khi tần số hệ thống lớn hơn 50,5 Hz mà không có biện pháp điều chỉnh giảm xuống, cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền ra lệnh cho các nhà máy điện ngừng dự phòng một số tổ máy, dấm lò sau khi xét đến an toàn của hệ thống điện, tính kinh tế, điều kiện kỹ thuật và khả năng huy động lại.
3. Sa thải phụ tải: Sau khi đã hết nguồn dự phòng mà tần số vẫn tiếp tục giảm xuống dưới 49,5 Hz, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thực hiện biện pháp sa thải phụ tải để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện và đưa tần số lên trên 49,5 Hz.
4. Điều chỉnh điện áp: cấp điều độ có quyền điều khiển được phép điều chỉnh điện áp trong phạm vi ± 5% so với điện áp danh định để thay đổi tần số.
Điều 7.3.TT.13.67. Giới hạn điện áp
(Điều 67 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Giới hạn điện áp được xác định như sau:
1. Giá trị điện áp lớn nhất cho phép thiết bị vận hành lâu dài theo quy định của nhà chế tạo.
2. Giá trị điện áp nhỏ nhất cho phép vận hành lâu dài phải đảm bảo an toàn cho hệ thống tự dùng của nhà máy điện, đảm bảo mức dự phòng ổn định tĩnh của hệ thống điện hoặc đường dây có liên quan, giới hạn này căn cứ vào kết quả tính toán các chế độ vận hành của hệ thống điện mà quy định riêng bằng các điều lệnh.
3. Giá trị điện áp đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng.
Điều 7.3.TT.13.68. Nguyên tắc điều chỉnh điện áp
(Điều 68 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đảm bảo điện áp trong giới hạn cho phép theo quy định, không gây quá áp hoặc nguy hiểm cho các phần tử trong hệ thống điện.
2. Đảm bảo tối thiểu chi phí vận hành và tổn thất.
3. Đảm bảo tối ưu các thao tác điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.69. Yêu cầu đối với hệ thống kích từ của máy phát điện có công suất lắp đặt trên 30MW
(Điều 69 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Hệ thống kích từ của mỗi tổ máy phát điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị phát điện không được phép tách hệ thống AVR ra khỏi vận hành hoặc hạn chế vận hành của hệ thống AVR trừ những trường hợp sau:
a) Tác động đó để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị;
b) Đã có sự thoả thuận giữa Đơn vị phát điện và cấp điều độ có quyền điều khiển.
Đơn vị phát điện phải thông báo ngay cho cấp điều độ có quyền điều khiển trong các trường hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 2 Điều này.
3. Trong trường hợp một tổ máy phát điện vận hành không có hệ thống AVR, cấp điều độ có quyền điều khiển có thể áp dụng một số hạn chế về vận hành của tổ máy phát điện kể cả trường hợp cần thiết phải ngừng tổ máy phát điện để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện và điều chỉnh điện áp trong giới hạn cho phép. Trước khi thực hiện, cấp điều độ có quyền điều khiển phải trao đổi và thông báo cho Đơn vị phát điện để quyết định chế độ vận hành phù hợp nhằm giảm thiểu ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn của tổ máy phát điện.
4. Trong tình trạng sự cố hoặc bất thường
a) Khi đã thống nhất với Đơn vị phát điện, cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu Đơn vị phát điện vận hành các tổ máy phát điện tại mức phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng ngoài đặc tính vận hành. Trong trường hợp này, Đơn vị phát điện sẽ không bị phạt nếu không tuân thủ lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền ra lệnh điều độ cho Trưởng ca nhà máy điện tiến hành thay đổi nấc biến áp để thay đổi điện áp.
Điều 7.3.TT.13.70. Quy định về điều chỉnh điện áp
(Điều 70 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Các cấp điều độ phải kiểm tra và giám sát liên tục điện áp trên hệ thống điện thuộc quyền điều khiển. Điện áp tại các điểm nút sẽ do cấp điều độ có quyền điều khiển điều chỉnh căn cứ vào những điều kiện cụ thể của hệ thống điện tại thời điểm vận hành.
2. Cấp điều độ có quyền điều khiển phải điều chỉnh điện áp của hệ thống điện bằng các thiết bị điều khiển sẵn có để đạt được lượng công suất phản kháng cần thiết nhằm giữ điện áp hệ thống điện trong phạm vi cho phép và duy trì lượng công suất phản kháng dự phòng để đáp ứng các thay đổi trên hệ thống điện do biến thiên phụ tải, thay đổi huy động nguồn hoặc kết lưới.
Điều 7.3.TT.13.71. Phân cấp tính toán điện áp, cân bằng công suất phản kháng
(Điều 71 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tính toán cân bằng công suất phản kháng, xác định điện áp và điều chỉnh điện áp trên hệ thống điện 500 kV; tính toán và xác định điện áp tại một số nút chính thuộc lưới điện 220 kV.
2. Cấp điều độ miền căn cứ vào mức điện áp trên hệ thống điện 500 kV và tại một số nút chính thuộc lưới điện 220 kV do Cấp điều độ quốc gia xác định để tính toán, xác định điện áp và điều chỉnh điện áp hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển cho phù hợp với giới hạn quy định.
3. Cấp điều độ phân phối tỉnh căn cứ vào mức điện áp tại các điểm nút do Cấp điều độ miền xác định để tính toán, xác định điện áp và điều chỉnh điện áp của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển phù hợp với giới hạn quy định.
Điều 7.3.TT.13.72. Quy định về biểu đồ điện áp
(Điều 72 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Biểu đồ điện áp được cấp điều độ có quyền điều khiển giao cho các nhà máy điện, trạm điện thực hiện phù hợp với tính toán điện áp quy định tại Điều 71 Thông tư này.
2. Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ thực hiện điều chỉnh điện áp theo biểu đồ do cấp điều độ có quyền điều khiển giao trừ trường hợp sự cố quy định tại Khoản 3 Điều này.
3. Đơn vị quản lý vận hành được phép không thực hiện biểu đồ điện áp theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này trong các trường hợp sau:
a) Sự cố tại nhà máy điện hoặc trạm điện: Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện phải báo cáo ngay cấp điều độ có quyền điều khiển để ra lệnh điều độ điều khiển điện áp phù hợp với tình hình thực tế;
b) Sự cố trên hệ thống điện: Cấp điều độ có quyền điều khiển lệnh trực tiếp cho Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện để điều chỉnh điện áp đáp ứng xử lý sự cố trên hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.13.73. Các biện pháp điều chỉnh điện áp
(Điều 73 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thay đổi nguồn công suất phản kháng đang vận hành của thiết bị bù ngang (tụ điện, kháng điện), máy bù đồng bộ, máy bù tĩnh, máy phát điện theo thứ tự từ gần đến xa điểm cần điều chỉnh điện áp.
2. Điều chỉnh nấc máy biến áp cho phù hợp với tình hình thực tế và quy định vận hành của thiết bị. Không thực hiện điều chỉnh nấc máy biến áp (bằng tay hoặc tự động) để tăng điện áp phía hạ áp hoặc trung áp khi điện áp phía cao áp đã thấp dưới -5% so với điện áp danh định.
3. Huy động thêm các nguồn điện đang dự phòng để phát hoặc nhận công suất phản kháng khi điện áp nằm ngoài giới hạn cho phép.
4. Thay đổi kết lưới hoặc phân bổ lại trào lưu công suất trong hệ thống điện (tách đường dây truyền tải thấp trong trường hợp điện áp cao quá giới hạn cho phép và không gây quá tải đường dây còn lại).
5. Sa thải phụ tải có thể được sử dụng để tránh điện áp vi phạm các giới hạn điện áp thấp theo quy định.
Điều 7.3.TT.13.74. Thao tác điều khiển lưới điện
(Điều 74 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều khiển lưới điện nhằm mục đích:
a) Tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa, thí nghiệm vận hành, đóng điện nghiệm thu công trình mới, thí nghiệm nghiệm thu, thí nghiệm hệ thống bảo vệ rơle và tự động của Đơn vị quản lý vận hành;
b) Xử lý sự cố thiết bị do nghi ngờ có sự cố hoặc sự cố có khả năng xảy ra và sửa chữa khẩn cấp;
c) Điều khiển điện áp;
d) Thay đổi trào lưu công suất trên hệ thống điện phù hợp với khả năng tải của đường dây, thiết bị điện và an toàn hệ thống.
2. Trường hợp thiết bị điện được tách dự phòng (không mang điện) trong thời gian quá 90 ngày, trước khi đưa vào vận hành, Đơn vị quản lý vận hành thiết bị phải thực hiện thí nghiệm, kiểm tra và xác nhận thiết bị điện đủ tiêu chuẩn vận hành.
3. Các thao tác thiết bị điện được thực hiện tuân thủ theo Quy định quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.13.75. Điều khiển tự động lưới điện
(Điều 75 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều khiển lưới điện có thể diễn ra tự động và không cần báo trước do tác động của thiết bị rơle bảo vệ và tự động nhằm cô lập hoặc loại trừ sự cố trên hệ thống điện hoặc tự động khôi phục cấp điện trở lại.
2. Các trình tự đóng cắt tự động cũng có thể được thiết lập để chống quá tải, sai lệch điện áp hoặc sai lệch tần số quá mức cho phép trong trường hợp sự cố trên hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.13.76. Tách đường dây, thiết bị điện
(Điều 76 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Tách đường dây, thiết bị điện được thực hiện theo lệnh hoặc khi có sự cho phép của cấp điều độ có quyền điều khiển tại bất kỳ thời điểm nào khi cấp điều độ có quyền điều khiển thấy cần thiết để đảm bảo vận hành an toàn và tin cậy của hệ thống điện, bao gồm một trong những trường hợp sau:
1. Đe dọa an toàn đến người làm việc.
2. Đe dọa ổn định của hệ thống điện.
3. Có nguy cơ gây sự cố hệ thống điện hoặc gây hư hỏng bất kỳ thiết bị nào của Đơn vị quản lý vận hành.
4. Các phần tử của hệ thống điện bị quá tải vượt quá giới hạn cho phép trong trường hợp sự cố.
5. Điện áp trên hệ thống điện vượt ra ngoài phạm vi quy định.
6. Tần số hệ thống điện vượt ra ngoài phạm vi quy định.
7. Vi phạm các tiêu chuẩn, quy phạm, quy định chuyên ngành và các quy định khác của pháp luật.
Điều 7.3.TT.13.77. Biểu đồ công suất phát nguồn điện
(Điều 77 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia căn cứ theo lịch do Cấp điều độ quốc gia lập tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm:
a) Lịch huy động nguồn điện ngày tới và giờ tới trong trường hợp vận hành thị trường điện;
b) Biểu đồ dự kiến công suất phát của nguồn điện theo phương thức ngày trong trường hợp dừng thị trường điện.
2. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền xác định theo phương thức ngày do Cấp điều độ miền lập căn cứ vào phương thức tuần của Cấp điều độ quốc gia đã được phê duyệt.
3. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh xác định theo phương thức ngày do Cấp điều độ phân phối tỉnh lập căn cứ vào phương thức tuần của Cấp điều độ miền đã được phê duyệt.
4. Biểu đồ công suất phát nguồn điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện căn cứ theo phương thức ngày do Cấp điều độ phân phối quận, huyện lập căn cứ vào phương thức tuần của Cấp điều độ phân phối tỉnh đã được phê duyệt.
Điều 7.3.TT.13.78. Thực hiện biểu đồ phát công suất tác dụng
(Điều 78 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Các nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia phải thực hiện tuân thủ biểu đồ phát công suất do cấp điều độ có quyền điều khiển lập và ra lệnh điều độ, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 4 Điều này và Điều 79 Thông tư này.
2. Trường hợp không thực hiện được biểu đồ phát công suất theo lệnh điều độ, Trưởng ca nhà máy điện phải báo cáo ngay cấp điều độ có quyền điều khiển để có các biện pháp xử lý kịp thời đưa hệ thống điện quốc gia về trạng thái vận hành bình thường.
3. Khi chế độ vận hành của hệ thống điện khác với dự kiến do sự cố nguồn điện hoặc sự cố lưới điện, cấp điều độ có quyền điều khiển được quyền thay đổi biểu đồ phát công suất nhà máy điện trong phạm vi giá trị cho phép theo điều kiện kỹ thuật để đáp ứng được tình hình vận hành thực tế.
4. Nhà máy điện sẽ không vi phạm biểu đồ phát công suất trong các trường hợp sau:
a) Giảm biểu đồ phát công suất của các nhà máy điện do ngừng thiết bị ngoài kế hoạch nhưng phải được sự đồng ý của cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Giảm biểu đồ phát công suất của các nhà máy điện do sự cố thiết bị khi phải kéo dài chu kỳ vận hành theo yêu cầu của cấp điều độ có quyền điều khiển mặc dù đã đến kỳ sửa chữa theo kế hoạch;
c) Tăng hoặc giảm biểu đồ phát công suất của nhà máy điện do quá tải đường dây đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia, do yêu cầu điều khiển điện áp hoặc điều khiển tần số trên hệ thống điện quốc gia.
5. Tổ máy phát điện đang ở trạng thái dự phòng nhưng không huy động được khi cần, sẽ được coi là bị sự cố hoặc bất khả dụng (không tính là dự phòng) kể từ khi ngừng dự phòng. Đối với các tổ máy phát nhiệt điện nếu ngừng dự phòng thời gian quá 30 ngày, cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo trước cho nhà máy điện nếu cần huy động, thời gian báo trước theo thỏa thuận giữa nhà máy điện và cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.79. Tự điều khiển phát công suất tác dụng
(Điều 79 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trừ trường hợp xảy ra quá tải hoặc ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện, cho phép các nhà máy điện sau đây tự điều khiển phát công suất tác dụng:
1. Nhà máy điện được huy động theo cơ chế chi phí tránh được.
2. Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo như gió, mặt trời, thủy triều, địa nhiệt, sinh khối, khí sinh học.
Điều 7.3.TT.13.80. Thông báo khống chế công suất sử dụng không khẩn cấp
(Điều 80 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều độ cấp trên có trách nhiệm thông báo khống chế mức công suất sử dụng cho điều độ cấp dưới trong trường hợp phải ngừng, giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp.
2. Cấp điều độ phân phối tỉnh hoặc Cấp điều độ phân phối quận, huyện phải thực hiện nghiêm chỉnh biểu đồ phân bổ công suất sử dụng theo kế hoạch đã được điều độ cấp trên thông báo.
Điều 7.3.TT.13.81. Lệnh điều độ về khống chế mức công suất sử dụng khẩn cấp
(Điều 81 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Khi dự báo phụ tải hệ thống điện có thể lớn hơn công suất khả dụng nguồn điện và công suất khả dụng nguồn điện thấp hơn so với thông báo theo quy định tại Điều 80 Thông tư này, điều độ cấp trên phải ra lệnh cho điều độ cấp dưới khống chế công suất sử dụng trong trường hợp khẩn cấp, cụ thể như sau:
a) Cấp điều độ quốc gia thông báo cho Cấp điều độ miền về công suất khả dụng nguồn điện của hệ thống điện quốc gia trước khi phải thực hiện khống chế công suất sử dụng của hệ thống điện miền;
b) Cấp điều độ miền thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh về công suất khả dụng nguồn điện của hệ thống điện miền trước khi phải thực hiện khống chế công suất sử dụng của hệ thống điện phân phối;
c) Căn cứ vào bảng phân bổ công suất sử dụng cho các Đơn vị phân phối điện theo khả dụng nguồn điện, Cấp điều độ phân phối tỉnh chuẩn bị sẵn phương án cắt tải và thông báo trước cho cấp điều độ phân phối lưới điện quận, huyện hoặc bộ phận được giao nhiệm vụ thông báo trực tiếp cho các khách hàng sử dụng điện về việc ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp.
2. Việc khống chế công suất sử dụng khi thiếu nguồn điện chỉ kết thúc khi đã nhận được thông báo từ điều độ cấp trên.
Điều 7.3.TT.13.82. Cắt tải sự cố do thiếu nguồn điện theo lệnh điều độ
(Điều 82 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thực hiện cắt tải sự cố do thiếu nguồn điện tuân thủ theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình quy định trình tự, thủ tục sa thải phụ tải trong hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Khi dự báo công suất khả dụng nguồn điện thấp hơn nhu cầu phụ tải và khả năng tần số có thể thấp hơn 49,5 Hz, điều độ cấp trên phải ra lệnh cho điều độ cấp dưới thực hiện điều hòa, tiết giảm phụ tải điện trong đó ưu tiên các Đơn vị phân phối điện có công suất sử dụng chưa vượt quá mức công suất sử dụng đã được phân bổ theo quy định tại Quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trường hợp Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ sử dụng vượt quá công suất hoặc điện năng đã được phân bổ làm ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia, Cấp điều độ miền hoặc Cấp điều độ phân phối tỉnh có quyền cắt sa thải đường dây đầu nguồn thuộc quyền điều khiển để đưa về mức được phân bổ. Trong trường hợp này, đơn vị phân phối và bán lẻ điện hoặc khách hàng sử dụng điện phải chịu hoàn toàn trách nhiệm.
4. Tuỳ theo mức độ thiếu nguồn điện, điều độ cấp trên sẽ ra lệnh điều độ cấp dưới về việc tiết giảm, điều hòa và khôi phục phụ tải. Cấp điều độ phân phối tỉnh phải nghiêm chỉnh thực hiện lệnh điều độ về tiết giảm, điều hòa và khôi phục phụ tải. Phụ tải bị ngừng cung cấp điện chỉ được khôi phục lại khi có yêu cầu của điều độ cấp trên.
Điều 7.3.TT.13.83. Tự động sa thải phụ tải theo tần số thấp
(Điều 83 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tính toán và xác định các mức đặt tần số theo phần trăm của các phụ tải được đặt hệ thống tự động cắt tải theo tần số thấp. Các Đơn vị quản lý vận hành phải chuẩn bị các công việc để đảm bảo thực hiện tự động cắt tải theo tần số thấp với một tỷ lệ phần trăm của tổng phụ tải lớn nhất được tính toán bởi Cấp điều độ quốc gia trong trường hợp thiếu nguồn điện.
2. Các phụ tải được đặt hệ thống tự động cắt tải theo tần số thấp sẽ được chia thành nhiều đợt riêng biệt. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tính toán, xác định số lượng, vị trí, độ lớn và mức tần số thấp kèm theo dựa trên các thảo luận với các Đơn vị quản lý vận hành. Việc phân chia các đợt cắt tải sẽ được thực hiện theo các quy định liên quan nhằm đạt được sự cắt tải đồng bộ hợp lý trong hệ thống điện phân phối.
3. Các phụ tải đã cắt ra do tự động cắt tải theo tần số chỉ được khôi phục lại khi có lệnh của điều độ cấp trên cho phép khôi phục phụ tải.
Điều 7.3.TT.13.84. Cắt tải sự cố do quá tải hoặc điện áp thấp
(Điều 84 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Khi xảy ra quá tải hoặc điện áp thấp, cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền thực hiện cắt phụ tải điện nhằm hạn chế tối đa các hậu quả.Thực hiện cắt tải sự cố do quá tải hoặc điện áp thấp phải tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình quy định trình tự thủ tục sa thải phụ tải trong hệ thống điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Quy mô cắt tải khi quá tải hoặc điện áp thấp được tính toán và cài đặt trên hệ thống điện. Để hạn chế tối đa quy mô cắt tải, rơle bảo vệ tự động cắt tải khi quá tải hoặc điện áp thấp có thể được đặt trên lưới điện cấp điện áp từ 35 kV trở xuống hoặc lưới điện cấp điện áp 110 kV trong trường hợp cực kỳ khẩn cấp.
3. Theo yêu cầu của Cấp điều độ quốc gia hoặc Cấp điều độ miền hoặc Cấp điều độ phân phối tỉnh, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm phối hợp thực hiện cắt tải tự động khi quá tải hoặc điện áp thấp tại các vị trí trên lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối.
4. Các phụ tải điện bị cắt do quá tải hoặc điện áp thấp sẽ được khôi phục lại khi mức quá tải và điện áp khu vực trở lại giá trị cho phép và phải được sự đồng ý của cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi khôi phục lại phụ tải.
Điều 7.3.TT.13.85. Xử lý sự cố hệ thống điện
(Điều 85 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Xử lý sự cố hệ thống điện phải tuân thủ Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm phải xây dựng và ban hành quy trình xử lý sự cố thiết bị điện tại trạm điện hoặc nhà máy điện, trung tâm điều khiển phù hợp với các quy định tại Thông tư này và Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Các cấp điều độ có trách nhiệm ban hành quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống điện thuộc quyền điều khiển.
4. Hàng năm, Nhân viên vận hành của Đơn vị quản lý vận hành tham gia vào quá trình xử lý sự cố hệ thống điện phải được đào tạo và kiểm tra diễn tập xử lý sự cố ít nhất 01 lần.
Điều 7.3.TT.13.86. Khởi động đen và khôi phục hệ thống điện
(Điều 86 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trong quá trình khởi động đen và khôi phục hệ thống điện, các cấp điều độ và các Đơn vị quản lý vận hành phải tuân thủ theo Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành để đảm bảo khôi phục trạng thái bình thường của hệ thống điện quốc gia và cung cấp điện cho phụ tải một cách nhanh nhất và an toàn, tin cậy.
2. Trong quá trình khôi phục hệ thống điện, nhân viên vận hành cấp dưới phải tuân thủ lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên trừ trường hợp có nguy cơ gây mất an toàn cho người hoặc thiết bị.
Điều 7.3.TT.13.87. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ hệ thống điện quốc gia
(Điều 87 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia.
2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.
3. Bộ phận phương thức dài hạn.
4. Bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động.
5. Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.
Điều 7.3.TT.13.88. Quy định nhân viên bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia
(Điều 88 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tùy theo quy mô của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, mức độ trang bị công nghệ điều khiển, Cấp điều độ quốc gia quy định cụ thể số lượng Điều độ viên trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia nhưng không được ít hơn 02 (hai) người, trong đó phải có 01 (một) Điều độ viên làm phụ trách ca trực.
2. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm quy định chi tiết nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của từng vị trí trong mỗi ca trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ quốc gia phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.89. Nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên quốc gia
(Điều 89 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Nhiệm vụ chính của Điều độ viên quốc gia:
a) Chỉ huy điều độ hệ thống điện quốc gia để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng điện năng và kinh tế trong điều kiện vận hành thực tế của hệ thống điện quốc gia;
b) Chỉ huy việc thực hiện phương thức đã được duyệt;
c) Chỉ huy việc điều khiển tần số hệ thống điện quốc gia và điện áp trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;
d) Chỉ huy việc thao tác trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;
đ) Chỉ huy thực hiện điều khiển phụ tải hệ thống điện quốc gia;
e) Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện quốc gia, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện;
g) Thông báo cho Điều độ viên miền mọi thay đổi chế độ huy động nguồn hoặc lưới điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện miền;
h) Xử lý kịp thời các thông tin liên quan trực tiếp đến điều độ hệ thống điện quốc gia;
i) Tham gia phân tích sự cố lớn trong hệ thống điện quốc gia và đề xuất các biện pháp phòng ngừa;
k) Các nhiệm vụ khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.
2. Quyền hạn của Điều độ viên quốc gia:
a) Chỉ huy điều độ và kiểm tra việc thực hiện lệnh của nhân viên vận hành cấp dưới;
b) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện và an toàn của hệ thống điện quốc gia;
c) Thay đổi biểu đồ phát công suất của nhà máy điện khác lịch huy động giờ tới hoặc phương thức ngày trong phạm vi ca trực của mình và chịu trách nhiệm về việc thay đổi đó;
d) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia để giải quyết những vấn đề không thuộc thẩm quyền;
đ) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện quốc gia có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.
3. Điều độ viên quốc gia chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:
a) Ra lệnh điều độ không đúng và không kịp thời trong những điều kiện làm việc bình thường cũng như trong trường hợp sự cố;
b) Gây ra sự cố chủ quan trong ca trực của mình;
c) Vi phạm những quy trình, quy phạm, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;
d) Chỉ huy xử lý sự cố sai quy trình dẫn đến mở rộng phạm vi sự cố;
đ) Chỉ huy vận hành hệ thống điện quốc gia sai chế độ quy định mà không có lý do chính đáng;
e) Chỉ huy thao tác sai dẫn đến khả năng xảy ra sự cố;
g) Không thực hiện đầy đủ phương thức ngày đã được duyệt khi không có lý do chính đáng và chưa được lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia chấp nhận;
h) Thông báo, báo cáo tình hình vận hành hệ thống điện quốc gia cho những người không có nhiệm vụ.
Điều 7.3.TT.13.90. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn
(Điều 90 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận phương thức ngắn hạn tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.
2. Đánh giá an ninh hệ thống điện quốc gia ngắn hạn.
3. Đề xuất thay đổi sơ đồ kết dây cơ bản hệ thống điện quốc gia trên cơ sở đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.
4. Giải quyết đăng ký công tác, sửa chữa của các Đơn vị quản lý vận hành trên cơ sở đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.
5. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.
6. Lập lịch huy động nguồn trên cơ sở đánh giá an ninh ngắn hạn hệ thống điện quốc gia.
7. Lập phương thức đóng điện nghiệm thu, chương trình thí nghiệm nghiệm thu.
8. Lập chương trình thí nghiệm vận hành.
9. Lập kế hoạch cắt điện và biểu hạn chế công suất phụ tải khi có cảnh báo suy giảm an ninh hệ thống điện quốc gia.
10. Tính toán và quy định biểu đồ điện áp các điểm nút chính trong hệ thống điện quốc gia.
11. Khai thác các ứng dụng của hệ thống SCADA/EMS phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện thời gian thực (trào lưu công suất, điện áp, sự cố một phần tử N-1, tối ưu trào lưu công suất, điều khiển hệ thống AGC, ổn định điện áp/góc pha).
12. Phân tích và đánh giá việc thực hiện phương thức đã giao cho các đơn vị.
13. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố, xác định nguyên nhân sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
14. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.
Điều 7.3.TT.13.91. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn
(Điều 91 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận phương thức dài hạn tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Lập sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện quốc gia.
2. Dự báo phụ tải phục vụ đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.
3. Xác định mức dự phòng công suất và dự phòng điện năng của hệ thống điện quốc gia. Xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ theo quy định.
4. Đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.
5. Lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện, nhà máy điện tháng, năm trên cơ sở đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.
6. Lập kế hoạch vận hành nguồn điện, lưới điện năm, tháng trên cơ sở đánh giá an ninh trung hạn hệ thống điện quốc gia.
7. Lập cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ công tác tính toán chế độ vận hành, tính toán ngắn mạch, tính toán ổn định, tính toán quá độ điện từ và các mục đích khác.
8. Tính toán lập phương thức và chuẩn bị các công việc cần thiết phục vụ đưa các thiết bị, công trình điện mới vào vận hành.
9. Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối công trình điện mới vào hệ thống điện quốc gia thuộc quyền điều khiển.
10. Lập phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia.
11. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và thiết bị tự động hóa trong quá trình xảy ra sự cố, xác định nguyên nhân sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
12. Tính toán, kiểm tra ổn định của hệ thống điện quốc gia, xác định các giới hạn vận hành để đảm bảo ổn định.
13. Nghiên cứu và đề ra các biện pháp làm tăng tính ổn định của hệ thống điện quốc gia.
14. Đề xuất, thông qua các bộ tự động chống sự cố diện rộng, ngăn ngừa mất ổn định, chống dao động công suất, chống sụp đổ điện áp, chống sụp đổ tần số trên hệ thống điện quốc gia.
15. Tính toán lượng công suất phụ tải sa thải theo tần số thấp, điện áp thấp trên toàn hệ thống điện quốc gia.
16. Quản lý các phần mềm phục vụ tính toán, phân tích chế độ hệ thống, lập kế hoạch vận hành, phần mềm tính toán thời gian thực trong hệ thống EMS.
17. Xây dựng, cập nhật cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ các ứng dụng mô phỏng, phân tích lưới điện, lập kế hoạch và điều khiển phát điện, giả lập hệ thống hỗ trợ mô phỏng đào tạo Điều độ viên của hệ thống EMS; vận hành, bảo trì và bảo dưỡng hệ thống EMS. Tham gia tổ chức, chuẩn bị tài liệu, biểu mẫu thí nghiệm vận hành để xác định tính ổn định của hệ thống điện quốc gia.
18. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.
Điều 7.3.TT.13.92. Nhiệm vụ của bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động
(Điều 92 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Tính toán trị số chỉnh định rơle bảo vệ và tự động cho hệ thống điện 500 kV, tính toán trị số chỉnh định cho các hệ thống tự động chống sự cố diện rộng, sa thải phụ tải trên hệ thống điện quốc gia.
2. Tính toán, kiểm tra trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho khối máy phát - máy biến áp của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ quốc gia.
3. Kiểm tra, đánh giá sơ đồ phương thức rơ le bảo vệ đối với các công trình mới thuộc quyền điều khiển và kiểm tra của Cấp điều độ quốc gia.
4. Cung cấp thông số tính toán ngắn mạch (công suất ngắn mạch, dòng điện ngắn mạch) tại các nút có điện áp từ 220 kV ứng với chế độ vận hành cực đại và cực tiểu. Cung cấp giới hạn chỉnh định và kiểm tra trị số tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ lưới điện 220 kV và nhà máy điện của Cấp điều độ miền.
5. Chủ trì thu thập thông tin và tổ chức điều tra sự cố trong hệ thống điện quốc gia, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố; đưa ra các biện pháp tăng tính chọn lọc, tăng sự làm việc chắc chắn và tin cậy của rơ le bảo vệ, thiết bị tự động trong hệ thống điện quốc gia.
6. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hóa hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện quốc gia.
7. Quản lý hệ thống thiết bị ghi sự cố, các hệ thống chống sự cố mất điện diện rộng.
8. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.
Điều 7.3.TT.13.93. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính
(Điều 93 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính tại Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Xây dựng hệ thống SCADA và quản lý vận hành đảm bảo sự hoạt động ổn định, tin cậy của hệ thống SCADA/EMS, DIM, hệ thống máy tính chuyên dụng, mạng máy tính và hệ thống thông tin liên lạc trong phạm vi quản lý của Cấp điều độ quốc gia.
2. Tổ chức lưu trữ và bảo quản ghi âm đàm thoại điều độ; sẵn sàng cung cấp cho bộ phận trực ban chỉ huy điều độ ghi âm các cuộc đàm thoại điều độ khi có yêu cầu.
3. Quản lý vận hành toàn bộ các thiết bị thuộc hệ thống SCADA/EMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị khác có liên quan) trong phạm vi quản lý của Cấp điều độ quốc gia.
4. Theo dõi, báo cáo tình hình vận hành của hệ thống thông tin liên lạc. Phối hợp với các bộ phận liên quan xử lý kịp thời các sự cố về thông tin liên lạc.
5. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa định kỳ và đại tu các thiết bị điều khiển, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận trực ban chỉ huy điều độ và trình lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia duyệt.
6. Phối hợp với đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin viễn thông đưa các kênh viễn thông phục vụ công tác điều độ ra bảo dưỡng, sửa chữa theo kế hoạch đã được lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia phê duyệt.
7. Quản trị trang Web phục vụ công tác vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia.
8. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ quốc gia quy định.
Điều 7.3.TT.13.94. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ hệ thống điện miền
(Điều 94 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền.
2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.
3. Bộ phận phương thức dài hạn.
4. Bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động.
5. Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.
Điều 7.3.TT.13.95. Quy định nhân viên bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền
(Điều 95 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tùy theo quy mô của hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, mức độ trang bị công nghệ điều khiển, Cấp điều độ miền quy định cụ thể số lượng Điều độ viên trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền nhưng không được ít hơn 02 (hai) người, trong đó phải có 01 (một) Điều độ viên làm phụ trách ca trực.
2. Cấp điều độ miền có trách nhiệm quy định chi tiết nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của từng vị trí trong mỗi ca trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ miền phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.96. Nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên miền
(Điều 96 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Nhiệm vụ chính của Điều độ viên miền:
a) Chấp hành sự chỉ huy vận hành của Điều độ viên quốc gia;
b) Chỉ huy điều độ hệ thống điện miền nhằm mục đích cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất lượng điện năng và kinh tế trong điều kiện vận hành thực tế của hệ thống điện miền;
c) Thực hiện phương thức đã được duyệt;
d) Chỉ huy việc điều khiển nguồn điện thuộc quyền điều khiển trong hệ thống điện miền;
đ) Chỉ huy việc thao tác trên lưới điện thuộc quyền điều khiển;
e) Chỉ huy việc điều khiển điện áp hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển;
g) Chỉ huy thực hiện điều khiển phụ tải hệ thống điện miền;
h) Chỉ huy điều khiển tần số, điện áp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) trong trường hợp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) tách khỏi hệ thống điện quốc gia;
i) Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện miền, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện;
k) Thông báo cho Điều độ viên phân phối tỉnh mọi thay đổi chế độ huy động nguồn hoặc lưới điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối;
l) Khi xảy ra sự cố lớn trong hệ thống điện miền, Điều độ viên miền phải kịp thời báo cáo cho Điều độ viên quốc gia, lãnh đạo Cấp điều độ miền;
m) Tham gia phân tích sự cố lớn trong hệ thống điện miền và đề xuất các biện pháp phòng ngừa;
n) Các nhiệm vụ khác do Cấp điều độ miền quy định.
2. Quyền hạn của Điều độ viên miền:
a) Chỉ huy điều độ và kiểm tra việc thực hiện lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp dưới;
b) Cho phép tiến hành thao tác trên thiết bị thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền, thay đổi sơ đồ kết dây theo những đăng ký đã được duyệt, thay đổi sơ đồ kết dây phù hợp với tình hình thực tế;
c) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện và an toàn của hệ thống điện miền;
d) Thay đổi biểu đồ phụ tải của các đơn vị đã được duyệt, đề nghị với Điều độ viên quốc gia để thay đổi biểu đồ phát công suất của nhà máy điện trong hệ thống điện miền phù hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca trực của mình;
đ) Trong trường hợp sự cố, Điều độ viên miền được quyền điều khiển công suất phát các nhà máy điện trong miền không thuộc quyền điều khiển để khắc phục sự cố, sau đó phải báo ngay Điều độ viên quốc gia;
e) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ miền hoặc Điều độ viên quốc gia để xử lý những vấn đề không thuộc thẩm quyền hoặc không đủ khả năng giải quyết;
g) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ miền hoặc Điều độ viên quốc gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện miền có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.
3. Điều độ viên miền chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:
a) Ra lệnh điều độ không đúng và không kịp thời trong những điều kiện làm việc bình thường cũng như trong trường hợp sự cố;
b) Gây ra sự cố chủ quan trong ca trực của mình;
c) Vi phạm những quy trình, quy phạm, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;
d) Chỉ huy xử lý sự cố sai quy trình dẫn đến mở rộng phạm vi sự cố;
đ) Chỉ huy vận hành hệ thống điện miền sai chế độ quy định mà không có lý do chính đáng;
e) Chỉ huy thao tác sai dẫn đến khả năng xảy ra sự cố;
g) Không thực hiện đầy đủ phương thức ngày đã được duyệt khi không có lý do chính đáng và chưa được lãnh đạo Cấp điều độ miền chấp nhận.
Điều 7.3.TT.13.97. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn
(Điều 97 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện miền, bộ phận phương thức ngắn hạn tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Dự báo phụ tải hệ thống điện miền ngắn hạn.
2. Lập phương thức vận hành ngắn hạn trên cơ sở phương thức dài hạn đã được phê duyệt.
3. Giải quyết đăng ký tách kiểm tra, sửa chữa và đưa vào vận hành các tổ máy, đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển.
4. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.
5. Lập phương thức vận hành hệ thống điện thuộc quyền điều khiển trong các dịp lễ, tết và những ngày có yêu cầu đặc biệt.
6. Cùng với các bộ phận liên quan trong Cấp điều độ miền phối hợp với cấp điều độ phân phối lập kế hoạch cắt điện và hạn chế công suất phụ tải khi có yêu cầu.
7. Phân tích và đánh giá tình hình thực hiện phương thức đã giao cho các đơn vị trong hệ thống điện miền.
8. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện miền, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và thiết bị tự động hóa trong quá trình xảy ra sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
9. Tham gia nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy và tính kinh tế trong vận hành hệ thống điện miền.
10.Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.
Điều 7.3.TT.13.98. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn
(Điều 98 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện miền, bộ phận phương thức dài hạn tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Phối hợp với Cấp điều độ quốc gia lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống điện miền tương ứng với các mùa trong năm.
2. Lập cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ công tác tính toán chế độ vận hành, tính toán ngắn mạch, tính toán ổn định, tính toán quá độ điện từ và các mục đích khác.
3. Tính toán chế độ vận hành hệ thống điện miền tương ứng với từng phương thức trên hoặc khi đưa thiết bị, công trình mới vào vận hành.
4. Tham gia đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối công trình điện mới vào hệ thống điện quốc gia thuộc quyền điều khiển.
5. Lập và tính toán biểu đồ điện áp trong hệ thống điện miền.
6. Tính toán chế độ vận hành hệ thống điện miền phục vụ việc thao tác.
7. Tính toán, theo dõi và đánh giá tổn thất điện năng truyền tải của hệ thống điện miền. Đề xuất các biện pháp và phương thức vận hành hợp lý nhằm giảm tổn thất điện năng truyền tải trong hệ thống điện miền.
8. Phối hợp với bộ phận phương thức ngắn hạn tính toán và xác định chế độ vận hành không toàn pha, xác định các điểm cho phép đóng khép vòng trong hệ thống điện miền.
9. Phối hợp với Cấp điều độ Quốc gia để tham gia xây dựng, cập nhật cơ sở dữ liệu hệ thống điện phục vụ các ứng dụng mô phỏng, phân tích lưới điện, lập kế hoạch và điều khiển phát điện, giả lập hệ thống hỗ trợ mô phỏng đào tạo Điều độ viên của hệ thống EMS; vận hành, bảo trì và bảo dưỡng hệ thống EMS.
10.Tham gia phân tích sự cố lớn trong hệ thống điện miền, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố và đề xuất các biện pháp phòng ngừa.
11.Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.
Điều 7.3.TT.13.99. Nhiệm vụ của bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động
(Điều 99 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện miền, bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Tính toán trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho lưới điện 220 kV, 110 kV thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.
2. Kiểm tra và lập phiếu chỉnh định cho hệ thống thiết bị sa thải phụ tải theo tần số của hệ thống điện miền theo các mức tần số do Cấp điều độ quốc gia cung cấp.
3. Tính toán, kiểm tra trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho khối máy phát - máy biến áp của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.
4. Kiểm tra trị số tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trong lưới điện phân phối.
5. Chủ trì thu thập thông tin và tổ chức điều tra sự cố trong hệ thống điện miền, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố, đưa ra các biện pháp tăng tính chọn lọc, tăng sự làm việc chắc chắn và tin cậy của rơ le bảo vệ và tự động trong hệ thống điện miền.
6. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của các thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện miền.
7. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.
Điều 7.3.TT.13.100. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính
(Điều 100 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện quốc gia, bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính tại Cấp điều độ miền có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Xây dựng hệ thống SCADA và quản lý vận hành đảm bảo sự hoạt động ổn định, tin cậy của hệ thống SCADA/EMS, DIM, hệ thống máy tính chuyên dụng, mạng máy tính và hệ thống thông tin liên lạc trong phạm vi quản lý của cấp điều độ miền.
2. Tổ chức lưu trữ và bảo quản ghi âm đàm thoại điều độ; sẵn sàng cung cấp cho bộ phận trực ban chỉ huy điều độ ghi âm các cuộc đàm thoại điều độ khi có yêu cầu.
3. Quản lý vận hành toàn bộ các thiết bị thuộc hệ thống SCADA/EMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị khác có liên quan) trong phạm vi quản lý của Cấp điều độ miền.
4. Theo dõi, báo cáo tình hình vận hành của hệ thống thông tin liên lạc. Phối hợp với các bộ phận liên quan xử lý kịp thời các sự cố về thông tin liên lạc.
5. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa định kỳ và đại tu các thiết bị điều khiển, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận trực ban chỉ huy điều độ và trình lãnh đạo Cấp điều độ miền duyệt.
6. Phối hợp với đơn vị cung cấp dịch vụ thông tin viễn thông đưa các kênh viễn thông phục vụ công tác điều độ ra bảo dưỡng, sửa chữa theo kế hoạch đã được lãnh đạo Cấp điều độ miền phê duyệt.
7. Các nhiệm vụ khác được Cấp điều độ miền quy định.
Điều 7.3.TT.13.101. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ hệ thống điện phân phối
(Điều 101 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Tùy theo quy mô lưới điện phân phối tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể các bộ phận trực tiếp tham gia công tác điều độ tại Cấp điều độ phân phối tỉnh, có thể bao gồm các bộ phận sau:
1. Bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh.
2. Bộ phận phương thức ngắn hạn.
3. Bộ phận phương thức dài hạn.
4. Bộ phận tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động.
5. Bộ phận quản lý thiết bị thông tin và máy tính.
Điều 7.3.TT.13.102. Quy định bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh
(Điều 102 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tùy theo quy mô của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, mức độ trang bị công nghệ điều khiển, Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể số lượng Điều độ viên trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh. Trường hợp có từ 02 (hai) người trở lên thì phải có 01 (một) người làm phụ trách ca trực.
2. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm quy định chi tiết nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của từng vị trí trong mỗi ca trực vận hành tại bộ phận trực ban chỉ huy điều độ phân phối tỉnh phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.103. Nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên phân phối tỉnh
(Điều 103 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Nhiệm vụ chính của Điều độ viên phân phối tỉnh:
a) Chấp hành sự chỉ huy điều độ của Điều độ viên miền trong quá trình chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;
b) Chỉ huy điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất lượng và kinh tế;
c) Chỉ huy thực hiện phương thức đã được duyệt. Kiểm tra, đôn đốc các đơn vị trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển thực hiện đúng phương thức đã được duyệt, điều chỉnh phân bổ công suất cho các đơn vị phù hợp với tình hình thực tế;
d) Chỉ huy việc thao tác lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển;
đ) Chỉ huy việc điều khiển điện áp trên hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;
e) Chỉ huy việc điều khiển nguồn điện, phụ tải điện thuộc quyền điều khiển;
g) Chỉ huy xử lý sự cố và hiện tượng bất thường, nhanh chóng khôi phục tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện;
h) Chỉ huy việc điều khiển tần số hệ thống điện phân phối hoặc một phần hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển trong trường hợp vận hành độc lập;
i) Thông báo cho Điều độ viên lưới điện quận, huyện mọi thay đổi chế độ huy động nguồn hoặc lưới điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối tỉnh làm thay đổi chế độ vận hành bình thường của lưới điện quận, huyện;
k) Báo cáo đầy đủ, chính xác những vấn đề liên quan đến vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho lãnh đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh và Cấp điều độ miền khi được yêu cầu;
l) Yêu cầu nhân viên vận hành cấp dưới thực hiện các quy trình, quy chuẩn kỹ thuật, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;
m) Tham gia phân tích sự cố trong hệ thống điện phân phối và đề xuất các biện pháp phòng ngừa;
n) Các nhiệm vụ khác do Đơn vị phân phối điện quy định.
2. Quyền hạn của Điều độ viên phân phối tỉnh
a) Cho phép tiến hành thao tác trên hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, thay đổi sơ đồ nối dây theo những đăng ký đã được duyệt, thay đổi sơ đồ kết dây phù hợp với tình hình thực tế;
b) Ra lệnh điều độ cho nhân viên vận hành cấp dưới và kiểm tra việc thực hiện lệnh đó;
c) Đưa thiết bị ra sửa chữa ngoài kế hoạch trong phạm vi ca trực của mình và phải chịu hoàn toàn trách nhiệm về việc đảm bảo an toàn cung cấp điện cho các hộ dùng điện và an toàn của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển;
d) Thay đổi biểu đồ phụ tải của các đơn vị trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho phù hợp với tình hình thực tế vận hành trong phạm vi ca trực của mình;
đ) Xin ý kiến lãnh đạo đơn vị hoặc Điều độ viên miền xử lý những vấn đề không thuộc thẩm quyền giải quyết;
e) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ phân phối tỉnh hoặc Cấp điều độ miền thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa hợp lý.
3. Điều độ phân phối tỉnh chịu trách nhiệm pháp lý khi thực hiện những hành vi sau đây:
a) Ra lệnh điều độ không đúng và không kịp thời trong những điều kiện làm việc bình thường cũng như trong trường hợp sự cố;
b) Gây ra sự cố chủ quan trong ca trực của mình;
c) Vi phạm quy trình, quy chuẩn kỹ thuật, điều lệnh vận hành và kỷ luật lao động;
d) Chỉ huy xử lý sự cố sai quy trình dẫn đến mở rộng phạm vi sự cố;
đ) Chỉ huy vận hành hệ thống điện phân phối sai chế độ quy định mà không có lý do chính đáng;
e) Chỉ huy thao tác sai dẫn đến khả năng xảy ra sự cố;
g) Không thực hiện đầy đủ phương thức ngày đã được duyệt khi không có lý do chính đáng và chưa được lãnh đạo điều độ phân phối chấp nhận.
Điều 7.3.TT.13.104. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức ngắn hạn
(Điều 104 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận phương thức ngắn hạn tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Lập phương thức vận hành ngắn hạn.
2. Lập biểu cắt điện và biểu hạn chế phụ tải, danh sách phụ tải cần đặc biệt ưu tiên, danh sách các điểm đặt thiết bị tự động sa thải phụ tải theo tần số, tự động đóng lại phụ tải khi tần số cho phép.
3. Giải quyết các đăng ký đưa ra sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ và đưa vào vận hành các đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển.
4. Lập phiếu thao tác theo kế hoạch.
5. Tham gia điều tra, phân tích sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
6. Tham gia nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy, giảm tổn thất trong vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
7. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.
Điều 7.3.TT.13.105. Nhiệm vụ của bộ phận phương thức dài hạn
(Điều 105 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận phương thức dài hạn tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Lập phương thức vận hành cơ bản của hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
2. Tham gia lập kế hoạch sản xuất quý, năm của đơn vị phân phối điện, kế hoạch đại tu và sửa chữa thiết bị điện có liên quan hàng quý, hàng năm của trạm biến áp và đường dây thuộc quyền điều khiển.
3. Lập phương thức kết dây tương ứng với kế hoạch sửa chữa thiết bị chính trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
4. Tính toán và xác định các điểm cho phép đóng khép vòng trên lưới điện thuộc quyền điều khiển và các cầu dao cho phép đóng cắt không tải hoặc có tải các thiết bị điện.
5. Làm đầu mối phối hợp các bộ phận liên quan tính toán tổn thất điện năng và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
6. Nghiên cứu các biện pháp cần thiết để nâng cao độ tin cậy và tính kinh tế trong điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
7. Chủ trì tổ chức điều tra và phân tích các sự cố trong hệ thống điện phân phối và đề ra các biện pháp phòng ngừa.
8. Chuẩn bị các công việc cần thiết đưa các thiết bị mới, công trình mới vào vận hành.
9. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.
Điều 7.3.TT.13.106. Nhiệm vụ của bộ phận rơ le bảo vệ và tự động
(Điều 106 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận rơ le bảo vệ và tự động tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển. Cung cấp các phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho các Đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
2. Tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho thiết bị mới, công trình mới thuộc quyền điều khiển của điều độ hệ thống điện phân phối để chuẩn bị đưa vào vận hành.
3. Tham gia điều tra sự cố trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển, phân tích sự hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động trong quá trình xảy ra sự cố. Xác định nguyên nhân sự cố và tìm các biện pháp khắc phục.
4. Tổng kết, đánh giá tình hình hoạt động của các thiết bị rơ le bảo vệ và tự động hàng tháng, hàng quý, hàng năm trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
5. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.
Điều 7.3.TT.13.107. Nhiệm vụ của bộ phận quản lý vận hành thiết bị thông tin và máy tính
(Điều 107 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trong công tác điều độ hệ thống điện phân phối, bộ phận quản lý vận hành thiết bị thông tin và máy tính tại Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ chính sau:
1. Quản lý vận hành toàn bộ thiết bị thuộc hệ thống thông tin, hệ thống SCADA/DMS (bao gồm các thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, thiết bị ghép nối, hệ thống máy tính và các thiết bị phục vụ có liên quan).
2. Quản lý mạng máy tính đặt tại hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
3. Thống nhất với bộ phận điều độ về việc trang bị viễn thông cho công tác điều độ nhằm đảm bảo thông tin liên lạc.
4. Soạn thảo và ban hành quy trình, tài liệu hướng dẫn vận hành và sử dụng các thiết bị viễn thông và máy tính chuyên dụng.
5. Phối hợp với đơn vị quản lý thông tin đưa các kênh viễn thông điều độ ra sửa chữa theo đăng ký đã được duyệt.
6. Lập lịch bảo dưỡng định kỳ và đại tu các thiết bị thông tin, mạng máy tính chuyên dụng, thống nhất với bộ phận điều độ và trình lãnh đạo Đơn vị phân phối điện duyệt.
7. Nghiên cứu ứng dụng kỹ thuật mới hoặc cải tiến hợp lý hoá các kênh và phương tiện viễn thông phục vụ công tác điều độ hệ thống điện phân phối.
8. Các nhiệm vụ khác được Đơn vị phân phối điện quy định.
Điều 7.3.TT.13.108. Quy định trực ca vận hành của Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 108 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Trường hợp hình thành cấp điều độ phân phối quận, huyện, số lượng Điều độ viên trực vận hành trong mỗi ca trực; nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Điều độ viên phân phối quận, huyện được xác định chi tiết trong đề án thành lập của Đơn vị phân phối điện được phê duyệt theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 5 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.109. Các bộ phận trực tiếp tham gia công tác vận hành
(Điều 109 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
Tùy theo quy mô, cơ cấu tổ chức, mức độ tự động hóa và nhu cầu thực tế, Đơn vị quản lý vận hành quy định cụ thể các bộ phận trực tiếp tham gia công tác vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.110. Quy định trực ca vận hành
(Điều 110 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tùy theo độ tin cậy của thiết bị, trang bị công nghệ điều khiển của nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành quy định số lượng nhân viên vận hành để đảm bảo công tác vận hành an toàn, tin cậy, trong đó quy định 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng ca nhà máy điện, 01 (một) người đảm nhiệm chức danh Trưởng kíp trạm điện.
2. Nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển phải thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của Đơn vị quản lý vận hành.
3. Vị trí Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện căn cứ theo lịch trực ca và do lãnh đạo Đơn vị quản lý vận hành quy định. Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng kíp trạm điện là người chỉ huy điều độ cao nhất trong mỗi ca trực vận hành.
Điều 7.3.TT.13.111. Nhiệm vụ của Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện
(Điều 111 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Chấp hành lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên.
2. Thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm trong mối quan hệ công tác với nhân viên vận hành cấp trên theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của mỗi nhà máy điện.
3. Nắm vững sơ đồ kết lưới và phương thức vận hành của nhà máy điện, các quy trình vận hành, quy trình xử lý sự cố thiết bị trong nhà máy điện và các quy trình nội bộ của nhà máy điện có liên quan.
4. Khi nhân viên vận hành cấp trên ủy quyền hoặc khi sự cố dẫn đến nhà máy điện tách lưới phát độc lập, Trưởng ca nhà máy điện được quyền áp dụng các biện pháp điều khiển tần số để đảm bảo sự vận hành ổn định của các tổ máy và phải báo ngay với nhân viên vận hành cấp trên sau khi các tổ máy đã vận hành ổn định.
5. Phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển, các đơn vị có liên quan để đảm bảo vận hành nhà máy điện an toàn, tin cậy.
6. Cung cấp số liệu theo yêu cầu của nhân viên vận hành cấp trên.
7. Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.
Điều 7.3.TT.13.112. Nhiệm vụ của Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện
(Điều 112 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Chấp hành lệnh điều độ của nhân viên vận hành cấp trên.
2. Thường xuyên theo dõi thông số vận hành và kiểm tra thiết bị thuộc quyền quản lý của trạm điện, đảm bảo thiết bị vận hành an toàn, tin cậy. Không để xảy ra các sự cố chủ quan, xử lý các sự cố kịp thời và đúng quy định, quy trình liên quan.
3. Thực hiện đầy đủ nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm trong mối quan hệ công tác với nhân viên vận hành cấp trên theo quy định tại Thông tư này và các quy định, quy trình riêng của mỗi trạm điện.
4. Nắm vững sơ đồ, thông số kỹ thuật, phương thức vận hành, quy trình vận hành và quy trình xử lý sự cố thiết bị trong trạm điện.
5. Phối hợp với cấp điều độ có quyền điều khiển, các đơn vị có liên quan để đảm bảo vận hành trạm điện an toàn, tin cậy.
6. Cung cấp số liệu theo yêu cầu của nhân viên vận hành cấp trên.
7. Các nhiệm vụ khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.
Điều 7.3.TT.13.113. Chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia
(Điều 113 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia bao gồm:
a) Điều độ viên tại các cấp điều độ;
b) Kỹ sư phương thức, kỹ sư SCADA/EMS và kỹ sư SCADA/DMS tại các cấp điều độ;
c) Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện.
2. Các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành phải có trách nhiệm tổ chức tuyển dụng và đào tạo nguồn nhân lực phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia.
3. Người được cử đi đào tạo phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do đơn vị quản lý trực tiếp quy định phù hợp với từng vị trí và công việc được giao thực hiện sau đào tạo.
Điều 7.3.TT.13.114. Quy định về tổ chức kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành
(Điều 114 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ quốc gia theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ miền, nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
3. Cấp điều độ miền có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ phân phối tỉnh, nhà máy điện và trạm điện thuộc quyền điều khiển theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại Cấp điều độ phân phối quận, huyện, nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển và trạm điện, nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ phân phối quận, huyện theo quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.13.115. Đào tạo nhân viên vận hành tại các cấp điều độ
(Điều 115 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cấp điều độ quốc gia, Cấp điều độ miền và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện do đơn vị quản lý theo các nội dung được Cục Điều tiết điện lực quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia; quy định cụ thể thời gian đào tạo đối với từng vị trí và nhiệm vụ của các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ phù hợp với quy mô và phạm vi quản lý của đơn vị.
2. Đối với Cấp điều độ quốc gia, sau thời gian đào tạo và được Tập đoàn Điện lực Việt Nam cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 1 Điều 114 Thông tư này, Cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.
3. Đối với Cấp điều độ miền, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ quốc gia cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 2 Điều 114 Thông tư này, Cấp điều độ miền có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.
4. Đối với Cấp điều độ phân phối tỉnh, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ miền cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 3 Điều 114 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.
5. Đối với Cấp điều độ phân phối quận, huyện, sau thời gian đào tạo và được Cấp điều độ phân phối tỉnh cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Khoản 4 Điều 114 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.
Điều 7.3.TT.13.116. Đào tạo nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển
(Điều 116 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác vận hành do đơn vị quản lý theo các nội dung được Cục Điều tiết điện lực quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia; quy định cụ thể thời gian đào tạo đối với từng vị trí và nhiệm vụ của các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành phù hợp với quy mô, phạm vi quản lý của đơn vị.
2. Sau thời gian đào tạo và được cấp điều độ có quyền điều khiển cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 114 Thông tư này, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm tổ chức sát hạch nội bộ trước khi công nhận chức danh cụ thể cho người được cử đi đào tạo.
Điều 7.3.TT.13.117. Trách nhiệm chung
(Điều 117 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trong quá trình tổ chức đào tạo, điều độ cấp trên và cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tham gia đào tạo, kiểm tra việc đào tạo cho nhân viên vận hành của điều độ cấp dưới và Đơn vị quản lý vận hành.
2. Sau khi công nhận chức danh cho người được cử đi đào tạo, các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo chức danh mới của nhân viên vận hành tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành cho các đơn vị có liên quan.
3. Hàng năm, Điều độ viên tại các cấp điều độ và nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện phải được định kỳ huấn luyện, diễn tập xử lý sự cố, diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia ít nhất 01 lần.
Điều 7.3.TT.13.118. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên quốc gia
(Điều 118 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.
2. Thời gian đào tạo Điều độ viên quốc gia ít nhất 18 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.119. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên quốc gia
(Điều 119 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều độ viên quốc gia đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 01 năm trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên quốc gia phải được đào tạo lại.
2. Cấp điều độ quốc gia quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên quốc gia.
Điều 7.3.TT.13.120. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia
(Điều 120 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.
2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia ít nhất 18 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.121. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia
(Điều 121 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ quốc gia quy định.
2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia ít nhất 12 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện quốc gia, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 2 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.122. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên miền
(Điều 122 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.
2. Thời gian đào tạo Điều độ viên miền ít nhất 18 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.123. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên miền
(Điều 123 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều độ viên miền đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 01 năm trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên miền phải được đào tạo lại.
2. Cấp điều độ miền quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên miền.
Điều 7.3.TT.13.124. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện miền
(Điều 124 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.
2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện miền ít nhất 18 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.125. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền
(Điều 125 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Cấp điều độ miền quy định.
2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền ít nhất 12 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/EMS hệ thống điện miền, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 3 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.126. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên phân phối tỉnh
(Điều 126 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên phân phối tỉnh phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.
2. Thời gian đào tạo Điều độ viên phân phối tỉnh ít nhất 12 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên phân phối tỉnh, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch kiểm tra theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.127. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên phân phối tỉnh
(Điều 127 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều độ viên phân phối tỉnh đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 06 tháng trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên phân phối tỉnh phải được đào tạo lại.
2. Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên phân phối tỉnh.
Điều 7.3.TT.13.128. Quy định về đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối
(Điều 128 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.
2. Thời gian đào tạo kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối ít nhất 12 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư phương thức hệ thống điện phân phối, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.129. Quy định về đào tạo kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối
(Điều 129 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.
2. Thời gian đào tạo kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối ít nhất 09 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh kỹ sư SCADA/DMS hệ thống điện phân phối, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 4 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.130. Quy định về đào tạo mới Điều độ viên phân phối quận, huyện
(Điều 130 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành Điều độ viên phân phối quận, huyện phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị phân phối điện quy định.
2. Thời gian đào tạo Điều độ viên phân phối quận, huyện ít nhất 09 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh Điều độ viên phân phối quận, huyện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Khoản 5 Điều 115 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.131. Quy định về đào tạo lại Điều độ viên phân phối quận, huyện
(Điều 131 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Điều độ viên phân phối quận, huyện đã chuyển đi làm nhiệm vụ khác trong thời gian từ 06 tháng trở lên, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Điều độ viên phân phối quận, huyện phải được đào tạo lại.
2. Đơn vị phân phối điện quy định cụ thể thời gian đào tạo lại Điều độ viên phân phối quận, huyện.
Điều 7.3.TT.13.132. Quy định về đào tạo mới Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện
(Điều 132 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành Trưởng ca nhà máy điện hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện phải có kinh nghiệm công tác hoặc được đào tạo tại tất cả các vị trí Trực chính hoặc Trưởng kíp của nhà máy điện ít nhất 03 tháng cho mỗi vị trí chức danh và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.
2. Đối với nhà máy điện mới chuẩn bị đưa vào vận hành, người được đào tạo để trở thành Trưởng ca nhà máy điện phải tham gia công tác chạy thử nghiệm thu toàn bộ các thiết bị chính của nhà máy điện, được đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 116 Thông tư này và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.
3. Thời gian đào tạo Trưởng ca tại nhà máy điện lớn hoặc trung tâm điều khiển nhà máy điện ít nhất 18 tháng; thời gian đào tạo Trưởng ca tại nhà máy điện nhỏ ít nhất 12 tháng.
4. Trước khi được công nhận chức danh Trưởng ca nhà máy điện hoặc Trưởng ca trung tâm điều khiển nhà máy điện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Điều 116 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.133. Quy định về đào tạo mới Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện
(Điều 133 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Người được đào tạo để trở thành Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện phải có kinh nghiệm công tác tại vị trí trực vận hành trạm ít nhất 03 tháng, được đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành theo quy định tại Điều 116 Thông tư này và đáp ứng đầy đủ các điều kiện quy định tại Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành và các điều kiện khác do Đơn vị quản lý vận hành quy định.
2. Thời gian đào tạo Trưởng kíp tại trạm điện ít nhất 03 tháng; thời gian đào tạo Trưởng kíp tại trung tâm điều khiển trạm điện ít nhất 06 tháng.
3. Trước khi được công nhận chức danh Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện, người được đào tạo phải qua kiểm tra, sát hạch theo quy định tại Điều 116 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.13.134. Quy định về đào tạo lại Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển
(Điều 134 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển sau khi chuyển đi làm nhiệm vụ khác, khi trở lại đảm nhiệm vị trí Trưởng ca hoặc Trưởng kíp phải trải qua một thời gian học tập quy trình, tìm hiểu tình hình vận hành nhà máy điện, trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.
2. Đơn vị quản lý vận hành quy định chi tiết thời gian đào tạo lại Trưởng ca nhà máy điện, Trưởng kíp trạm điện hoặc trung tâm điều khiển.
Điều 7.3.TT.13.135. Tổ chức thực hiện
(Điều 135 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:
a) Tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia, bao gồm các nội dung chính sau:
- Điều kiện đối với người được cử đi đào tạo các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành;
- Nội dung đào tạo cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành tại các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành;
- Quy trình kiểm tra;
- Mẫu, hệ thống Chứng nhận vận hành và thời hạn của Chứng nhận vận hành;
- Quản lý và sử dụng Chứng nhận vận hành.
b) Tổ chức kiểm tra và giám sát việc thực hiện đào tạo và cấp Chứng nhận vận hành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các cấp điều độ và Đơn vị quản lý vận hành theo quy định tại Chương VII Thông tư này và Quy trình Kiểm tra và cấp chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia;
c) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.
QUY TRÌNH THAO TÁC TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
Điều 7.3.TT.15.4. Yêu cầu chung về thao tác thiết bị điện trong hệ thống điện quốc gia
(Điều 4 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm:
a) Ban hành quy trình thao tác thiết bị điện thuộc phạm vi quản lý phù hợp với yêu cầu của nhà chế tạo, sơ đồ kết dây và quy định tại Thông tư này;
b) Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị đóng cắt và hệ thống điều khiển thuộc phạm vi quản lý theo quy định để đảm bảo các thiết bị này hoạt động tốt khi thao tác;
c) Thực hiện thao tác thử đóng cắt máy cắt, dao cách ly, chuyển nấc máy biến áp bằng điều khiển từ xa nếu thời gian không thao tác kéo dài quá 12 tháng và không gây gián đoạn cung cấp điện cho khách hàng;
d) Hàng năm, tổ chức đào tạo, kiểm tra, diễn tập kỹ năng thao tác cho nhân viên vận hành ít nhất 01 (một) lần.
2. Mọi thao tác đều phải được lập phiếu thao tác và phê duyệt trước khi tiến hành thao tác, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này. Nghiêm cấm thực hiện thao tác theo trí nhớ.
3. Cho phép nhân viên vận hành không cần lập phiếu thao tác nhưng phải ghi chép đầy đủ các bước thao tác vào sổ nhật ký vận hành trước khi thực hiện thao tác trong các trường hợp sau đây:
a) Xử lý sự cố;
b) Thao tác có số bước thao tác không quá 03 (ba) bước và được thực hiện tại trung tâm điều khiển hoặc thao tác bằng điều khiển từ xa;
c) Thao tác có số bước thao tác không quá 05 (năm) bước và được thực hiện tại các cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện phiếu thao tác trong nội bộ phạm vi 01 (một) trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển. Trước khi thực hiện phiếu thao tác phải được cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép.
5. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm viết phiếu, duyệt phiếu và chỉ huy thực hiện phiếu thao tác khi phải phối hợp thao tác thiết bị điện tại nhiều trạm điện, nhà máy điện, trung tâm điều khiển hoặc trong trường hợp thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.15.5. Lệnh thao tác bằng lời nói
(Điều 5 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Lệnh thao tác bằng lời nói tuân thủ theo quy định về yêu cầu khi thực hiện lệnh điều độ bằng lời nói tại Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Trường hợp mất liên lạc trực tiếp với người nhận lệnh, cho phép truyền lệnh thao tác qua nhân viên vận hành trực ban trung gian tại các đơn vị khác. Nhân viên vận hành trực ban trung gian phải ghi âm, ghi chép lệnh đầy đủ vào sổ và có trách nhiệm chuyển ngay lệnh thao tác đến đúng người nhận lệnh. Trường hợp nhân viên vận hành trực ban trung gian không liên lạc được với người nhận lệnh, phải báo lại ngay cho người ra lệnh biết.
2. Khi truyền đạt lệnh, người ra lệnh phải thông báo rõ họ tên và phải xác định rõ họ tên, chức danh người nhận lệnh. Lệnh thao tác phải được ghi âm và ghi chép đầy đủ vào sổ nhật ký vận hành tại các đơn vị.
3. Lệnh thao tác phải ngắn gọn, rõ ràng, chính xác và chỉ rõ mục đích thao tác. Nhân viên vận hành phải hiểu rõ trình tự tiến hành tất cả các bước thao tác đã dự kiến, điều kiện cho phép thực hiện theo tình trạng sơ đồ thực tế và chế độ vận hành thiết bị.
4. Trường hợp dự báo có khả năng không liên lạc được với các nhân viên thao tác lưu động, cho phép ra lệnh thao tác đồng thời nhiều nhiệm vụ thao tác và phải thống nhất thời gian hẹn giờ thao tác với các nhân viên thao tác lưu động. Khi ra lệnh, người ra lệnh phải yêu cầu người nhận lệnh so và chỉnh lại giờ theo đồng hồ của người ra lệnh. Cấm thao tác sai giờ hẹn thao tác.
5. Người nhận lệnh thao tác phải nhắc lại lệnh, ghi chép đầy đủ lệnh thao tác, tên người ra lệnh và thời điểm yêu cầu thao tác. Chỉ khi người ra lệnh xác định hoàn toàn đúng và cho phép thao tác thì người nhận lệnh mới được tiến hành thao tác. Thao tác xong phải ghi lại thời điểm kết thúc và báo cáo lại cho người ra lệnh.
6. Trường hợp người nhận lệnh chưa hiểu rõ lệnh thao tác, người nhận lệnh có quyền đề nghị người ra lệnh giải thích và chỉ tiến hành thao tác khi hiểu rõ lệnh thao tác.
7. Lệnh thao tác được coi là thực hiện xong khi người nhận lệnh báo cáo cho người ra lệnh biết kết quả đã hoàn thành.
Điều 7.3.TT.15.6. Phiếu thao tác
(Điều 6 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Mẫu phiếu thao tác quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này. Trường hợp trang bị hệ thống công nghệ thông tin, giám sát từ xa cho phép thực hiện thao tác tự động từ xa, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành có thể xây dựng mẫu phiếu thao tác điện tử (trong đó chữ ký lập, duyệt và thực hiện phiếu được quản lý bằng hệ thống phân cấp tài khoản người dùng) bao gồm đầy đủ các nội dung quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này. Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm ban hành và triển khai áp dụng sau khi có ý kiến chính thức bằng văn bản của Cục Điều tiết điện lực.
2. Phiếu thao tác phải rõ ràng, không được sửa chữa tẩy xóa và thể hiện rõ phiếu được viết cho sơ đồ kết dây nào. Trước khi tiến hành thao tác, người thao tác phải kiểm tra sự tương ứng của sơ đồ kết dây thực tế với sơ đồ trong phiếu thao tác. Nếu sơ đồ trong phiếu thao tác không đúng với sơ đồ kết dây thực tế phải viết lại phiếu thao tác khác phù hợp với sơ đồ kết dây thực tế theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
Mọi sự thay đổi nội dung thao tác trong phiếu thao tác để phù hợp với sơ đồ kết dây thực tế phải được sự đồng ý của người duyệt phiếu và phải ghi vào mục “Các sự kiện bất thường trong thao tác” của phiếu thao tác và sổ nhật ký vận hành.
3. Các phiếu thao tác lập ra phải được đánh số. Những phiếu thao tác đã thực hiện xong phải được lưu trữ ít nhất 03 tháng. Phiếu thao tác phải được lưu lại trong hồ sơ điều tra trong trường hợp thao tác có xảy ra sự cố hoặc tai nạn.
4. Các đơn vị được phép ban hành phiếu thao tác mẫu được lập và phê duyệt trước đối với một số thao tác theo sơ đồ kết dây cơ bản, bao gồm các thao tác sau:
a) Thao tác tách hoặc đưa vào vận hành thanh cái;
b) Thao tác dùng máy cắt vòng thay cho máy cắt đang vận hành và ngược lại;
c) Thao tác tách ra hoặc đưa vào vận hành máy biến áp;
d) Thao tác tách hoặc đưa vào vận hành các thiết bị bù;
đ) Thao tác tách hoặc đưa vào vận hành đường dây.
Phiếu thao tác mẫu được viết và duyệt theo quy định tại Điều 7 Thông tư này. Trước khi tiến hành thao tác theo phiếu thao tác mẫu, người thao tác phải kiểm tra sự phù hợp của sơ đồ kết dây thực tế với sơ đồ trong phiếu thao tác mẫu.
Phu luc kem theo Thong tu so 44.2014.TT.BCT.doc
Điều 7.3.TT.15.7. Viết và duyệt phiếu thao tác theo kế hoạch
(Điều 7 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Phiếu thao tác theo kế hoạch trong phạm vi 01 (một) trạm điện, nhà máy điện hoặc trong phạm vi điều khiển của 01 (một) trung tâm điều khiển do đơn vị quản lý vận hành viết, duyệt và được quy định cụ thể như sau:
a) Tại trạm điện
- Người viết phiếu là nhân viên vận hành hoặc nhân viên được giao nhiệm vụ viết phiếu thao tác;
- Người duyệt phiếu là Trưởng, Phó trạm điện hoặc người được uỷ quyền.
b) Tại nhà máy điện
- Người viết phiếu là nhân viên vận hành hoặc nhân viên được giao nhiệm vụ viết phiếu thao tác;
- Người duyệt phiếu là Giám đốc, Phó giám đốc nhà máy; Quản đốc, Phó quản đốc phân xưởng vận hành nhà máy điện hoặc người được ủy quyền.
c) Tại trung tâm điều khiển
- Người viết phiếu là nhân viên vận hành hoặc nhân viên được giao nhiệm vụ viết phiếu thao tác;
- Người duyệt phiếu là Trưởng, Phó trung tâm điều khiển hoặc người được uỷ quyền.
2. Phiếu thao tác theo kế hoạch phối hợp nhiều trạm điện, nhà máy điện hoặc thao tác xa từ cấp điều độ phải do cấp điều độ có quyền điều khiển viết, duyệt và được quy định cụ thể như sau:
a) Người viết phiếu là cán bộ phương thức của cấp điều độ có quyền điều khiển được giao nhiệm vụ viết phiếu thao tác;
b) Người duyệt phiếu là Trưởng, Phó đơn vị điều độ; Trưởng, Phó phòng điều độ hoặc người được uỷ quyền.
3. Phiếu thao tác theo kế hoạch tại Công ty điện lực quận, huyện hoặc điện lực quận, huyện được quy định cụ thể như sau:
a) Người viết phiếu là nhân viên được giao nhiệm vụ viết phiếu thao tác;
b) Người duyệt phiếu là Lãnh đạo đơn vị hoặc người được ủy quyền.
Điều 7.3.TT.15.8. Viết và duyệt phiếu thao tác đột xuất
(Điều 8 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Phiếu thao tác đột xuất thực hiện trong phạm vi 01 (một) trạm điện, nhà máy điện hoặc trong phạm vi điều khiển của 01 (một) trung tâm điều khiển do đơn vị quản lý vận hành viết, duyệt và được quy định cụ thể như sau:
a) Tại trạm điện
- Người viết phiếu là nhân viên vận hành trạm điện;
- Người duyệt phiếu là Trưởng, Phó trạm điện; Trưởng kíp, Trực chính.
b) Tại nhà máy điện
- Người viết phiếu là nhân viên vận hành thiết bị điện;
- Người duyệt phiếu là Giám đốc, Phó giám đốc nhà máy; Quản đốc, Phó quản đốc phân xưởng vận hành nhà máy điện; Trưởng ca, Trưởng kíp.
c) Tại trung tâm điều khiển
- Người viết phiếu là nhân viên vận hành trung tâm điều khiển;
- Người duyệt phiếu là Trưởng, Phó trung tâm điều khiển; Trưởng ca, Trưởng kíp.
2. Thao tác đột xuất phối hợp nhiều trạm điện, nhà máy điện hoặc thao tác xa từ cấp điều độ do cấp điều độ có quyền điều khiển viết, duyệt và được quy định cụ thể như sau:
a) Người viết phiếu là Điều độ viên;
b) Người duyệt phiếu là Trưởng, Phó đơn vị điều độ; Trưởng, Phó phòng điều độ; Điều độ viên phụ trách ca trực.
3. Phiếu thao tác đột xuất tại Công ty điện lực quận, huyện hoặc điện lực quận, huyện được quy định cụ thể như sau:
a) Người viết phiếu là nhân viên trực thao tác được giao nhiệm vụ viết phiếu thao tác;
b) Người duyệt phiếu là Lãnh đạo đơn vị hoặc nhân viên trực thao tác được giao nhiệm duyệt phiếu thao tác.
Điều 7.3.TT.15.9. Thời gian và hình thức chuyển phiếu thao tác
(Điều 9 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Phiếu thao tác theo kế hoạch phải được chuyển tới nhân viên vận hành trực tiếp thao tác ít nhất 45 phút trước thời gian dự kiến bắt đầu thao tác.
2. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm quy định hình thức chuyển phiếu thao tác trong nội bộ đơn vị.
3. Hình thức chuyển phiếu thao tác giữa các đơn vị tham gia thao tác thực hiện theo một trong các hình thức sau:
a) Đọc qua điện thoại;
b) Chuyển qua fax;
c) Chuyển qua thư điện tử (email) hoặc các hình thức qua mạng khác;
d) Chuyển trực tiếp.
Các đơn vị tham gia thao tác phải thông báo trước số điện thoại, fax, thư điện tử, trang thông tin điện tử được sử dụng chuyển phiếu thao tác.
Điều 7.3.TT.15.10. Quan hệ công tác trong khi thực hiện thao tác
(Điều 10 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Quan hệ công tác trong thao tác giữa Điều độ viên các cấp điều độ với nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển phải tuân theo Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Quan hệ công tác trong thao tác giữa các nhân viên vận hành trong 01 (một) Đơn vị quản lý vận hành tuân theo quy định tại Quy trình thao tác thiết bị do Đơn vị quản lý vận hành ban hành, nhưng không được trái với các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.15.11. Yêu cầu đối với người ra lệnh thao tác
(Điều 11 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Trước khi ra các lệnh thao tác, người ra lệnh phải nắm vững các nội dung sau:
a) Tên thao tác và mục đích thao tác;
b) Thời gian bắt đầu và thời gian kết thúc thao tác theo dự kiến;
c) Sơ đồ kết dây hiện tại của hệ thống điện, lưới điện khu vực, nhà máy điện, trạm điện cần thao tác;
d) Tình trạng vận hành và nguyên tắc hoạt động của các thiết bị đóng cắt; rơ le bảo vệ, thiết bị tự động; cuộn dập hồ quang, điểm trung tính nối đất; thiết bị đo lường, điều khiển và tín hiệu từ xa;
đ) Những phần tử đang nối đất;
e) Xu hướng thay đổi phụ tải, công suất, điện áp hệ thống điện trong và sau khi thực hiện thao tác, đồng thời phải có biện pháp điều chỉnh thích hợp để tránh quá tải, điện áp thấp hoặc quá áp theo quy định về điều chỉnh điện áp;
g) Sơ đồ hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ, đặc biệt trong những trường hợp các thao tác có ảnh hưởng đến phương thức vận hành của hệ thống thông tin liên lạc;
h) Chuyển nguồn cung cấp hệ thống điện tự dùng nếu cần thiết;
i) Các biện pháp an toàn đối với người và thiết bị, các lưu ý khác liên quan đến thao tác.
2. Người ra lệnh chịu trách nhiệm về ra lệnh thao tác, phải hiểu rõ thao tác, phát hiện những điểm không hợp lý trước khi ra lệnh thao tác.
Điều 7.3.TT.15.12. Yêu cầu đối với người giám sát, người thao tác
(Điều 12 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Khi thực hiện phiếu thao tác, người giám sát, người thao tác phải thực hiện các nội dung sau:
1. Đọc kỹ phiếu thao tác và kiểm tra phiếu thao tác phải phù hợp với mục đích thao tác.
2. Khi thấy có điều không hợp lý hoặc không rõ ràng trong phiếu thao tác cần đề nghị người ra lệnh thao tác hoặc người duyệt phiếu giải thích và chỉ được thực hiện thao tác khi đã hiểu rõ các bước thao tác.
3. Phải ký và ghi rõ họ tên vào phiếu thao tác trước khi thao tác.
4. Trước khi tiến hành thao tác phải kiểm tra sự tương ứng, phù hợp của sơ đồ kết dây thực tế với sơ đồ trong phiếu thao tác.
5. Phải thực hiện tất cả các thao tác đúng theo trình tự trong phiếu thao tác. Không được tự ý thay đổi trình tự khi chưa được phép của người ra lệnh thao tác.
6. Khi thực hiện xong mỗi bước thao tác, phải đánh dấu từng thao tác vào phiếu để tránh nhầm lẫn và thiếu sót các hạng mục.
7. Trong quá trình thao tác nếu có xuất hiện cảnh báo hoặc có những trục trặc về thiết bị và những hiện tượng bất thường, phải ngừng thao tác để kiểm tra và tìm nguyên nhân trước khi thực hiện các thao tác tiếp theo.
8. Phải thực hiện các biện pháp an toàn theo quy định về kỹ thuật an toàn điện.
Điều 7.3.TT.15.13. Thực hiện thao tác thiết bị điện nhất thứ
(Điều 13 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Mọi thao tác tại vị trí đặt thiết bị điện nhất thứ đều phải có hai người phối hợp thực hiện: Một người giám sát và một người thao tác trực tiếp. Trong mọi trường hợp, hai người đều chịu trách nhiệm như nhau về thao tác.
2. Tại vị trí đặt thiết bị điện nhất thứ, hai người phối hợp thực hiện thao tác phải biết rõ sơ đồ và vị trí của thiết bị điện tại hiện trường, đã được đào tạo và kiểm tra đạt được chức danh vận hành và được bố trí làm công việc thao tác. Người thao tác trực tiếp phải có bậc an toàn từ bậc 03 (ba) trở lên, người giám sát phải có bậc an toàn từ bậc 04 (bốn) trở lên. Trình tự tiến hành thao tác theo phiếu thao tác như sau:
a) Tại vị trí thao tác, nhân viên vận hành phải kiểm tra lại xem tên các thiết bị có tương ứng với tên trong phiếu thao tác không;
b) Khi đã khẳng định thiết bị phải thao tác là đúng, người giám sát đọc lệnh, người thao tác trực tiếp nhắc lại lệnh và thực hiện từng bước thao tác theo phiếu thao tác.
3. Khi tiến hành các thao tác phức tạp như đóng điện, thí nghiệm thiết bị mới phải được thực hiện theo phương thức đã được phê duyệt, có sự thống nhất với các đơn vị liên quan và với cấp điều độ có quyền điều khiển tương ứng. Trong đó, chỉ rõ người chịu trách nhiệm toàn bộ quá trình thực hiện thao tác và những công việc đã ghi trong chương trình.
4. Sau khi kết thúc thao tác, nhân viên vận hành phải thực hiện các thủ tục giao nhận thiết bị, ghi chép đầy đủ vào sổ nhật ký vận hành các nội dung sau:
a) Tên phiếu thao tác;
b) Những thay đổi trong sơ đồ rơ le bảo vệ và tự động, đặt hoặc tháo gỡ các tiếp địa di động (chỉ rõ địa điểm đặt hoặc tháo gỡ tiếp địa);
c) Những thay đổi kết dây trên sơ đồ vận hành, các đội công tác đang làm việc hoặc đã kết thúc công tác.
5. Thiết bị điện hoặc đường dây chỉ được đưa vào vận hành sau sửa chữa khi Đơn vị quản lý vận hành khẳng định chắc chắn đã thực hiện các nội dung sau:
a) Tất cả các đơn vị công tác (người và phương tiện) đã rút hết;
b) Đã tháo hết tiếp địa di động;
c) Ghi rõ các nội dung trong phiếu công tác vào sổ nhật ký vận hành;
d) Bàn giao thiết bị bằng lời nói qua điện thoại có ghi âm.
Điều 7.3.TT.15.14. Thực hiện thao tác liên quan đến mạch nhị thứ
(Điều 14 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Trong quá trình thao tác các thiết bị nhất thứ, người thao tác phải tiến hành những thao tác cần thiết đối với thiết bị rơ le bảo vệ và tự động phù hợp với quy trình của đơn vị về vận hành các trang thiết bị đó.
2. Nhân viên vận hành phải thực hiện các biện pháp cần thiết để tránh thiết bị rơ le bảo vệ có thể tác động nhầm nếu đưa thiết bị điện ra sửa chữa.
3. Cấm thực hiện thao tác đóng điện đường dây hoặc thiết bị điện trong trường hợp tất cả các rơ le bảo vệ chính đều không làm việc.
4. Mạch tự động đóng lại đường dây phải được khóa (chuyển sang vị trí không làm việc) trong thời gian công tác sửa chữa nóng.
5. Mạch khoá liên động (mạch logic) được trang bị để phòng tránh những thao tác nhầm của nhân viên vận hành. Trong trường hợp không thực hiện được 01 (một) thao tác máy cắt hoặc dao cách ly, nhân viên vận hành phải dừng thao tác để kiểm tra:
a) Thao tác đúng hay sai;
b) Vị trí đóng hay cắt của thiết bị có liên quan đến các thao tác đang tiến hành có đúng với mạch khoá liên động không;
c) Mạch khoá liên động có làm việc tốt không. Nếu kết quả kiểm tra cho thấy có sai sót ở mạch khoá liên động thì phải thông báo ngay cho người ra lệnh thao tác;
d) Nhân viên vận hành không được tự ý tách hoặc cô lập các mạch khoá liên động. Trường hợp cần thay đổi mạch khoá liên động phải được sự đồng ý của lãnh đạo trực tiếp đơn vị hoặc của nhân viên vận hành cấp trên.
Điều 7.3.TT.15.15. Thao tác trong giờ nhu cầu sử dụng điện cao và giao nhận ca
(Điều 15 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hạn chế thao tác trong giờ có nhu cầu sử dụng điện cao và thời gian giao nhận ca, trừ các trường hợp sau:
a) Xử lý sự cố;
b) Đe dọa an toàn đến người hoặc thiết bị;
c) Cần phải hạn chế phụ tải để ổn định hệ thống điện.
2. Trường hợp thao tác được thực hiện từ trước và kéo dài đến giờ giao nhận ca, nhân viên vận hành ca trước phải lựa chọn hạng mục thao tác để ngừng cho hợp lý và bàn giao cho nhân viên vận hành ca sau tiếp tục thực hiện thao tác. Trong trường hợp thao tác phức tạp, nhân viên vận hành ca trước phải ở lại để thực hiện hết các hạng mục thao tác, chỉ được phép giao ca nếu nhân viên vận hành ca sau đã nắm rõ các bước thao tác tiếp theo và đồng ý nhận ca. Nhân viên vận hành ca sau có trách nhiệm tiếp tục thực hiện thao tác để đảm bảo nhân viên vận hành ca trước không bị quá thời gian làm thêm theo quy định của pháp luật về lao động.
Điều 7.3.TT.15.16. Thao tác trong điều kiện thời tiết xấu
(Điều 16 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Không được thực hiện thao tác ngoài trời tại vị trí đặt thiết bị điện trong điều kiện thời tiết xấu (ngoài trời có mưa tạo thành dòng chảy trên thiết bị điện, giông sét, ngập lụt, gió từ cấp 06 trở lên).
2. Cho phép thực hiện các thao tác trong điều kiện thời tiết xấu với điều kiện các thao tác này được thực hiện từ phòng điều khiển và không cần thiết phải kiểm tra ngay trạng thái tại chỗ của thiết bị đóng cắt.
Điều 7.3.TT.15.17. Tạm ngừng thao tác
(Điều 17 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Cho phép tạm ngừng thao tác trong các trường hợp sau:
1. Thời gian thao tác kéo dài liên tục quá 04 giờ đối với người thao tác trực tiếp tại trạm điện hoặc nhà máy điện. Thời gian tạm ngừng thao tác không được quá 01 giờ. Khi tạm ngừng thao tác, nhân viên vận hành phải đảm bảo các điều kiện an toàn theo quy định về an toàn điện.
2. Thao tác phải thực hiện ngoài trời trong điều kiện thời tiết xấu.
3. Tạm ngừng thao tác cho tới khi xử lý xong sự cố, hiện tượng bất thường trong trường hợp đang thao tác thì xảy ra sự cố hoặc có cảnh báo hiện tượng bất thường tại trạm điện, nhà máy điện hoặc trên hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.15.18. Quy định chung về thao tác xa
(Điều 18 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Đơn vị điều độ hệ thống điện, Đơn vị quản lý vận hành thực hiện thao tác xa có trách nhiệm ban hành Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống giám sát, điều khiển từ xa đảm bảo phù hợp với trang thiết bị công nghệ, các quy định liên quan và hướng dẫn nhân viên vận hành thực hiện.
2. Nhân viên vận hành phải thực hiện đúng Quy trình vận hành và xử lý sự cố hệ thống giám sát, điều khiển từ xa do Đơn vị điều độ hệ thống điện, Đơn vị quản lý vận hành ban hành.
3. Mọi thao tác xa đều phải thực hiện theo phiếu thao tác, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều 4 Thông tư này.
4. Hệ thống giám sát, điều khiển từ xa tại các cấp điều độ, trung tâm điều khiển phải lưu trữ được mọi sự kiện thao tác xa, thời gian lưu trữ do đơn vị quy định nhưng không dưới 03 tháng.
5. Đối với thao tác xa có kế hoạch liên quan tới giao nhận thiết bị, Đơn vị quản lý vận hành phải cử nhân viên vận hành tới trực tại trạm điện hoặc nhà máy điện trong thời gian thực hiện thao tác xa để thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận thiết bị.
6. Nếu mất điều khiển thao tác xa, Đơn vị quản lý vận hành phải cử ngay nhân viên vận hành trực thao tác lưu động tại trạm điện, nhà máy điện.
Điều 7.3.TT.15.19. Điều kiện thực hiện thao tác xa
(Điều 19 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 31/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Hệ thống giám sát, điều khiển, thông tin viễn thông và thu thập tín hiệu tại Cấp điều độ có quyền điều khiển, trung tâm điều khiển phải được định kỳ thí nghiệm, kiểm tra để đảm bảo thao tác xa hoạt động đúng và tin cậy, tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
2. Hệ thống thông tin truyền dữ liệu và tín hiệu điều khiển liên kết với Cấp điều độ có quyền điều khiển, trung tâm điều khiển với trạm điện hoặc nhà máy điện phải đảm bảo hoạt động chính xác và tin cậy.
3. Hệ thống điều khiển (DCS) và cổng kết nối (Gateway) hoặc thiết bị đầu cuối (RTU) tại trạm điện, nhà máy điện hoạt động tốt.
4. Trạng thái khoá điều khiển tại tủ điều khiển thiết bị để vị trí điều khiển từ xa.
5. Trạng thái khoá điều khiển tại trạm điện hoặc nhà máy điện để vị trí thao tác từ xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc trung tâm điều khiển.
6. Hệ thống điều khiển tại cấp điều độ có quyền điều khiển, trung tâm điều khiển hoạt động tốt.
Điều 7.3.TT.15.20. Quy định chung về thao tác máy cắt
(Điều 20 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Máy cắt cho phép đóng, cắt phụ tải và ngắn mạch trong phạm vi khả năng cho phép của máy cắt. Thao tác đóng, cắt máy cắt phải thực hiện theo quy định của nhà chế tạo hoặc theo Quy trình thao tác thiết bị điện do Đơn vị quản lý vận hành ban hành.
2. Máy cắt phải được kiểm tra đủ tiêu chuẩn đóng cắt trước khi thao tác.
3. Máy cắt cần phải được đưa ra kiểm tra, bảo dưỡng (theo quy trình vận hành máy cắt hoặc hướng dẫn của nhà chế tạo) trong các trường hợp sau:
a) Đã cắt tổng dòng ngắn mạch đến mức quy định;
b) Số lần cắt ngắn mạch đến mức quy định;
c) Số lần thao tác đóng cắt đến mức quy định;
d) Thời gian vận hành đến mức quy định;
đ) Thông số vận hành không đạt các tiêu chuẩn của nhà chế tạo hoặc tiêu chuẩn quy định.
4. Chỉ cho phép thao tác máy cắt khi mạch điều khiển ở trạng thái tốt và không chạm đất. Trong trường hợp có chạm đất mạch điều khiển, chỉ cho phép tiến hành thao tác máy cắt khi xử lý sự cố.
5. Sau khi thao tác máy cắt, nếu sau đó có thao tác tại chỗ dao cách ly hai phía của máy cắt, nhân viên vận hành phải kiểm tra chỉ thị tại chỗ trạng thái và khoá mạch điều khiển của máy cắt.
6. Trước khi thao tác di chuyển máy cắt hợp bộ từ vị trí vận hành sang thí nghiệm hoặc ngược lại, nhân viên vận hành phải kiểm tra trạng thái mở của máy cắt hợp bộ.
7. Việc đóng cắt thử máy cắt được thực hiện khi đảm bảo được một trong các yêu cầu sau:
a) Các dao cách ly hai phía của máy cắt được cắt hoàn toàn và chỉ đóng dao tiếp địa hoặc tiếp địa di động ở một phía của máy cắt này;
b) Nếu đóng dao cách ly một phía của máy cắt, phải cắt tất cả các tiếp địa của ngăn máy cắt này và lưu ý các mạnh liên động, tự động được trang bị kèm.
8. Cho phép kiểm tra trạng thái máy cắt theo chỉ thị của tín hiệu và thông số đo lường tại phòng điều khiển mà không cần kiểm tra chỉ thị trạng thái tại chỗ trong các trường hợp sau:
a) Sau khi thao tác máy cắt, không thao tác dao cách ly hai phía của máy cắt này;
b) Sau khi thao tác máy cắt, việc thao tác dao cách ly hai phía máy cắt được thực hiện bằng điều khiển từ xa (tại phòng điều khiển trung tâm);
c) Thực hiện thao tác xa hoặc thao tác trong điều kiện thời tiết xấu.
9. Khi cần thiết, cho phép được cắt sự cố thêm đối với các máy cắt đã có tổng dòng cắt ngắn mạch hoặc có số lần cắt ngắn mạch đến mức quy định trong trường hợp đã kiểm tra máy cắt đủ tiêu chuẩn vận hành và được sự đồng ý của Giám đốc hoặc Phó giám đốc kỹ thuật Đơn vị quản lý vận hành.
Điều 7.3.TT.15.21. Thao tác dao cách ly
(Điều 21 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Dao cách ly được phép thao tác không điện hoặc thao tác có điện khi dòng điện thao tác nhỏ hơn dòng điện cho phép theo Quy trình vận hành dao cách ly do Đơn vị quản lý vận hành ban hành. Cho phép dùng dao cách ly để tiến hành các thao tác có điện trong các trường hợp sau:
a) Đóng và cắt điểm trung tính của các máy biến áp, kháng điện;
b) Đóng và cắt các cuộn dập hồ quang khi trong lưới điện không có hiện tượng chạm đất;
c) Đóng và cắt chuyển đổi thanh cái khi máy cắt hoặc dao cách ly liên lạc thanh cái đã đóng;
d) Đóng và cắt không tải thanh cái hoặc đoạn thanh dẫn;
đ) Đóng và cắt dao cách ly nối tắt thiết bị;
e) Đóng và cắt không tải máy biến điện áp, máy biến dòng điện;
g) Các trường hợp đóng và cắt không tải các máy biến áp lực, các đường dây trên không, các đường cáp phải được Đơn vị quản lý vận hành cho phép theo quy định đối với từng loại dao cách ly;
h) Các bộ truyền động cơ khí hoặc tự động của các dao cách ly dùng để đóng cắt dòng điện từ hóa, dòng điện nạp, dòng điện phụ tải, dòng điện cân bằng cần phải đảm bảo hành trình nhanh chóng và thao tác dứt khoát.
2. Trước khi thực hiện thao tác tại chỗ dao cách ly, phải kiểm tra đủ các điều kiện để đảm bảo không xuất hiện hồ quang gây nguy hiểm khi thao tác. Điều kiện thao tác dao cách ly tại chỗ được quy định tại Quy trình vận hành dao cách ly do Đơn vị quản lý vận hành ban hành, nhưng không được trái với quy định tại Thông tư này.
3. Trình tự thao tác dao cách ly hai phía máy cắt như sau:
a) Trường hợp một phía máy cắt có điện áp, một phía không có điện áp
- Khi thao tác mở dao cách ly: Mở dao cách ly phía không có điện áp trước, mở dao cách ly phía có điện áp sau;
- Khi thao tác đóng dao cách ly: Đóng dao cách ly phía có điện áp trước, đóng dao cách ly phía không có điện áp sau.
b) Trường hợp hai phía máy cắt đều có điện áp
- Khi thao tác mở dao cách ly: Mở dao cách ly phía nếu có sự cố xảy ra ít ảnh hưởng đến chế độ vận hành của hệ thống điện trước, mở dao cách ly kia sau;
- Khi thao tác đóng dao cách ly: Đóng dao cách ly phía nếu có sự cố xảy ra ảnh hưởng nhiều đến chế độ vận hành của hệ thống điện trước, đóng dao cách ly kia sau.
4. Thao tác tại chỗ dao cách ly phải thực hiện nhanh chóng và dứt khoát, nhưng không được gây hư hỏng dao cách ly. Nghiêm cấm cắt (hoặc đóng) lưỡi dao trở lại khi thấy xuất hiện hồ quang trong quá trình đóng (hoặc cắt) dao cách ly.
5. Ngay sau khi kết thúc thao tác, dao cách ly cần được kiểm tra vị trí các lưỡi dao đã đóng cắt hết hành trình hoặc tiếp xúc tốt trừ trường hợp thao tác xa đối với trạm điện, nhà máy điện không người trực vận hành.
Điều 7.3.TT.15.22. Thao tác dao tiếp địa
(Điều 22 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Trước khi thao tác đóng dao tiếp địa, phải kiểm tra đường dây hoặc thiết bị điện đã mất điện (căn cứ thông số điện áp hoặc thiết bị thử điện chuyên dụng) và trạng thái tại chỗ máy cắt, dao cách ly liên quan đã mở hoàn toàn.
2. Phải kiểm tra trạng thái tại chỗ các dao tiếp địa đã được mở hết trước khi thao tác đưa đường dây hoặc thiết bị điện vào vận hành.
Điều 7.3.TT.15.23. Thao tác cắt điện máy biến áp
(Điều 23 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Thao tác tách máy biến áp ra sửa chữa thực hiện theo trình tự sau:
1. Kiểm tra trào lưu công suất, huy động nguồn hoặc thay đổi kết lưới thích hợp, tránh quá tải các máy biến áp khác hoặc các đường dây liên quan.
2. Chuyển nguồn tự dùng nếu nguồn điện tự dùng lấy qua máy biến áp đó.
3. Khóa mạch tự động điều chỉnh điện áp dưới tải (nếu đang để tự động).
4. Cắt máy cắt các phía hạ áp, trung áp, cao áp máy biến áp theo nguyên tắc đảm bảo an toàn cho máy biến áp (tránh quá áp) và lưới điện (tránh điện áp thấp).
5. Kiểm tra máy biến áp không còn điện áp.
6. Cắt các dao cách ly liên quan cần thiết phía hạ áp, trung áp, cao áp máy biến áp theo trình tự thuận tiện cho thao tác.
7. Đóng dao tiếp địa cố định phía hạ áp, trung áp, cao áp máy biến áp.
8. Cắt áp tô mát các máy biến điện áp của máy biến áp (nếu có).
9. Đơn vị quản lý vận hành làm các biện pháp an toàn, treo biển báo theo quy định về an toàn điện.
10. Giao máy biến áp cho đơn vị quản lý vận hành, đơn vị công tác đồng thời nhắc nhở, lưu ý thêm về các biện pháp an toàn.
Điều 7.3.TT.15.24. Thao tác đóng điện máy biến áp
(Điều 24 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Thao tác đưa máy biến áp vào vận hành sau sửa chữa thực hiện theo trình tự sau:
1. Đơn vị quản lý vận hành, đơn vị công tác có trách nhiệm khẳng định máy biến áp đủ tiêu chuẩn vận hành trong thông báo trả máy biến áp sau công tác cho các đơn vị đã giao máy biến áp. Nội dung bàn giao như sau: “Đã kết thúc công tác trên máy biến áp, người và phương tiện sửa chữa đã rút hết, đã tháo hết các tiếp địa di động trên máy biến áp, máy biến áp đủ tiêu chuẩn vận hành và sẵn sàng đóng điện”.
2. Đóng áp tô mát các máy biến điện áp của máy biến áp (nếu có).
3. Cắt hết các dao tiếp địa cố định các phía của máy biến áp.
4. Kiểm tra hệ thống rơ le bảo vệ, làm mát, chữa cháy (nếu có) của máy biến áp đã đưa vào vận hành.
5. Đặt nấc phân áp ở vị trí thích hợp, tránh quá điện áp máy biến áp khi đóng điện.
6. Đóng các dao cách ly liên quan phía hạ áp, trung áp, cao áp máy biến áp.
7. Đóng máy cắt phía có điện để đóng điện máy biến áp, kiểm tra điện áp máy biến áp; sau đó lần lượt đóng máy cắt các phía còn lại, lưu ý điều kiện khép vòng hoặc hoà điện nếu các phía còn lại có điện.
8. Chuyển đổi nguồn tự dùng (nếu cần).
9. Sau khi đưa máy biến áp vào vận hành, nhân viên vận hành phải kiểm tra tình trạng vận hành của máy biến áp. Căn cứ chế độ vận hành, có thể đưa chế độ tự động điều chỉnh nấc phân áp máy biến áp vào làm việc.
Điều 7.3.TT.15.25. Thao tác cắt điện đường dây
(Điều 25 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Thao tác cắt điện đường dây thực hiện theo trình tự sau:
1. Kiểm tra trào lưu công suất, điện áp của hệ thống trước khi thao tác. Điều chỉnh công suất, điện áp, chuyển phụ tải các trạm điện nhận điện từ đường dây này.
2. Lần lượt cắt tất cả các máy cắt các đầu đường dây hoặc nhánh rẽ theo trình tự phía xa nguồn điện trước, phía gần nguồn điện sau.
3. Lần lượt cắt các dao cách ly các đầu đường dây, nhánh rẽ.
4. Đóng dao tiếp địa các đầu đường dây, nhánh rẽ.
5. Cắt áp tô mát các máy biến điện áp của đường dây (nếu có).
6. Đơn vị điều độ bàn giao đường dây cho Đơn vị quản lý vận hành. Đơn vị quản lý vận hành tự thực hiện các biện pháp an toàn, treo biển báo theo quy định về an toàn điện.
Điều 7.3.TT.15.26. Thao tác đóng điện đường dây
(Điều 26 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Thao tác đóng điện đường dây thực hiện theo trình tự sau:
1. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm thông báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển về việc xác nhận tình trạng và giao trả đường dây để đưa vào vận hành. Nội dung bàn giao như sau: “Đã kết thúc công tác trên đường dây, người và phương tiện đã rút hết, đã tháo hết tiếp địa di động trên đường dây, đường dây đủ tiêu chuẩn vận hành và sẵn sàng đóng điện”.
2. Đóng áp tô mát các máy biến điện áp của đường dây (nếu có).
3. Cắt tất cả các dao tiếp địa các đầu đường dây, nhánh rẽ.
4. Lần lượt đóng các dao cách ly các đầu đường dây, nhánh rẽ.
5. Lần lượt đóng các máy cắt các đầu đường dây, nhánh rẽ theo trình tự sau:
a) Đối với đường dây hình tia chỉ một đầu có điện: Đóng điện đầu có điện trước;
b) Đối với đường dây mạch vòng các đầu đều có điện: Đóng điện đầu xa nhà máy điện trước, khép vòng hoặc hòa đồng bộ đầu gần nhà máy điện sau. Nếu có khả năng xảy ra quá điện áp cuối đường dây, đóng điện đầu có điện áp thấp hơn trước, khép vòng hoặc hòa đồng bộ đầu kia sau.
6. Kiểm tra, điều chỉnh lại công suất, điện áp, chuyển phụ tải phù hợp sau khi đưa đường dây vào vận hành.
Điều 7.3.TT.15.27. Các biện pháp an toàn đối với đường dây
(Điều 27 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Đường dây trên không vận hành ở chế độ đóng điện không tải từ 01 (một) nguồn hoặc ở chế độ dự phòng, phải mở dao cách ly phía đường dây của các máy cắt đang ở trạng thái mở.
2. Đường dây đã cắt điện và làm biện pháp an toàn xong mới được giao cho đơn vị đăng ký làm việc. Khi giao đường dây cho đơn vị sửa chữa, nội dung bàn giao phải bao gồm:
a) Đường dây đã được cắt điện (chỉ rõ tên và mạch), các vị trí đã đóng tiếp địa (chỉ rõ tên trạm, nhà máy, vị trí đóng tiếp địa). Cho phép làm các biện pháp an toàn để đơn vị công tác bắt đầu làm việc;
b) Thời điểm phải kết thúc công việc;
c) Nếu đường dây 02 (hai) mạch thì phải nói rõ mạch kia đang có điện hay không và làm biện pháp cần thiết để chống điện cảm ứng;
d) Các lưu ý khác liên quan đến công tác.
3. Nghiêm cấm nhân viên vận hành cắt các tiếp địa đã đóng, tháo gỡ biển báo khi chưa có lệnh của người ra lệnh thao tác.
4. Nếu do điều kiện công việc cần phải cắt các dao tiếp địa cố định đường dây mà vẫn có người công tác trên đường dây thì phải đóng tiếp địa khác hoặc đặt tiếp địa di động thay thế trước khi cắt các dao tiếp địa này. Sau khi đã hoàn thành công việc thì phải đóng lại các dao tiếp địa cố định trước rồi mới gỡ bỏ các tiếp địa di động.
5. Trừ trường hợp có sơ đồ hiển thị trạng thái trên màn hình điều khiển, nhân viên vận hành sau khi thực hiện thao tác cắt điện đường dây và thiết bị liên quan đến đường dây tại trạm điện hoặc nhà máy điện ra sửa chữa phải thao tác trên sơ đồ nổi các bước thao tác như trong phiếu và treo biển báo, ký hiệu tiếp địa đầy đủ. Ghi vào sổ nhật ký vận hành thời gian thao tác, lệnh cho phép làm việc. Trong phiếu công tác và sổ nhật ký vận hành ghi rõ số lượng tiếp địa đã đóng, số đơn vị tham gia công việc sửa chữa và các đặc điểm cần lưu ý khác.
6. Sau khi đã kết thúc công việc sửa chữa đường dây và thiết bị liên quan đến đường dây tại trạm điện hoặc nhà máy điện, Đơn vị quản lý vận hành phải khẳng định người và phương tiện đã rút hết, đã tháo hết tiếp địa di động. Đơn vị quản lý vận hành giao trả đường dây, thiết bị ngăn đường dây của trạm điện hoặc nhà máy điện cho cấp điều độ có quyền điều khiển ra lệnh đóng điện. Nội dung báo cáo giao trả đường dây phải bao gồm:
a) Công việc trên đường dây (ghi tên đường dây và mạch), thiết bị (ghi tên thiết bị của ngăn xuất tuyến tại trạm điện hoặc nhà máy điện) theo phiếu (số thứ tự) đã thực hiện xong;
b) Tất cả các tiếp địa di động tại hiện trường đã tháo hết;
c) Người của các đơn vị công tác đã rút hết;
d) Đường dây, thiết bị đủ tiêu chuẩn vận hành và sẵn sàng nhận điện, xin trả đường dây, thiết bị để đóng điện.
7. Nếu trong khi cắt điện đường dây đã thực hiện các biện pháp như thay đổi kết dây nhất thứ, thay đổi nhị thứ thì khi đóng điện lại đường dây này, nhân viên vận hành phải tiến hành kiểm tra, thay đổi lại kết dây nhất thứ, thay đổi nhị thứ cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.15.28. Thao tác thanh cái
(Điều 28 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Trước khi thao tác đưa thanh cái dự phòng vào vận hành phải thực hiện các việc sau:
a) Kiểm tra thanh cái dự phòng không có tiếp địa di động, các dao tiếp địa cố định đã được cắt hết;
b) Dùng máy cắt liên lạc thanh cái có rơ le bảo vệ để đóng điện thử thanh cái dự phòng. Trường hợp không có máy cắt liên lạc thanh cái, phải lựa chọn máy cắt của điểm đấu thích hợp để đóng điện vào thanh cái dự phòng.
2. Trước khi thao tác chuyển đổi thanh cái phải thực hiện các việc sau:
a) Kiểm tra rơ le bảo vệ so lệch thanh cái, cô lập rơ le bảo vệ so lệch thanh cái (nếu cần) theo quy định của Đơn vị quản lý vận hành (sau khi kết thúc thao tác, phải đưa rơ le bảo vệ so lệch thanh cái trở lại làm việc);
b) Kiểm tra máy cắt hoặc dao cách ly liên lạc hai thanh cái đang đóng. Phải cắt điện mạch điều khiển hoặc khóa máy cắt liên lạc trong thời gian thao tác dao cách ly để chuyển điểm đấu;
c) Theo dõi sự thay đổi trào lưu công suất, dòng điện qua máy cắt liên lạc. Lựa chọn bước thao tác chuyển điểm đấu từ thanh cái này sang thanh cái khác hợp lý để tránh quá tải máy cắt liên lạc.
3. Đơn vị quản lý vận hành phải lập phiếu thao tác mẫu áp dụng cho thao tác chuyển đổi thanh cái. Phiếu thao tác mẫu này ghi rõ trình tự các bước thao tác nhất thứ và nhị thứ phù hợp với sơ đồ mạch nhất thứ và nhị thứ của trạm điện.
Điều 7.3.TT.15.29. Thao tác máy cắt vòng thanh cái
(Điều 29 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Tại các trạm điện có trang bị máy cắt vòng, Đơn vị quản lý vận hành phải lập phiếu thao tác mẫu áp dụng cho thao tác dùng máy cắt vòng thay cho một máy cắt khác và ngược lại.
2. Phiếu thao tác mẫu dùng máy cắt vòng thay cho một máy cắt khác và ngược lại phải ghi rõ trình tự các bước thao tác nhất thứ và nhị thứ phù hợp với sơ đồ mạch nhất thứ và nhị thứ của trạm điện hoặc nhà máy điện.
Điều 7.3.TT.15.30. Thao tác hoà điện
(Điều 30 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
Thao tác hòa điện (tại chỗ hoặc từ xa) phải được thực hiện tại máy cắt có trang bị thiết bị hòa đồng bộ theo điều kiện sau:
1. Điều kiện hoà điện trên hệ thống điện có cấp điện áp 500 kV bao gồm:
a) Góc lệch pha của điện áp giữa hai phía điểm hoà: d £ 150;
b) Chênh lệch tần số giữa hai phía điểm hoà: Df £ 0,05 Hz;
c) Chênh lệch điện áp giữa hai phía điểm hoà: DU £ 5%.
2. Điều kiện hoà điện trên hệ thống điện có cấp điện áp £ 220 kV bao gồm:
a) Góc lệch pha của điện áp giữa hai phía điểm hoà: d £ 300;
b) Chênh lệch tần số giữa hai phía điểm hoà: Df £ 0,25 Hz;
c) Chênh lệch điện áp giữa hai phía điểm hoà: DU £ 10%.
Điều 7.3.TT.15.31. Thao tác khép mạch vòng
(Điều 31 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Chỉ được phép khép kín 01 (một) mạch vòng trong hệ thống điện khi tại điểm khép mạch vòng đã chắc chắn đồng vị pha và cùng thứ tự pha.
2. Điều kiện khép mạch vòng trên hệ thống điện
a) Góc lệch pha của điện áp giữa hai phía điểm khép vòng: d £ 300;
b) Chênh lệch điện áp giữa hai phía điểm khép vòng: DU £ 10%.
3. Thao tác khép mạch vòng phải kiểm tra điều kiện góc lệch pha và chênh lệch điện áp theo quy định tại Khoản 2 Điều này. Trường hợp không kiểm tra được góc lệch pha thì phải có tính toán trước để kiểm tra góc lệch pha.
4. Lưu ý đến hoạt động của rơ le bảo vệ và tự động, thay đổi trào lưu công suất và điện áp trong hệ thống điện khi khép mạch vòng.
Điều 7.3.TT.15.32. Thao tác mở mạch vòng
(Điều 32 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Trước khi thao tác mở mạch vòng, phải điều chỉnh giảm công suất hoặc dòng điện qua máy cắt là nhỏ nhất và tính toán kiểm tra không bị quá điện áp phục hồi của máy cắt trước khi thực hiện thao tác mở mạch vòng này.
2. Khi thao tác tách các hệ thống điện ra vận hành độc lập, các cấp điều độ phải cùng phối hợp để điều chỉnh công suất giữa các nhà máy hoặc cân bằng công suất các hệ thống điện sao cho duy trì được tình trạng vận hành bình thường của các hệ thống điện sau khi mở vòng mất liên kết hệ thống.
Điều 7.3.TT.15.33. Thao tác thiết bị điện khác
(Điều 33 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Thao tác tách hoặc hoà lưới máy phát, máy bù; thao tác đóng cắt kháng điện, tụ điện; thao tác chuyển nấc máy biến áp và các thao tác có liên quan khác phải thực hiện theo quy trình vận hành của từng nhà máy điện hoặc trạm điện.
2. Các cấp điều độ, Đơn vị quản lý vận hành phải kiểm tra lại chế độ vận hành hệ thống điện, nhà máy điện, trạm điện trước và sau khi thao tác tách hoặc hoà lưới máy phát, thao tác đóng cắt kháng điện hoặc tụ điện, thao tác chuyển nấc máy biến áp.
Điều 7.3.TT.15.34. Điều kiện đưa công trình mới vào vận hành
(Điều 34 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Điều kiện đưa thiết bị mới, đường dây mới vào vận hành thực hiện theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
2. Chủ đầu tư công trình mới có trách nhiệm thỏa thuận với cấp điều độ có quyền điều khiển để lập và thực hiện phương thức đóng điện đưa công trình mới vào vận hành.
Điều 7.3.TT.15.35. Đóng điện nghiệm thu máy cắt
(Điều 35 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Lập phương thức dùng máy cắt có rơ le bảo vệ đã được chỉnh định để phục vụ đóng điện máy cắt lần đầu.
2. Trường hợp không tạo được phương thức dùng máy cắt đóng điện máy cắt lần đầu, chỉ cho phép dùng dao cách ly đóng điện máy cắt mới với điều kiện dao cách ly này điều khiển từ phòng điều khiển hoặc thao tác xa và các rơ le bảo vệ sẵn sàng làm việc.
3. Đóng điện nghiệm thu máy cắt theo phiếu thao tác đã được phê duyệt.
Điều 7.3.TT.15.36. Đóng điện nghiệm thu máy biến áp
(Điều 36 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Lập phương thức dùng máy cắt có rơ le bảo vệ đã được chỉnh định để phục vụ đóng điện máy biến áp lần đầu. Trường hợp máy biến áp phân phối từ 35 kV trở xuống không có máy cắt cấp điện trực tiếp thì phải được trang bị thiết bị bảo vệ theo quy chuẩn, quy phạm do Bộ Công Thương ban hành, cho phép sử dụng các thiết bị này để đóng điện nghiệm thu máy biến áp lần đầu nhưng máy cắt phân đoạn gần nhất phía nguồn cấp điện đến phải được chỉnh định để phục vụ đóng điện máy biến áp lần đầu.
2. Nấc máy biến áp đặt phù hợp với điện áp lưới điện, đảm bảo không bị quá điện áp khi đóng điện.
3. Lựa chọn cấp điện áp thích hợp đóng điện máy biến áp lần đầu.
4. Sau khi đóng điện không tải từ một phía phải kiểm tra đúng thứ tự pha và đồng vị pha các phía còn lại, nếu khép vòng phải kiểm tra đủ điều kiện khép vòng.
5. Đóng điện nghiệm thu máy biến áp theo phiếu thao tác đã được phê duyệt.
Điều 7.3.TT.15.37. Đóng điện nghiệm thu đường dây, đường cáp
(Điều 37 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Tạo phương thức có máy cắt và rơ le bảo vệ dự phòng đã được chỉnh định để phục vụ đóng điện đường dây lần đầu.
2. Khoá mạch tự động đóng lại đường dây trước khi đóng điện lần đầu.
3. Sau khi đóng điện không tải từ một đầu, đường dây phải được kiểm tra đúng thứ tự pha và đồng vị pha các đầu còn lại trước khi đóng khép vòng hoặc hoà hai hệ thống.
4. Đóng điện nghiệm thu đường dây theo phiếu thao tác đã được phê duyệt.
Điều 7.3.TT.15.38. Hoà điện lần đầu máy phát điện
(Điều 38 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Thiết bị hoà tự động đã được thí nghiệm đủ tiêu chuẩn vận hành.
2. Chương trình thí nghiệm hoà điện lần đầu máy phát phải được các cấp có thẩm quyền phê duyệt.
3. Phải thực hiện hoà tự động theo quy trình vận hành máy phát điện do đơn vị phát điện ban hành.
Điều 7.3.TT.15.39. Đóng điện nghiệm thu thiết bị bù
(Điều 39 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Tạo phương thức có máy cắt và rơ le bảo vệ (nếu có) đã được chỉnh định để phục vụ đóng điện thiết bị bù lần đầu.
2. Điện áp phải được điều chỉnh phù hợp, đảm bảo không bị dao động điện áp quá giới hạn cho phép khi đóng điện.
Điều 7.3.TT.15.40. Phân cấp đặt tên, đánh số thiết bị điện nhất thứ
(Điều 40 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Tất cả các thiết bị điện nhất thứ đưa vào vận hành trong hệ thống điện quốc gia đều phải đặt tên, đánh số.
2. Thiết bị điện nhất thứ trong hệ thống điện quốc gia thuộc quyền điều khiển của đơn vị nào thì do đơn vị đó đánh số, phê duyệt và gửi sơ đồ đánh số đã được phê duyệt về điều độ cấp trên, trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều này.
3. Nhà máy điện đấu nối với lưới điện cấp điện áp trên 35 kV đến 220 kV do cấp điều độ miền có quyền điều khiển đánh số và phê duyệt trên cơ sở ý kiến đồng ý của cấp điều độ quốc gia.
4. Đặt tên trạm điện mới hoặc nhà máy điện mới căn cứ theo tên của dự án. Trường hợp tên của dự án trùng với trạm điện hoặc nhà máy điện đang vận hành, cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành sơ đồ phải thỏa thuận đổi tên với Đơn vị quản lý vận hành để tránh nhầm lẫn.
5. Đặt tên đánh số các thiết bị điện nhất thứ của nhà máy điện hoặc trạm điện theo quy định tại Mục 2 Chương này. Nếu thiết bị điện nhất thứ được đặt tên đánh số theo quy định tại Mục 2 Chương này bị trùng tên hoặc số thì phải thêm ký tự cuối cùng là các chữ cái trong bảng chữ cái tiếng Việt hoặc các chữ số từ 0 đến 9 để phân biệt.
6. Đơn vị quản lý vận hành có quyền đề nghị thay đổi đánh số thiết bị công trình mới khi có lý do hợp lý. Mọi sự thay đổi về sơ đồ đánh số thiết bị phải được cấp điều độ có quyền điều khiển đồng ý và ban hành quyết định sơ đồ đánh số thiết bị khác thay thế sơ đồ đánh số thiết bị trước đó.
7. Đơn vị quản lý vận hành có trách nhiệm lắp đặt và duy trì các biển ghi, tên gọi và đánh số các thiết bị của đơn vị mình một cách rõ ràng và không gây nhầm lẫn.
8. Đối với các thiết bị điện trong hệ thống điện quốc gia đã được đánh số theo quyết định của các cấp điều độ trước ngày Thông tư này có hiệu lực được phép giữ nguyên hoặc đánh số lại theo đề nghị của Đơn vị quản lý vận hành.
Điều 7.3.TT.15.41. Đánh số, đặt tên các thiết bị chính hoặc phụ trợ khác
(Điều 41 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Tại nhà máy điện hoặc trạm điện, các thiết bị chính hoặc thiết bị phụ trợ đều phải được đặt tên, đánh số.
2. Các thiết bị chính phải đánh số theo quy định của đơn vị, các thiết bị phụ trợ phải đánh số thứ tự theo thiết bị chính và thêm các ký tự tiếp theo để phân biệt.
3. Đối với các tủ bảng thiết bị rơ le bảo vệ và tự động, các bảng và các bàn điều khiển, ở mặt trước và phía đằng sau phải ghi tên theo tên gọi điều độ; các trang bị đặt trong bảng hay sau bàn điều khiển ở cả hai mặt đều phải ghi hoặc đánh dấu phù hợp với sơ đồ. Trên tủ thiết bị rơ le bảo vệ và tự động, phải ghi tên các trang thiết bị đặt trong đó để nhân viên vận hành thao tác không bị nhầm lẫn.
Điều 7.3.TT.15.42. Đánh số cấp điện áp
(Điều 42 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Điện áp 500 kV: Lấy chữ số 5.
2. Điện áp 220 kV: Lấy chữ số 2.
3. Điện áp 110 kV: Lấy chữ số 1.
4. Điện áp 66 kV: Lấy chữ số 7.
5. Điện áp 35 kV: Lấy chữ số 3.
6. Điện áp 22 kV: Lấy chữ số 4.
7. Điện áp 15 kV: Lấy chữ số 8.
8. Điện áp 10 kV: Lấy chữ số 9.
9. Điện áp 6 kV: Lấy chữ số 6.
10. Trường hợp điện áp đầu cực máy phát điện, máy bù đồng bộ được quy định như sau:
a) Nếu điện áp đầu cực lớn hơn hoặc bằng 10 kV lấy chữ số 9;
b) Nếu điện áp đầu cực bé hơn 10 kV lấy chữ số 6.
11. Các cấp điện áp khác do cấp điều độ có quyền điều khiển quy định.
Điều 7.3.TT.15.43. Đặt tên thanh cái
(Điều 43 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự thứ nhất lấy chữ C.
2. Ký tự thứ hai chỉ cấp điện áp.
3. Ký tự thứ ba chỉ số thứ tự thanh cái, riêng số 9 ký hiệu thanh cái vòng.
Ví dụ:
- C12: biểu thị thanh cái số 2 điện áp 110 kV.
- C21: biểu thị thanh cái số 1 điện áp 220 kV.
- C29: biểu thị thanh cái vòng điện áp 220 kV.
Điều 7.3.TT.15.44. Đặt tên máy phát, máy bù đồng bộ
(Điều 44 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự đầu được quy định như sau:
a) Đối với nhiệt điện hơi nước: Ký hiệu là chữ S;
b) Đối với thủy điện: Ký hiệu là chữ H;
c) Đối với tuabin khí: Ký hiệu là chữ GT;
d) Đối với đuôi hơi của tuabin khí: Ký hiệu là chữ ST;
đ) Đối với điesel: Ký hiệu là chữ D;
e) Đối với phong điện: Ký hiệu là chữ WT;
g) Đối với thủy điện tích năng: Ký hiệu là chữ PH;
h) Đối với điện thủy triều: Ký hiệu là chữ TH;
i) Đối với điện nguyên tử: Ký hiệu là chữ N;
k) Đối với điện mặt trời: Ký hiệu là chữ SS;
l) Đối với điện địa nhiệt: Ký hiệu là chữ GS;
m) Đối với máy bù đồng bộ: Ký hiệu là chữ B.
2. Ký tự tiếp theo là số thứ tự của máy phát.
Ví dụ:
- S1: biểu thị tổ máy phát nhiệt điện hơi nước số 1.
- GT2: biểu thị tổ máy tuabin khí số 2.
Điều 7.3.TT.15.45. Đặt tên máy biến áp
(Điều 45 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự đầu được quy định như sau:
a) Đối với máy biến áp 2 hoặc 3 dây quấn: Ký hiệu là chữ T;
b) Đối với máy biến áp tự ngẫu: Ký hiệu là chữ AT;
c) Đối với máy biến áp tự dùng: Ký hiệu là chữ TD;
d) Đối với máy biến áp kích từ máy phát: Ký hiệu là chữ TE;
đ) Đối với máy biến áp tạo trung tính: Ký hiệu là chữ TT.
2. Ký tự tiếp theo là số thứ tự của máy biến áp. Đối với máy biến áp tự dùng ký tự tiếp theo là cấp điện áp và số thứ tự ở cấp điện áp đó.
Ví dụ:
- T1: biểu thị máy biến áp số 1.
- T2: biểu thị máy biến áp số 2.
- TD31: biểu thị máy biến áp tự dùng số 1 cấp điện áp 35 kV.
- AT1: biểu thị máy biến áp tự ngẫu số 1.
Điều 7.3.TT.15.46. Đặt tên điện trở trung tính, kháng trung tính của máy biến áp
(Điều 46 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hai ký tự đầu là chữ RT biểu thị điện trở trung tính, KT biểu thị kháng trung tính.
2. Ký tự thứ 3 lấy theo cấp điện áp cuộn dây máy biến áp nhiều cuộn dây.
3. Ký tự tiếp theo là tên của máy biến áp mà RT hoặc KT được đấu vào.
Ví dụ:
- RT3T1: biểu thị điện trở trung tính cuộn dây 35 kV của máy biến áp T1.
- KT5AT2: biểu thị kháng trung tính của máy biến áp 500 kV AT2.
Điều 7.3.TT.15.47. Đặt tên kháng bù ngang
(Điều 47 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hai ký tự đầu là chữ KH.
2. Ký tự thứ 3 đặc trưng cho cấp điện áp.
3. Ký tự thứ 4 là số 0 (hoặc số 9 nếu sơ đồ phức tạp).
4. Ký tự thứ 5 là số thứ tự của mạch mắc kháng bù ngang.
Ví dụ: KH504 biểu thị kháng bù ngang 500 kV mắc ở mạch số 4.
Điều 7.3.TT.15.48. Đặt tên kháng trung tính, điện trở trung tính của kháng bù ngang
(Điều 48 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hai ký tự đầu là chữ KT biểu thị cho kháng trung tính, RT biểu thị cho điện trở trung tính của kháng bù ngang.
2. Các ký tự tiếp theo lấy theo 3 ký tự cuối của kháng điện.
Ví dụ:
- KT504: biểu thị kháng trung tính của kháng điện KH504.
- RT504: biểu thị điện trở trung tính của kháng điện KH504.
Điều 7.3.TT.15.49. Đặt tên kháng giảm dòng ngắn mạch
(Điều 49 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hai ký tự đầu là chữ KI.
2. Ký tự thứ 3 đặc trưng cho cấp điện áp.
3. Các ký tự tiếp theo đặt theo số thứ tự của đường cáp hoặc thanh cái.
Ví dụ:
- KI212: biểu thị kháng giảm dòng ngắn mạch cấp điện áp 220 kV nối thanh cái số 1 với thanh cái số 2.
- KI171: biểu thị kháng giảm dòng ngắn mạch đường cáp 171.
Điều 7.3.TT.15.50. Đặt tên cuộn cản
(Điều 50 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự đầu là chữ L.
2. Ký tự tiếp theo là tên của ngăn đường dây.
Ví dụ: L171 biểu thị cuộn cản của đường dây 110 kV 171.
Điều 7.3.TT.15.51. Đặt tên tụ bù
(Điều 51 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ba ký tự đầu: Đối với tụ bù dọc lấy là các chữ TBD, đối với tụ bù ngang lấy là các chữ TBN.
2. Ký tự thứ 4 đặc trưng cho cấp điện áp.
3. Ký tự thứ 5 là số 0 (hoặc số 9 nếu sơ đồ phức tạp).
4. Ký tự thứ 6 là số thứ tự của mạch mắc tụ điện đối với tụ bù dọc, đối với tụ bù ngang lấy theo số thứ tự của bộ tụ.
Ví dụ:
- TBD501: biểu thị tụ bù dọc điện áp 500 kV mắc ở mạch số 1.
- TBN302: biểu thị tụ bù ngang điện áp 35 kV bộ tụ số 2.
Điều 7.3.TT.15.52. Đặt tên thiết bị bù tĩnh
(Điều 52 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Các ký tự đầu được lấy theo tên viết tắt của tiếng Anh.
2. Các ký tự tiếp theo là cấp điện áp và số thứ tự tương tự như tụ bù quy định tại Điều 51 Thông tư này.
Ví dụ:
- SVC302: biểu thị SVC (Static Var Compensator) điện áp 35 kV bộ SVC số 2.
- TSSC501: biểu thị TSSC (Thyristor Switched Series Capacitor) điện áp 500 kV mắc ở mạch số 1.
Điều 7.3.TT.15.53. Đặt tên tụ chống quá áp
(Điều 53 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự đầu lấy chữ C.
2. Ký tự tiếp theo lấy tên của thiết bị được bảo vệ chống quá áp. Đối với các thiết bị mà tên của thiết bị không thể hiện rõ cấp điện áp thì sau ký tự đầu sẽ là ký tự đặc trưng cho cấp điện áp, tiếp theo là tên thiết bị.
Ví dụ: C9H1 biểu thị tụ chống quá áp mắc vào phía điện áp máy phát H1.
Điều 7.3.TT.15.54. Đặt tên máy biến điện áp
(Điều 54 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự đầu là TU.
2. Các ký tự tiếp theo lấy tên thiết bị mà máy biến điện áp đấu vào. Đối với các thiết bị mà tên của thiết bị không thể hiện rõ cấp điện áp thì sau hai ký tự đầu sẽ là ký tự đặc trưng cho cấp điện áp, tiếp theo là tên thiết bị.
Ví dụ:
- TU171: biểu thị máy biến điện áp ngoài đường dây 110 kV 171.
- TUC22: biểu thị máy biến điện áp của thanh cái số 2 điện áp 220 kV.
- TU5T2: biểu thị máy biến điện áp của máy biến áp T2 phía 500 kV.
Điều 7.3.TT.15.55. Đặt tên máy biến dòng điện
(Điều 55 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hai ký tự đầu là TI.
2. Các ký tự tiếp theo lấy tên thiết bị mà máy biến dòng điện đấu vào. Đối với các thiết bị mà tên của thiết bị không thể hiện rõ cấp điện áp thì sau hai ký tự đầu sẽ là ký tự đặc trưng cho cấp điện áp, tiếp theo là tên thiết bị.
Ví dụ:
- TI171: biểu thị máy biến dòng điện cấp điện áp 110 kV của đường dây 171.
- TI5AT2: biểu thị máy biến dòng điện cấp điện áp 500 kV trong sứ xuyên của máy biến áp AT2.
Điều 7.3.TT.15.56. Đặt tên chống sét
(Điều 56 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Hai ký tự đầu lấy chữ CS.
2. Ký tự tiếp theo lấy tên của thiết bị được bảo vệ. Đối với các thiết bị mà tên của thiết bị không thể hiện rõ cấp điện áp thì sau hai ký tự đầu sẽ là ký tự đặc trưng cho cấp điện áp, tiếp theo là tên thiết bị. Đối với chống sét van nối vào trung tính máy biến áp lấy số 0.
Ví dụ:
- CS1T1: biểu thị chống sét của máy biến áp T1 phía điện áp 110 kV.
- CS0T1: biểu thị chống sét mắc vào trung tính máy biến áp T1.
- CS271: biểu thị chống sét của đường dây 271.
Điều 7.3.TT.15.57. Đặt tên cầu chì
(Điều 57 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Các ký tự đầu: Đối với cầu chì thường lấy chữ CC, đối với cầu chì tự rơi lấy chữ FCO.
2. Ký tự tiếp theo là dấu phân cách (-) và tên của thiết bị được bảo vệ.
Ví dụ: CC-TUC31 biểu thị cầu chì của máy biến điện áp thanh cái C31.
Điều 7.3.TT.15.58. Đánh số máy cắt điện
(Điều 58 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Ký tự thứ nhất đặc trưng cho cấp điện áp. Riêng đối với máy cắt của tụ ký tự thứ nhất là chữ T, kháng điện ký tự thứ nhất là chữ K; còn ký tự thứ hai đặc trưng cho cấp điện áp.
2. Ký tự thứ hai (thứ ba đối với máy cắt kháng và tụ) đặc trưng cho vị trí của máy cắt, được quy định như sau:
a) Máy cắt máy biến áp: Lấy số 3;
b) Máy cắt của đường dây: Lấy số 7 và số 8 (hoặc từ số 5 đến 8 nếu sơ đồ phức tạp);
c) Máy cắt của máy biến áp tự dùng: Lấy số 4;
d) Máy cắt đầu cực của máy phát điện: Lấy số 0;
đ) Máy cắt của máy bù quay: Lấy số 0;
e) Máy cắt của tụ bù ngang: Lấy số 0;
g) Máy cắt của tụ bù dọc: Lấy số 0 (hoặc 9 nếu sơ đồ phức tạp);
h) Máy cắt của kháng điện : Lấy số 0 (hoặc 9 nếu sơ đồ phức tạp).
3. Ký tự thứ ba (thứ tư đối với máy cắt kháng và tụ) được thể hiện bằng chữ số từ 0 đến 9.
4. Đối với máy cắt của thanh cái đường vòng, hai ký tự tiếp theo ký tự thứ nhất là: 00.
5. Đối với máy cắt liên lạc giữa hai thanh cái, hai ký tự tiếp theo ký tự thứ nhất là số của hai thanh cái.
6. Đối với sơ đồ một thanh cái có phân đoạn, đánh số các máy cắt ở thanh cái chẵn thì đánh số thứ tự chẵn, các máy cắt ở thanh cái lẻ thì đánh số thứ tự lẻ.
7. Đối với sơ đồ đa giác đánh số các máy cắt theo máy cắt đường dây.
8. Đối với sơ đồ 3/2 (một rưỡi), sơ đồ 4/3: tuỳ theo sơ đồ có thể đánh số theo một trong các cách sau:
a) Đánh số các máy cắt theo máy cắt đường dây;
b) Đánh số ký tự thứ hai máy cắt ở giữa (không nối với thanh cái) số 5 hoặc số 6; Đánh số ký tự thứ ba theo thứ tự ngăn lộ.
Ví dụ:
- 131: biểu thị máy cắt của máy biến áp số 1 cấp điện áp 110 kV.
- 903: biểu thị máy cắt của máy phát điện số 3 cấp điện áp/10 kV.
- K504: biểu thị máy cắt của kháng điện số 4 cấp điện áp 500 kV.
- 100: biểu thị máy cắt vòng điện áp 110 kV.
- 212: biểu thị máy cắt liên lạc thanh cái cấp điện áp 220 kV.
Điều 7.3.TT.15.59. Đánh số dao cách ly
(Điều 59 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Các ký tự đầu là tên của máy cắt hoặc thiết bị nối trực tiếp với dao cách ly (đối với dao cách ly của TU: các ký tự đầu tiên là tên của TU, tiếp theo là tên thiết bị nối trực tiếp với dao cách ly), tiếp theo là dấu phân cách (-).
2. Ký tự tiếp theo được quy định như sau:
a) Dao cách ly thanh cái lấy số thứ tự của thanh cái nối với dao cách ly;
b) Dao cách ly đường dây (dao cách ly phía đường dây) lấy số 7;
c) Dao cách ly nối với máy biến áp lấy số 3;
d) Dao cách ly nối với thanh cái vòng lấy số 9;
đ) Dao cách ly nối tắt một thiết bị lấy số 0 hoặc số 9;
e) Dao cách ly nối tới phân đoạn nào (phía phân đoạn nào) thì lấy số thứ tự của phân đoạn thanh cái (hoặc thanh cái) đó;
g) Dao cách ly nối với điện trở trung tính hoặc kháng trung tính lấy số 0;
h) Dao cách ly nối với máy phát lấy số 0 hoặc 9.
Ví dụ:
- 131-3: biểu thị dao cách ly của máy biến áp T1 điện áp 110 kV.
- KH501-1: biểu thị dao cách ly của kháng số 1 cấp điện áp 500 kV nối với thanh cái số 1.
- TUC22-2: biểu thị dao cách ly máy biến điện áp của thanh cái số 2 điện áp 220 kV nối với thanh cái số 2.
- 171-7: biểu thị dao cách ly ngoài đường dây 110 kV của máy cắt 171.
- 272-9: biểu thị dao cách ly của máy cắt 272 nối với thanh cái đường vòng.
- 275-0: Biểu thị dao cách ly nối tắt máy cắt 275.
- KT101-0: biểu thị dao trung tính cuộn 110 kV của máy biến áp T1 nối với kháng trung tính KT101.
Điều 7.3.TT.15.60. Đánh số dao tiếp địa
(Điều 60 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Các ký tự đầu là tên dao cách ly hoặc thiết bị có liên quan trực tiếp.
2. Ký tự tiếp theo đặc trưng cho dao tiếp địa, được quy định như sau:
a) Dao tiếp địa của đường dây và tụ điện lấy số 6;
b) Dao tiếp địa của máy biến áp, kháng điện và máy biến điện áp lấy số 8;
c) Dao tiếp địa của máy cắt lấy số 5;
d) Dao tiếp địa của thanh cái lấy số 4;
đ) Dao tiếp địa trung tính máy biến áp hoặc kháng điện lấy số 08;
e) Dao tiếp địa của máy phát lấy số 5.
Ví dụ:
- 271-76: biểu thị dao tiếp địa ngoài đường dây 271.
- 171-15: biểu thị dao tiếp địa máy cắt 171 phía dao cách ly 171-1.
- 131-08: biểu thị dao tiếp địa trung tính cuộn dây 110 kV của máy biến áp số 1.
Điều 7.3.TT.15.61. Đánh số các thiết bị đóng cắt ở các nhánh rẽ, các phân đoạn đường dây
(Điều 61 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Đối với máy cắt phân đoạn đường dây đánh số như máy cắt đường dây, máy cắt rẽ nhánh xuống máy biến áp đánh số như máy cắt máy biến áp.
2. Đối với dao cách ly phân đoạn đường dây hoặc dao cách ly nhánh rẽ các ký tự đầu đánh số theo quy định tại Điều 59 Thông tư này (đánh số dao cách ly được thực hiện giả thiết như có máy cắt).
3. Các ký tự cuối cùng là dấu phân cách (/) và vị trí cột phân đoạn hoặc rẽ nhánh.
Ví dụ:
- 371/XX: biểu thị máy cắt 371 phân đoạn đường dây ở cột số XX cấp điện áp 35 kV.
- 171-7/XX: biểu thị dao cách ly phân đoạn đường dây 110 kV ở cột số XX.
- 171-76/XX: biểu thị dao cách ly tiếp địa đường dây 110 kV ở cột số XX.
HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
(Điều 4 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Tần số danh định trong hệ thống điện quốc gia là 50 Hz. Trong điều kiện bình thường, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz so với tần số danh định. Trường hợp hệ thống điện chưa ổn định, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi ± 0,5 Hz so với tần số danh định.
(Điều 5 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm 110 kV, 35 kV, 22 kV, 15 kV, 10 kV, 06 kV và 0,38 kV.
2. Độ lệch điện áp vận hành cho phép trên lưới điện phân phối trong chế độ vận hành bình thường:
a) Độ lệch điện áp vận hành cho phép tại thanh cái trên lưới điện phân phối của Đơn vị phân phối điện so với điện áp danh định là + 10% và - 05%;
b) Độ lệch điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối so với điện áp danh định như sau:
- Tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện là ± 05%;
- Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là + 10% và - 05%;
- Trường hợp nhà máy điện và khách sử dụng điện đấu nối vào cùng một thanh cái, đường dây trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ thuật vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp cho khách hàng sử dụng điện theo quy định.
3. Đối với lưới điện chưa ổn định sau sự cố, cho phép độ lệch điện áp tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng + 5% và - 10% so với điện áp danh định.
4. Trong chế độ sự cố hệ thống điện hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trên lưới điện phân phối trong khoảng ± 10% so với điện áp danh định.
5. Trong thời gian sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110% điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.
6. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trên lưới điện phân phối do phụ tải của khách hàng sử dụng điện dao động hoặc do thao tác thiết bị đóng cắt trong nội bộ nhà máy điện gây ra không được vượt quá 2,5% điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện áp vận hành cho phép được quy định tại Khoản 2 Điều này.
7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện áp cao hơn so với quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện. Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm lấy ý kiến của Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thỏa thuận thống nhất với khách hàng.
Điều 7.3.TT.22.6. Cân bằng pha
(Điều 6 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không vượt quá 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.
2. Cho phép thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện phân phối trong một số thời điểm vượt quá giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo với thời gian đo là ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.
Điều 7.3.TT.22.7. Sóng hài điện áp
(Điều 7 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Sóng hài điện áp:
a) Tổng biến dạng sóng hài điện áp là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản được tính theo công thức sau:
Trong đó:
- THD: Tổng biến dạng sóng hài điện áp;
- Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- V1: Giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (tần số 50 Hz).
b) Độ biến dạng sóng hài điện áp tối đa cho phép trên lưới điện phân phối quy định trong Bảng 1a như sau:
Bảng 1a
Độ biến dạng sóng hài điện áp tối đa cho phép
|
Cấp điện áp |
Tổng biến dạng sóng hài (THD) |
Biến dạng riêng lẻ |
|
110 kV |
3,0% |
1,5% |
|
Trung áp |
5% |
3,0% |
|
Hạ áp |
8% |
5% |
2. Sóng hài dòng điện:
a) Tổng biến dạng sóng hài dòng điện là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện với giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản ở phụ tải/công suất phát cực đại được tính theo công thức sau:
Trong đó:
- TDD: Tổng biến dạng sóng hài dòng điện;
- Ii: Giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- IL: Giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải, công suất phát cực đại (phụ tải, công suất phát cực đại là giá trị trung bình của 12 giá trị phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó, trường hợp đối với các đấu nối mới hoặc không thu thập được giá trị phụ tải, công suất cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó thì sử dụng giá trị phụ tải, công suất phát cực đại trong toàn bộ thời gian thực hiện phép đo).
b) Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài dòng điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 1b như sau:
Bảng 1b
Độ biến dạng sóng hài dòng điện tối đa cho phép đối với nhà máy điện
|
Cấp điện áp |
Tổng biến dạng |
Biến dạng riêng lẻ |
|
110 kV |
3% |
2% |
|
Trung áp, hạ áp |
5% |
4% |
c) Phụ tải điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải đảm bảo không gây ra biến dạng sóng hài dòng điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 1c như sau:
Bảng 1c
Biến dạng sóng hài dòng điện tối đa cho phép đối với phụ tải điện
|
Cấp điện áp |
Tổng biến dạng |
Biến dạng riêng lẻ |
|
110 kV |
4% |
3,5% |
|
Trung áp |
8% |
7% |
|
Hạ áp |
12% nếu phụ tải ≥50 kW 20% nếu phụ tải <50 kW
20% nếu <50 kW
|
10% nếu phụ tải ≥50 kW 15% nếu phụ tải <50 kW
|
3. Cho phép đỉnh nhọn bất thường của sóng hài trên lưới điện phân phối vượt quá tổng biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.
Điều 7.3.TT.22.8. Nhấp nháy điện áp
(Điều 8 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:
Bảng 2
Mức nhấp nháy điện áp
|
Cấp điện áp |
Mức nhấp nháy cho phép |
|---|---|
|
110 kV |
Pst95% = 0,80 Plt95% = 0,60 |
|
Trung áp |
Pst95% = 1,00 Plt95% = 0,80 |
|
Hạ áp |
Pst95% = 1,00 Plt95% = 0,80 |
2. Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn (Pst) và mức nhấp nháy điện áp dài hạn (Plt) là giá trị đo theo tiêu chuẩn quốc gia hiện hành. Trường hợp giá trị đo Pst và Plt chưa có trong tiêu chuẩn quốc gia, đo theo Tiêu chuẩn IEC hiện hành do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc tế công bố.
Điều 7.3.TT.22.9. Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố
(Điều 9 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép trên lưới điện phân phối và thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính được quy định trong Bảng 3 như sau:
Bảng 3
Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố
|
Điện áp |
Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA) |
Thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính (ms) |
|
|
110 kV |
31,5 |
150 |
|
|
Trung áp |
25 |
500 |
2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối phải có đủ khả năng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết bị vào vận hành và chịu đựng được dòng điện ngắn mạch này trong thời gian tối thiểu 01 giây trở lên.
3. Đối với đường dây trung áp có nhiều phân đoạn, khó phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, cho phép thời gian loại trừ sự cố của bảo vệ chính tại một số vị trí đóng cắt lớn hơn giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải nhỏ hơn 01 giây và phải đảm bảo an toàn cho thiết bị và lưới điện.
4. Các công trình điện đấu nối vào hệ thống điện phân phối có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 3, chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng các biện pháp để dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 3.
5. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối để Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ khi dự kiến đưa thiết bị vào vận hành.
Điều 7.3.TT.22.10. Chế độ nối đất
(Điều 10 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối được quy định trong Bảng 4 như sau:
Bảng 4. Chế độ nối đất
|
Cấp điện áp |
Điểm trung tính |
|
110 kV |
Nối đất trực tiếp. |
|
35 kV |
Trung tính cách ly hoặc nối đất qua trở kháng. |
|
15 kV, 22 kV |
Nối đất trực tiếp (03 pha 03 dây) hoặc nối đất lặp lại (03 pha 04 dây). |
|
06 kV, 10 kV |
Trung tính cách ly. |
|
Dưới 1000 V |
Nối đất trực tiếp (nối đất trung tính, nối đất lặp lại, nối đất trung tính kết hợp). |
2. Trường hợp chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối thực hiện khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.22.11. Hệ số sự cố chạm đất
(Điều 11 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Hệ số sự cố chạm đất của lưới điện phân phối không được vượt quá 1,4 đối với lưới điện có trung tính nối đất trực tiếp và 1,7 đối với lưới điện có trung tính cách ly hoặc lưới điện có trung tính nối đất qua trở kháng.
Điều 7.3.TT.22.12. Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối
(Điều 12 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:
a) Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Duration Index - SAIDI);
b) Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI);
c) Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).
2. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:
a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- Ti: Thời gian mất điện lần thứ i trong tháng t (chỉ xét các lần mất điện có thời gian kéo dài trên 05 phút);
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- SAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- SAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- MAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- MAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
Điều 7.3.TT.22.13. Các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện
(Điều 13 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Độ tin cậy cung cấp điện được thống kê và đánh giá qua hai bộ chỉ số bao gồm “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” và “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối”. Mỗi bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện bao gồm 03 chỉ số SAIDI, SAIFI và MAIFI được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.
2. Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” được sử dụng để đánh giá chất lượng cung cấp điện cho khách hàng mua điện của Đơn vị phân phối điện và được tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư này khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:
a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện;
b) Thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật, an toàn điện để được khôi phục cung cấp điện;
c) Do sự cố thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối;
d) Do các sự kiện bất khả kháng, ngoài khả năng kiểm soát của Đơn vị phân phối điện hoặc do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối điện vi phạm quy định của pháp luật theo Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” là một trong các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện được tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư này khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau:
a) Các trường hợp được quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Do mất điện từ hệ thống điện truyền tải;
c) Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Cắt điện khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với con người và thiết bị trong quá trình vận hành hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.22.14. Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối
(Điều 14 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối bao gồm:
1. Tổn thất điện năng kỹ thuật là tổn thất điện năng gây ra do bản chất vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối.
2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật là tổn thất điện năng do ảnh hưởng của các yếu tố trong quá trình quản lý kinh doanh điện mà không phải do bản chất vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối gây ra.
Điều 7.3.TT.22.15. Trình tự phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng hàng năm của lưới điện phân phối
(Điều 15 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng kế hoạch về độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng cho năm tiếp theo của các Đơn vị phân phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.
2. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng của từng Đơn vị phân phối điện làm cơ sở tính toán chi phí phân phối điện cho Đơn vị phân phối điện.
Điều 7.3.TT.22.16. Các chỉ tiêu chất lượng dịch vụ khách hàng
(Điều 16 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Thời gian xem xét, ký thỏa thuận đấu nối và thực hiện đấu nối mới hoặc thời gian điều chỉnh đấu nối cho khách hàng.
2. Thời gian thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện.
3. Chất lượng trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản được đánh giá trên các tiêu chí:
a) Mức độ rõ ràng trong việc trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản thể hiện thông qua văn bản trả lời phải bao gồm các nội dung sau:
- Trả lời khiếu nại được chấp nhận hay không;
- Giải thích rõ ràng phương án giải quyết trong trường hợp khiếu nại được chấp nhận;
- Trong trường hợp không chấp nhận khiếu nại, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải nêu rõ lý do và hướng dẫn khách hàng theo từng trường hợp cụ thể;
- Cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết khác giúp khách hàng đánh giá được phương án giải quyết.
b) Tỷ lệ số văn bản trả lời khiếu nại của khách hàng trong thời gian quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 17 Thông tư này.
4. Chất lượng tiếp nhận khiếu nại của khách hàng qua điện thoại được đánh giá trên tiêu chí tỷ lệ số cuộc gọi của khách hàng được tiếp nhận trong thời gian quy định tại Điểm d Khoản 2 Điều 17 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.17. Yêu cầu chất lượng dịch vụ khách hàng
(Điều 17 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải tổ chức, duy trì và cập nhật hệ thống thông tin để ghi nhận tất cả kiến nghị, khiếu nại từ khách hàng bằng văn bản hoặc qua điện thoại.
2. Yêu cầu chất lượng dịch vụ khách hàng được quy định như sau:
a) Thời gian xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối hoàn chỉnh, hợp lệ theo quy định tại Điều 45 Thông tư này;
b) Thời gian thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;
c) Chất lượng trả lời kiến nghị, khiếu nại của khách hàng bằng văn bản: Có trên 95% văn bản trả lời khiếu nại bằng văn bản có nội dung trả lời rõ ràng và tuân thủ các quy định của pháp luật trong thời hạn 05 ngày làm việc;
d) Chất lượng tiếp nhận khiếu nại của khách hàng qua điện thoại: Có trên 80% các cuộc điện thoại của khách hàng được tiếp nhận trong thời gian 30 giây.
Điều 17a. Công bố thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng
1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng của tháng trước liền kề.
2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố trên Trang thông tin điện tử của đơn vị các thông tin về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng và chất lượng dịch vụ khách hàng của năm trước liền kề.
Điều 7.3.TT.22.18. Quy định chung về dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối
(Điều 18 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ thống điện phân phối, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện riêng. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối là cơ sở để lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm, kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối, kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia và kế hoạch vận hành thị trường điện.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng và tuần.
3. Trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối
a) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị và nhu cầu phụ tải điện tại từng điểm đấu nối;
b) Công ty Điện lực tỉnh có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện phân phối trong phạm vi quản lý bao gồm cả dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
c) Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện phân phối trong phạm vi quản lý bao gồm cả dự báo nhu cầu phụ tải điện tại tất cả các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải trên cơ sở kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện của các Công ty Điện lực tỉnh trực thuộc và Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối.
4. Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm thực hiện nghiên cứu phụ tải phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện và tính toán giá bán lẻ điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành.
5. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình Dự báo phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.22.19. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
(Điều 19 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Các thông tin, dữ liệu sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện trong Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương đã được duyệt;
b) Yếu tố giá điện, tốc độ tăng dân số, xu hướng phát triển kinh tế trên địa bàn của Đơn vị phân phối điện và các yếu tố kinh tế - xã hội khác có liên quan;
c) Diễn biến nhu cầu phụ tải điện trong 05 năm trước gần nhất;
d) Dự báo tăng trưởng nhu cầu điện của các phụ tải điện hiện có trong các năm tới;
đ) Nhu cầu điện của các phụ tải mới, các dự án, các khu - cụm công nghiệp đã có kế hoạch đầu tư xây dựng và tiến độ đưa vào vận hành;
e) Các chương trình tiết kiệm năng lượng, quản lý nhu cầu phụ tải và các giải pháp giảm tổn thất điện năng;
g) Công suất và sản lượng điện mua, bán tại mỗi điểm đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân phối điện khác;
h) Công suất và sản lượng điện xuất, nhập khẩu (nếu có);
i) Các yếu tố, sự kiện xã hội ảnh hưởng tới nhu cầu phụ tải điện.
2. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
a) Cho năm đầu tiên
- Số liệu dự báo điện năng, công suất cực đại hàng tháng của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ ngày điển hình hàng tháng của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
b) Cho 04 năm tiếp theo
- Số liệu dự báo điện năng, công suất cực đại hàng năm của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ ngày điển hình hàng năm của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
3. Trách nhiệm cung cấp thông tin phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện
a) Khách hàng sử dụng điện có sản lượng bình quân từ 1.000.000 kWh/tháng trở lên có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
- Biểu đồ phụ tải điện ngày điển hình hiện trạng;
- Dự kiến công suất cực đại và sản lượng điện đăng ký sử dụng hàng tháng trong năm tới; dự kiến công suất cực đại và sản lượng điện đăng ký sử dụng hàng năm trong 04 năm tiếp theo;
- Các thông số bổ sung về lưới điện, máy cắt và sơ đồ bố trí bảo vệ cho các thiết bị trực tiếp đấu nối hoặc có ảnh hưởng tới lưới điện phân phối.
b) Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối sở hữu tổ máy phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
- Dự báo sản lượng, công suất hàng tháng có thể phát lên lưới điện phân phối;
- Thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện mới và tiến độ đưa vào vận hành trong 05 năm tiếp theo.
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
- Tổng số khách hàng, điện năng thống kê theo năm thành phần của 05 năm trước gần nhất;
- Dự báo nhu cầu công suất và điện năng của năm thành phần khách hàng trong 05 năm tiếp theo;
- Biểu đồ phụ tải ngày điển hình hàng tháng tại điểm đấu nối cho năm tới;
- Các thông số bổ sung về lưới điện, máy cắt và sơ đồ bố trí bảo vệ cho các thiết bị điện trực tiếp đấu nối hoặc có ảnh hưởng tới lưới điện phân phối.
d) Đơn vị phân phối điện đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân phối điện khác phải cung cấp các thông tin về công suất cực đại và sản lượng giao nhận dự kiến tại điểm đấu nối trong từng tháng của năm tới; công suất cực đại và sản lượng giao nhận dự kiến tại điểm đấu nối trong từng năm trong giai đoạn 04 năm tiếp theo.
4. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 01 tháng 7 hàng năm, các đối tượng được quy định tại Khoản 3 Điều này phải cung cấp thông tin cho Đơn vị phân phối điện để lập dự báo nhu cầu phụ tải điện cho năm tới và 04 năm tiếp theo;
b) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Tổng công ty Điện lực phải hoàn thành kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này để cung cấp cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.22.20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
(Điều 20 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Các thông tin, dữ liệu sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;
b) Các số liệu thống kê về điện năng tiêu thụ, công suất cao điểm ngày và cao điểm tối trong tháng tương ứng của năm trước đó;
c) Các thông tin cần thiết khác.
2. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
a) Công suất cực đại, điện năng tiêu thụ hàng tuần của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Công suất cực đại, điện năng giao nhận hàng tuần tại các điểm mua bán điện với nước ngoài thông qua lưới điện của Đơn vị phân phối điện;
c) Công suất cực đại, điện năng giao nhận hàng tuần của các Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối;
d) Biểu đồ điển hình của ngày làm việc, ngày nghỉ, ngày lễ hàng tuần của toàn Đơn vị phân phối điện.
3. Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện về dự báo điện năng tiêu thụ, công suất cực đại trong tháng tới tại các điểm đấu nối trong các trường hợp sau:
a) Công suất điện tiêu thụ chênh lệch trên 02 MW so với số liệu của tháng tương ứng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;
b) Công suất phát của Đơn vị phát điện chênh lệch trên 01 MW so với công suất phát dự kiến của tháng tương ứng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm.
4. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 15 hàng tháng, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin theo quy định tại Khoản 3 Điều này phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới;
b) Trước ngày 20 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực phải hoàn thành dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới và thông báo cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.22.21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
(Điều 21 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm các thông số sau:
a) Công suất cực đại, điện năng tiêu thụ theo từng ngày của toàn Đơn vị phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Công suất cực đại, điện năng giao nhận theo từng ngày tại các điểm mua bán điện với nước ngoài thông qua lưới điện của Đơn vị phân phối điện;
c) Biểu đồ phụ tải từng ngày trong tuần của toàn Đơn vị phân phối điện.
2. Trước 10h00 thứ Ba hàng tuần, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm hoàn thành và cung cấp cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia dự báo nhu cầu phụ tải 02 tuần tới để lập phương thức vận hành cho 02 tuần tới.
Điều 7.3.TT.22.26. Điểm đấu nối
(Điều 26 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Điểm đấu nối trong hệ thống điện phân phối bao gồm:
a) Điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối vào lưới điện phân phối của Đơn vị phân phối điện;
b) Điểm nối trang thiết bị, lưới điện giữa hai Đơn vị phân phối điện;
c) Điểm nối trang thiết bị, lưới điện của Khách hàng sử dụng điện vào lưới điện phân phối của Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
2. Điểm đấu nối phải được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp)
Điều 7.3.TT.22.27. Ranh giới phân định tài sản và quản lý vận hành
(Điều 27 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Ranh giới phân định tài sản giữa Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối là điểm đấu nối.
2. Tài sản của mỗi bên tại ranh giới phân định tài sản phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
3. Tài sản thuộc sở hữu của bên nào thì bên đó có trách nhiệm đầu tư, xây dựng và quản lý, vận hành theo các tiêu chuẩn và quy định của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
Điều 7.3.TT.22.28. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực
(Điều 28 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Phương án đấu nối các trạm điện, lưới điện và nhà máy điện mới vào lưới điện phân phối phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
2. Trường hợp phương án đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo quy định.
Điều 7.3.TT.22.29. Trách nhiệm tuân thủ các yêu cầu về đấu nối và phối hợp thực hiện đấu nối
(Điều 29 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tuân thủ các yêu cầu về đấu nối thiết bị điện thuộc sở hữu của mình theo đúng quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp thực hiện phương án đấu nối khi khách hàng có hồ sơ đề nghị đấu nối hợp lệ. Việc đấu nối và điều chỉnh đấu nối phải đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối quy định tại Mục 2 Chương này.
3. Trường hợp các thiết bị tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu vận hành lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo và phối hợp với khách hàng đưa ra biện pháp khắc phục. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải chịu mọi chi phí thực hiện các biện pháp khắc phục.
4. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm ban hành quy trình nội bộ thực hiện các nội dung công tác của đơn vị, phối hợp với khách hàng để nhằm rút ngắn thời gian thực hiện thỏa thuận đấu nối, thực hiện đấu nối cho khách hàng.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp)
Điều 7.3.TT.22.30. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
(Điều 30 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải bao gồm tất cả thiết bị điện trung và cao áp tại vị trí đấu nối, phải thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối với lưới điện phân phối. Các trang thiết bị điện phải được mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được đặt tên, đánh số theo Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện cho 10 năm tiếp theo.
3. Máy cắt thực hiện thao tác tại điểm đấu nối giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối phải được trang bị hệ thống kiểm tra đồng bộ.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp)
Điều 7.3.TT.22.31. Yêu cầu về cân bằng pha
(Điều 31 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Trong chế độ làm việc bình thường, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải đảm bảo thiết bị của mình không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 3 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc quá 5 % điện áp danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.
Điều 7.3.TT.22.32. Yêu cầu về sóng hài dòng điện
(Điều 32 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Biến dạng sóng hài cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối phải đảm bảo các yêu cầu quy định tại Điều 7 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.33. Yêu cầu về nhấp nháy điện áp
(Điều 33 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Mức nhấp nháy điện áp tối đa cho phép tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối phải theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.34. Yêu cầu về chế độ nối đất
(Điều 34 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải áp dụng các chế độ nối đất trung tính trong lưới điện của mình theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, trừ trường hợp có thỏa thuận khác và được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trường hợp khách hàng được cung cấp điện từ nhiều phía, khách hàng có trách nhiệm lắp đặt các thiết bị bảo vệ thích hợp nhằm ngăn chặn và hạn chế dòng điện chạy qua điểm trung tính xuống đất.
Điều 7.3.TT.22.35. Yêu cầu về hệ số công suất
(Điều 35 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Khách hàng sử dụng điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có trạm biến áp riêng hoặc không có trạm biến áp riêng nhưng có công suất sử dụng cực đại từ 40 kW trở lên có trách nhiệm duy trì hệ số công suất (cosj) tại điểm đặt thiết bị đo đếm điện năng theo hợp đồng mua bán điện không nhỏ hơn 0,9.
Điều 7.3.TT.22.36. Yêu cầu về hệ thống bảo vệ
(Điều 36 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Hệ thống rơ le bảo vệ của các trạm điện, đường dây cấp điện áp 110 kV và tổ máy phát điện của nhà máy điện đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải tuân thủ 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.
2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh định, thử nghiệm và vận hành hệ thống bảo vệ trên lưới điện trong phạm vi quản lý để đáp ứng các tiêu chuẩn và yêu cầu về thời gian tác động, độ nhạy và tính chọn lọc khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệ thống điện phân phối an toàn, tin cậy.
3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng phải thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ trong Thỏa thuận đấu nối. Việc phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơ le tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình thỏa thuận đấu nối.
4. Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng các thông số của hệ thống rơ le bảo vệ trên lưới điện phân phối liên quan trực tiếp đến hệ thống bảo vệ của khách hàng tại điểm đấu nối trong quá trình thỏa thuận đấu nối. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán, kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ hoặc thông qua các trị số chỉnh định trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
5. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng không được tự ý lắp đặt thiết bị để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại thanh cái đấu nối với lưới điện phân phối, trừ trường hợp có thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Ngoài các yêu cầu được quy định tại các Khoản 1, 2, 3, 4 và 5 Điều này, hệ thống bảo vệ của nhà máy điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối vào cấp điện áp 110 kV phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Các đường dây điện cấp điện áp 110 kV đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia phải có 02 (hai) kênh thông tin liên lạc phục vụ cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không lớn hơn 20 ms;
b) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối vào cấp điện áp 110 kV có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ le tần số thấp phục vụ tự động sa thải phụ tải theo tính toán của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.22.37. Yêu cầu về hệ thống thông tin
(Điều 37 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên hoặc trạm biến áp 110 kV phải được trang bị hệ thống thông tin và kết nối hệ thống này tương thích với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ thông tin liên lạc và truyền dữ liệu trong vận hành hệ thống điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm kênh trực thông, điện thoại, DIM và mạng máy tính.
2. Các yêu cầu về hệ thống thông tin không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này được các đơn vị thỏa thuận thống nhất và phải ghi rõ trong Thoả thuận đấu nối.
3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm đầu tư, quản lý, vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo thông tin liên tục, tin cậy về Cấp điều độ có quyền điều khiển để phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
4. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp cung cấp cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối các yêu cầu về dữ liệu thông tin, giao diện thông tin cần thiết và phối hợp với khách hàng trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông tin, dữ liệu của khách hàng với hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có trong phạm vi quản lý phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
(Điều 38 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên (không phân biệt cấp điện áp đấu nối) và các trạm biến áp 110 kV chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết nối độc lập về mặt vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.
2. Nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối có công suất từ 10 MW trở lên đã kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các trạm biến áp 110 kV được điều khiển và thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU thiết lập hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển và từ Trung tâm điều khiển sẽ chia sẻ thông tin đến Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Các yêu cầu về kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này phải được các đơn vị thỏa thuận thống nhất và ghi rõ trong Thoả thuận đấu nối. Trong trường hợp này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để thống nhất yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA trong Thỏa thuận đấu nối.
4. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối được với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
5. Chủ sở hữu nhà máy điện, trạm điện có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành thiết bị đầu cuối RTU/Gateway trong phạm vi quản lý, đường truyền dữ liệu hoặc thuê của đơn vị cung cấp dịch vụ để đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu liên tục, tin cậy về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp các dữ liệu theo danh sách dữ liệu đã thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối vào hệ thống SCADA của mình. Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm cấu hình, thiết lập cơ sở dữ liệu trên hệ thống của mình để đảm bảo sự tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình thực hiện.
7. Trường hợp hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển có sự thay đổi về công nghệ và được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời điểm ký Thoả thuận đấu nối dẫn đến phải thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm phối hợp thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết để các thiết bị của khách hàng và Đơn vị phân phối điện tương thích với các thay đổi của hệ thống SCADA. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway để đảm bảo kết nối tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Yêu cầu danh sách dữ liệu, yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đầu cuối RTU/Gateway được quy định cụ thể tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
9. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy định yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA.
Điều 7.3.TT.22.39. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện đấu nối vào lưới điện phân phối
(Điều 39 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối tuân theo các yêu cầu kỹ thuật tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Yêu cầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện và nhà máy nhiệt điện (bao gồm cả các nhà máy điện sinh khối, khí sinh học và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn) có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống
a) Có khả năng phát công suất tác dụng định mức liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 47,5 Hz đến 49 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống theo quy định tại Bảng 5 như sau:
Bảng 5. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
Dải tần số của hệ thống điện |
Thời gian duy trì tối thiểu |
|
47,5 HZ đến 48,0 Hz |
10 phút |
|
48 Hz đến 49 Hz |
30 phút |
|
49 Hz đến 51 Hz |
Phát liên tục |
|
51Hz đến 51,5 Hz |
30 phút |
|
51,5 Hz đến 52 Hz |
01 phút |
b) Tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng phát và nhận liên tục công suất phản kháng với hệ số công suất 0,9 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) ứng với công suất định mức và giữ được độ lệch điện áp trong dải quy định tại Điều 5 Thông tư này;
c) Tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này và chịu được thành phần dòng điện thứ tự không và thứ tự nghịch không nhỏ hơn thời gian loại trừ ngắn mạch pha-pha và pha-đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối;
d) Trong trường hợp điểm đấu nối được trang bị thiết bị tự động đóng lại, hệ thống rơ le bảo vệ của nhà máy điện phải đảm bảo phối hợp được với thiết bị tự động đóng lại của Đơn vị phân phối điện và phải được thiết kế để đảm bảo tách được tổ máy phát điện ra khỏi lưới điện phân phối ngay sau khi máy cắt, thiết bị tự động đóng lại hoặc dao phân đoạn của lưới điện phân phối mở ra lần đầu tiên và duy trì cách ly tổ máy phát điện khỏi lưới điện phân phối cho tới khi lưới điện phân phối được khôi phục hoàn toàn;
đ) Các nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải trang bị bộ điều tốc có khả năng làm việc với các giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh trong dải từ 03 % đến 05 % và dải chết của bộ điều tốc trong phạm vi ± 0,05 Hz.
e) Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500 miligiây.
Điều 7.3.TT.22.40. Yêu cầu đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối từ cấp điện áp trung áp trở lên
(Điều 40 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng theo các chế độ sau:
a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);
b) Chế độ điều khiển công suất phát:
Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều độ trong các trường hợp sau:
- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất lớn nhất có thể;
- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất đúng giá trị giới hạn theo lệnh điều độ với sai số trong dải ± 01% công suất định mức.
2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:
Bảng 8
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió,
nhà máy điện mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng theo các chế độ sau: a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời); b) Chế độ điều khiển công suất phát: Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều độ trong các trường hợp sau: - Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất lớn nhất có thể; - Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất đúng giá trị giới hạn theo lệnh điều độ với sai số trong dải ± 01% công suất định mức. 2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 5b như sau: Bảng 5b. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng giảm công suất tác dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop characteristics) trong dải từ 02% đến 10%. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác định. Quá trình giảm công suất tác dụng này phải ghi nhận bắt đầu suy giảm không muộn hơn 02 giây khi ghi nhận tần số trên 50,5 Hz và phải hoàn thành trong vòng 15 giây. 4. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc tính như hình vẽ dưới đây và mô tả tại điểm a và điểm b khoản này:
a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20 % công suất tác dụng định mức và điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại phía cao áp của máy biến áp tăng áp của nhà máy hoặc tại điểm đo lường phân tách công suất phản kháng của từng Nhà máy trong trường hợp nhiều nhà máy cùng nối vào 01 máy biến áp tăng áp ứng với công suất định mức; b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20 % công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của nhà máy điện. 5. Chế độ điều khiển điện áp và công suất phản kháng: a) Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng theo các chế độ sau: - Chế độ điều khiển điện áp theo giá trị đặt điện áp, đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính quan hệ điện áp/công suất phản kháng); - Chế độ điều khiển theo giá trị đặt công suất phản kháng; - Chế độ điều khiển theo hệ số công suất; b) Nếu điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản kháng của tổ máy phát điện còn nằm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành trong thời gian không quá 05 giây. 6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong thời gian như sau:
a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây; b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau: Tmin = 4 x U - 0,6 Trong đó: - Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu; - U (pu): Điện áp thực tế tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đối); c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục; d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây; đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây. 7. Độ mất cân bằng pha, tổng biến dạng sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này. 8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển. 9. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500 miligiây. 10. Khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện nằm ngoài dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng ưu tiên phát dòng điện phản kháng (khi điện áp thấp) hoặc hút dòng điện phản kháng (khi điện áp cao) để hỗ trợ hệ thống điện trong quá trình sự cố, dòng điện phản kháng có khả năng thay đổi từ 0 % đến 10 % dòng điện định mức của nhà máy cho mỗi 01% điện áp thay đổi với sai số không quá 20 % (tốc độ thay đổi do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán xác định), thời gian hoàn thành đáp ứng không trễ hơn 100 miligiây. 11. Sau khi sự cố được loại trừ và hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường, nhà máy điện phải đảm bảo: a) Nhà máy điện phải có khả năng khôi phục công suất tác dụng để quay trở về chế độ vận hành trước sự cố với tốc độ tăng công suất tác dụng không nhỏ hơn 30 % công suất định mức trên 01 giây và không lớn hơn 200 % công suất định mức trên 01 giây; b) Trường hợp các tổ máy tuabin gió hoặc các inverter của nhà máy điện mặt trời bị ngừng vận hành khi sự cố hệ thống điện duy trì lớn hơn thời gian yêu cầu nối lưới tối thiểu, quá trình hòa lại của các tổ máy này không được sớm hơn 03 phút sau khi hệ thống điện quay về trạng thái vận hành bình thường và tốc độ khôi phục công suất tác dụng không lớn hơn 10 % công suất định mức trên 01 phút. 12. Nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện xuất hiện dao động góc pha điện áp (Phase Swing) tức thời lên đến 20 độ trong khoảng thời gian 100 miligiây mà không bị gián đoạn phát điện hay suy giảm công suất phát. |
||||||||||||||
3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng giảm công suất tác dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop characteristics) trong dải từ 2% đến 10%. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác định.
4. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc tính như hình vẽ dưới đây và mô tả tại Điểm a, Điểm b Khoản này:
a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất tác dụng định mức và điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại điểm đấu nối ứng với công suất định mức;
b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của nhà máy điện.
5. Chế độ điều khiển điện áp và công suất phản kháng:
a) Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng theo các chế độ sau:
- Chế độ điều khiển điện áp theo đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính quan hệ điện áp/công suất phản kháng);
- Chế độ điều khiển theo giá trị đặt công suất phản kháng;
- Chế độ điều khiển theo hệ số công suất.
b) Nếu điện áp tại điểm đấu nối trong dải ± 10% điện áp danh định, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại tại phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5% điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản kháng của tổ máy phát điện còn nằm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành trong thời gian không quá 05 giây.
6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại điểm đấu nối trong thời gian như sau:
a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;
b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:
Tmin = 4 x U - 0,6
Trong đó:
- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;
- U (pu): Điện áp thực tế tại điểm đấu nối tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đối).
c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;
d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;
đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.
7. Độ mất cân bằng pha, tổng biến dạng sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này.
8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.22.41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp
(Điều 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 12 Thông tư số 16/2017/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2017; Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
Hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp khi đáp ứng các yêu cầu sau:
1. Công suất đấu nối
a) Tổng công suất đặt của hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó;
b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 20 kWp trở xuống được đấu nối vào lưới điện 01 pha hoặc 03 pha theo thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở lên phải đấu nối vào lưới điện 03 pha.
2. Tại mọi thời điểm đang nối lưới, hệ thống điện mặt trời được phép đấu nối với lưới điện hạ áp phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 5a như sau:
Bảng 5a
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện
tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
Dải tần số của hệ thống điện |
Thời gian duy trì tối thiểu |
|
48 Hz đến 49 Hz |
30 phút |
|
49 Hz đến 51 Hz |
Phát liên tục |
|
51Hz đến 51,5 Hz |
30 phút |
3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, hệ thống điện mặt trời có công suất từ 20 kWp trở lên phải giảm công suất tác dụng xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);
- Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);
- fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).
4. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong các dải điện áp tại điểm đấu nối theo quy định tại Bảng 5b như sau:
Bảng 5b
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện
tương ứng với các dải điện áp tại điểm đấu nối
|
Điện áp tại điểm đấu nối |
Thời gian duy trì tối thiểu |
|
Nhỏ hơn 50% điện áp danh định |
Không yêu cầu |
|
50% đến 85% điện áp danh định |
2 giây |
|
85% đến 110% điện áp danh định |
Vận hành liên tục |
|
110% đến 120% điện áp danh định |
2 giây |
|
Lớn hơn 120% điện áp danh định |
Không yêu cầu |
5. Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp không được phát công suất phản kháng vào lưới điện và hoạt động ở chế độ tiêu thụ công suất suất phản kháng với hệ số công suất (cosj) lớn hơn 0,98.
6. Hệ thống điện mặt trời không được gây ra sự xâm nhập của dòng điện một chiều vào lưới điện phân phối vượt quá giá trị 0,5% dòng định mức tại điểm đấu nối.
7. Hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp phải tuân theo các quy định về điện áp, cân bằng pha, sóng hài, nhấp nháy điện áp và chế độ nối đất quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 10 Thông tư này.
8. Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Tự ngắt kết nối với lưới điện phân phối khi xảy ra sự cố nội bộ hệ thống điện mặt trời;
b) Tự ngắt kết nối khi xảy ra sự cố mất điện từ lưới điện phân phối và không phát điện lên lưới khi lưới điện phân phối đang mất điện;
c) Không tự động kết nối lại lưới điện khi chưa đảm bảo các điều kiện sau:
- Tần số của lưới điện duy trì trong dải từ 48Hz đến 51Hz trong thời gian tối thiểu 60 giây;
- Điện áp tất cả các pha tại điểm đấu nối duy trì trong dải từ 85% đến 110% điện áp định mức trong thời gian tối thiểu 60 giây.
d) Đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 pha, khách hàng có đề nghị đấu nối phải thỏa thuận, thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân phối điện nhưng tối thiểu bao gồm các bảo vệ quy định tại các Điểm a, Điểm b, Điểm c Khoản này, bảo vệ quá áp, thấp áp và bảo vệ theo tần số.
Điều 7.3.TT.22.42. Yêu cầu kỹ thuật của Trung tâm điều khiển
(Điều 42 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Yêu cầu kỹ thuật chung
a) Hệ thống giám sát, điều khiển và hệ thống thông tin viễn thông lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;
b) Hệ thống giám sát, điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Trung tâm điều khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn điện từ lưới điện quốc gia.
2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển
a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin:
- Có một đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;
- Có hai đường truyền dữ liệu (một đường truyền làm việc, một đường truyền dự phòng) kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa;
- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.
b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA:
- Có một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;
- Có hai kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa.
c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện về Trung tâm điều khiển.
3. Nhà máy điện và trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển xa phải được trang bị hệ thống giám sát, điều khiển, camera và thông tin viễn thông để truyền, kết nối dữ liệu ổn định, tin cậy và liên tục với Trung tâm điều khiển đáp ứng các yêu cầu tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
Điều 7.3.TT.22.43. Hồ sơ đề nghị đấu nối
(Điều 43 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Trường hợp đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha, khi có nhu cầu đấu nối mới vào lưới điện phân phối hoặc thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu quy định tại Phụ lục 2A ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Trường hợp đấu nối ở cấp điện áp trung áp và 110 kV, khi có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện có, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu sau:
a) Thông tin đăng ký đấu nối tương ứng với nhu cầu đấu nối quy định tại các Phụ lục 2B, 2C, 2D ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Sơ đồ nguyên lý các thiết bị điện chính sau điểm đấu nối;
c) Tài liệu kỹ thuật về các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các thay đổi dự kiến tại điểm đấu nối hiện tại, thời gian dự kiến hoàn thành dự án, số liệu kỹ thuật của dự án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện tại.
3. Trường hợp tại thời điểm làm hồ sơ đề nghị đấu nối vào cấp điện áp trung áp và 110 kV mà chưa có đầy đủ các thông tin, tài liệu quy định tại Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện về việc cung cấp thông tin, tài liệu và ghi rõ trong thỏa thuận đấu nối.
Phu luc 2a-b-c-d kem theo Thong tu so 39.2015.TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp)
Điều 7.3.TT.22.44. Trình tự thỏa thuận đấu nối đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có đề nghị đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và khách hàng sở hữu tổ máy phát điện có đề nghị đấu nối vào lưới điện trung áp
(Điều 44 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra và thông báo bằng văn bản về tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ.
2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thực hiện các công việc sau đây:
a) Xem xét các yêu cầu liên quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;
b) Chủ trì đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng đề nghị đấu nối đối với lưới điện phân phối về khả năng mang tải của các đường dây, trạm biến áp hiện có; sự ảnh hưởng đến dòng ngắn mạch, ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của lưới điện phân phối sau khi thực hiện đấu nối; công tác phối hợp các hệ thống bảo vệ;
c) Lấy ý kiến của cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan đến đấu nối về ảnh hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, lưới điện khu vực, yêu cầu kết nối với hệ thống thông tin và hệ thống SCADA của cấp điều độ có quyền điều khiển, các yêu cầu về rơ le bảo vệ, tự động hóa và các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật với thiết bị tại điểm đấu nối;
d) Lập và thỏa thuận sơ đồ một sợi có các thông số kỹ thuật các thiết bị và sơ đồ mặt bằng điểm đấu nối lưới điện của khách hàng vào lưới điện phân phối làm sơ đồ chính thức sử dụng trong Thỏa thuận đấu nối;
đ) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này và gửi cho khách hàng đề nghị đấu nối.
3. Khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin cần thiết phục vụ cho việc xem xét, thỏa thuận thực hiện phương án đấu nối và ký Thỏa thuận đấu nối với Đơn vị phân phối điện.
4. Thoả thuận đấu nối được lập thành 05 bản, mỗi bên giữ 02 bản và 01 bản gửi tới Cấp điều độ có quyền điều khiển.
5. Trường hợp không thỏa thuận được phương án đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng và báo cáo Cục Điều tiết điện lực về lý do không thống nhất phương án đấu nối.
Phu luc 3 kem theo Thong tu so 39.2015.TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.22.45. Thời hạn xem xét và ký Thoả thuận đấu nối
(Điều 45 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Thời hạn xem xét và ký Thoả thuận đấu nối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có đề nghị đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và khách hàng sở hữu tổ máy phát điện có đề nghị đấu nối vào lưới điện trung áp được quy định tại Bảng 6 như sau:
Bảng 6. Thời hạn xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối
|
Các nội dung thực hiện |
Thời gian thực hiện |
Trách nhiệm thực hiện |
|
Gửi hồ sơ đề nghị đấu nối |
|
Khách hàng đề nghị đấu nối |
|
Xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối |
Không quá 15 ngày làm việc |
Đơn vị phân phối điện, cấp điều độ có quyền điều khiển |
|
Chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối |
Không quá 03 ngày làm việc |
Đơn vị phân phối điện |
|
Thực hiện đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối |
Không quá 07 ngày làm việc |
Đơn vị phân phối điện và khách hàng đề nghị đấu nối |
2. Đối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ khi nhận đầy đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm khảo sát hiện trường, thỏa thuận và ký Thỏa thuận đấu nối với khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp.
Điều 7.3.TT.22.46. Quyền tiếp cận thiết bị tại điểm đấu nối
(Điều 46 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có quyền tiếp cận các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng tại điểm đấu nối trong quá trình xây dựng, lắp đặt, thay thế, tháo dỡ, kiểm tra, thử nghiệm, bảo dưỡng và vận hành các thiết bị này.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có quyền tiếp cận các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của Đơn vị phân phối điện tại điểm đấu nối trong quá trình xây dựng, lắp đặt, thay thế, tháo dỡ, kiểm tra, thử nghiệm, bảo dưỡng và vận hành các thiết bị này.
3. Đơn vị phân phối điện, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tạo điều kiện để các bên thực hiện các quyền quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp)
Điều 7.3.TT.22.47. Cung cấp hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và khách hàng có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp
(Điều 47 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện 01 (một) bộ hồ sơ và Cấp điều độ có quyền điều khiển 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của khách hàng đề nghị đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:
a) Các biên bản nghiệm thu từng phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường dây và trạm biến áp vào lưới điện phân phối tuân thủ các TCVN hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam công nhận và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định Mục 2 Chương này;
b) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu, bao gồm các tài liệu sau:
- Thuyết minh chung, mặt bằng bố trí thiết bị điện;
- Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện;
- Sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo vệ và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, biến dòng, biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
- Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có).
c) Các tài liệu về thông số kỹ thuật và quản lý vận hành bao gồm các tài liệu sau:
- Thông số kỹ thuật của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu nối;
- Tài liệu kỹ thuật của hệ thống kích từ, điều tốc của tổ máy phát điện;
- Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ le, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về phía khách hàng;
- Tài liệu hướng dẫn vận hành thiết bị của nhà chế tạo và các tài liệu kỹ thuật có liên quan khác.
d) Dự kiến lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
2. Trừ trường hợp có thỏa thuận khác, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu quy định tại Khoản 1 Điều này trong thời hạn sau:
a) Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;
b) Chậm nhất 01 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm biến áp vào vận hành thử lần đầu (trừ biên bản nghiệm thu toàn phần đường dây và trạm biến áp).
3. Chậm nhất 20 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu đối với hồ sơ đóng điện tổ máy phát điện hoặc chậm nhất 15 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu đối với hồ sơ đóng điện đường dây, trạm điện, Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi cho khách hàng đề nghị đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu đối với chỉnh định rơ le bảo vệ của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le và các trị số chỉnh định liên quan đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của khách hàng đề nghị đấu nối được Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành hoặc thông qua;
c) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
d) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;
đ) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
e) Các yêu cầu về thu thập và truyền dữ liệu hệ thống SCADA (nếu có);
g) Phương thức điều khiển tự động (nếu có);
h) Phương thức đóng điện dự kiến;
i) Danh mục các quy trình liên quan đến vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện phân phối và quy trình phối hợp vận hành;
k) Danh sách các cán bộ liên quan và Nhân viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 10 ngày làm việc trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử (đối với các nhà máy điện) và đóng điện vận hành các trang thiết bị điện;
b) Thỏa thuận phân định trách nhiệm mỗi bên về quản lý, vận hành trang thiết bị đấu nối;
c) Các quy định nội bộ về an toàn vận hành thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các Nhân viên vận hành của khách hàng bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
Điều 7.3.TT.22.48. Cung cấp hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu đối với khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối cấp điện áp 110kV và khách hàng có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp
1. Trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của khách hàng đề nghị đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:
a) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu bao gồm thuyết minh chung, sơ đồ nối điện chính, mặt bằng bố trí thiết bị điện, sơ đồ nguyên lý của hệ thống bảo vệ và điều khiển, các sơ đồ có liên quan khác và thông số kỹ thuật của thiết bị điện chính;
b) Tài liệu hướng dẫn vận hành và quản lý thiết bị của nhà chế tạo;
c) Các biên bản nghiệm thu từng phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của đường dây và trạm biến áp vào lưới điện phân phối tuân thủ các TCVN hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam công nhận và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định tại Mục 2 Chương này;
d) Dự kiến lịch đóng điện chạy thử và vận hành.
2. Sau khi nhận đủ tài liệu, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm chuyển cho khách hàng đề nghị đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu đối với chỉnh định rơ le bảo vệ của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le và các trị số chỉnh định liên quan đối với các thiết bị bảo vệ rơ le của khách hàng đề nghị đấu nối được Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành hoặc thông qua;
c) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
d) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;
đ) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
e) Các yêu cầu về thu thập và truyền dữ liệu hệ thống SCADA (nếu có);
g) Phương thức điều khiển tự động (nếu có);
h) Phương thức đóng điện dự kiến;
i) Danh mục các quy trình liên quan đến vận hành, điều độ hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện phân phối và quy trình phối hợp vận hành;
k) Danh sách các cán bộ liên quan và nhân viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
3. Trước ngày dự kiến đóng điện lần đầu và chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử và đóng điện vận hành các trang thiết bị điện;
b) Thỏa thuận phân định trách nhiệm mỗi bên về quản lý, vận hành trang thiết bị đấu nối;
c) Các quy định nội bộ về an toàn vận hành thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các nhân viên vận hành của khách hàng bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
Điều 7.3.TT.22.49. Cung cấp hồ sơ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu đối với khách hàng sử dụng điện có trạm riêng đấu nối vào lưới điện trung áp
(Điều 49 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm thoả thuận với Đơn vị phân phối điện ngày thực hiện kiểm tra thực tế tại điểm đấu nối.
2. Trường hợp Đơn vị phân phối điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan tại điểm đấu nối của khách hàng chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách hàng đề nghị đấu nối phải hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu cầu và thoả thuận lại với Đơn vị phân phối điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thỏa thuận với Khách hàng có nhu cầu đấu nối về trình tự kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực tế lắp đặt trang thiết bị theo Thỏa thuận đấu nối.
4. Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển (nếu có) phải ký với khách hàng đề nghị đấu nối Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.
Điều 7.3.TT.22.50. Đóng điện điểm đấu nối để chạy thử nghiệm thu
(Điều 50 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm gửi Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) Các tài liệu pháp lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và cam kết của Khách hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Bản sao Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định đã đáp ứng đầy đủ các yêu cầu tại Thỏa thuận đấu nối;
- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện, đã chốt chỉ số công tơ giao nhận điện năng;
Hợp đồng mua bán điện đã ký hoặc thoả thuận về mua bán, giao nhận điện;
b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về điều độ, vận hành:
- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
- Hệ thống bảo vệ rơ le đã được chỉnh định đúng theo các yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
- Nhân viên vận hành đã được đào tạo, kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành và công nhận chức danh theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
- Phương tiện thông tin điều độ (Kênh trực thông, điện thoại, fax) hoạt động tốt;
- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển (nếu có).
2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Đơn vị phân phối điện thông báo cho khách hàng đề nghị đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.
3. Đối với khách hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện trung áp cho phép đóng điện điểm đấu nối ngay sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định tuân thủ đúng các yêu cầu tại Thỏa thuận đấu nối, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu về pháp lý, kỹ thuật, điều độ, vận hành quy định tại khoản 1 Điều này và an toàn điện.
Điều 7.3.TT.22.51. Trình tự thử nghiệm, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối
(Điều 51 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối ở cấp điện áp 110 kV và Đơn vị phát điện có tổ máy phát điện đấu nối ở cấp điện áp trung áp:
a) Trong thời gian thử nghiệm để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối, khách hàng đề nghị đấu nối phải cử nhân viên vận hành trực và thông báo danh sách nhân viên trực kèm theo số điện thoại, số fax liên lạc cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để phối hợp vận hành khi cần thiết;
b) Trong thời gian nghiệm thu chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo các thông số vận hành đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối trong giới hạn cho phép quy định tại Mục 2 Chương này;
c) Kết thúc quá trình nghiệm thu chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối phải xác nhận thông số vận hành thực tế tại điểm đấu nối của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp và tổ máy phát điện. Trường hợp các thông số vận hành tại điểm đấu nối không đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Mục 2
Chương này do lưới điện hoặc thiết bị điện của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện có quyền tách nhà máy điện hoặc lưới điện của khách hàng ra khỏi hệ thống điện phân phối và yêu cầu khách hàng tiến hành các biện pháp khắc phục;
d) Lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thử nghiệm, chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần, đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định tại Thông tư này, các quy định về quy hoạch, đất đai, xây dựng, phòng cháy chữa cháy, môi trường và các quy định pháp luật có liên quan.
2. Đối với Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận đầy đủ hồ sơ đóng điện điểm đấu nối hợp lệ của Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp theo quy định tại Điều 48 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với khách hàng hoàn thành đóng điện chạy thử, nghiệm thu và đóng điện vận hành chính thức cho khách hàng có đề nghị đấu nối.
Điều 7.3.TT.22.52. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối
(Điều 52 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm vận hành thiết bị đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối trong giới hạn quy định tại Thông tư này. Trường hợp thông số vận hành thiết bị điện của khách hàng không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện có quyền yêu cầu khách hàng tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng để xác định nguyên nhân và thực hiện các biện pháp khắc phục.
2. Trường hợp hai bên không thống nhất về kết quả kiểm tra và nguyên nhân gây ra vi phạm, hai bên phải thỏa thuận về phạm vi kiểm tra để khách hàng thuê Đơn vị thí nghiệm độc lập tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại. Trường hợp kết quả kiểm tra của Đơn vị thí nghiệm độc lập cho thấy các vi phạm gây ra do thiết bị của khách hàng mà khách hàng không chấp nhận các giải pháp khắc phục hoặc không hoàn thành việc khắc phục theo thời gian đã cam kết với Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lưới điện phân phối. Thời gian khắc phục do hai bên thỏa thuận, trường hợp hai bên không thống nhất được thời gian khắc phục, các bên giải quyết tranh chấp theo Quy định về kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện, giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải chịu chi phí thực hiện kiểm tra và thí nghiệm bổ sung trong trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy thiết bị của khách hàng vi phạm các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối. Đơn vị phân phối điện phải chịu chi phí thực hiện kiểm tra và thí nghiệm bổ sung trong trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy thiết bị của khách hàng không vi phạm các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối.
4. Trước khi kiểm tra thiết bị đấu nối để xác định các vi phạm yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện phải thông báo trước cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Cấp điều độ có quyền điều khiển thời gian kiểm tra, danh sách người kiểm tra. Trường hợp kiểm tra có thể gây mất điện của khách hàng, Đơn vị phân phối điện phải thông báo trước ít nhất 05 ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Cấp điều độ có quyền điều khiển. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng có trách nhiệm phối hợp và tạo mọi điều kiện cần thiết để thực hiện công tác kiểm tra.
5. Trong quá trình kiểm tra, Đơn vị phân phối điện được phép lắp đặt các thiết bị đo đếm điện và kiểm tra tại thiết bị đấu nối nhưng không được làm ảnh hưởng đến an toàn vận hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối.
6. Trong quá trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện do các thiết bị thuộc sở hữu của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện phải thông báo ngay cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng để khắc phục, loại trừ nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Trường hợp nguyên nhân kỹ thuật không khắc phục được hoặc có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xấu đến lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có quyền yêu cầu khách hàng tiến hành kiểm tra, thí nghiệm lại các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
Điều 7.3.TT.22.53. Thay thế, lắp đặt thêm thiết bị tại điểm đấu nối
(Điều 53 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng dự định thay thế, nâng cấp các thiết bị đấu nối, lắp đặt thêm các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến cung cấp điện an toàn, tin cậy và liên tục của lưới điện phân phối, khách hàng phải thông báo, thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện về các thay đổi này và nội dung thay đổi phải được bổ sung trong Thỏa thuận đấu nối.
2. Trường hợp không chấp thuận đề xuất của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng thì Đơn vị phân phối điện phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng các yêu cầu bổ sung cần thiết khác đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
3. Toàn bộ thiết bị thay thế tại điểm đấu nối phải được kiểm tra, thử nghiệm và nghiệm thu theo quy định từ Điều 47 đến Điều 51 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.54. Thực hiện đấu nối vào lưới hạ áp đối với Khách hàng sử dụng điện
(Điều 54 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp sử dụng điện phục vụ mục đích sinh hoạt
Trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm ký hợp đồng và cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện.
2. Trường hợp sử dụng điện ngoài mục đích sinh hoạt
a) Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ của khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm kiểm tra, khảo sát và lập phương án cấp điện cho khách hàng đề nghị cung cấp điện;
b) Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện khảo sát và lập phương án cấp điện, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm ký hợp đồng và cung cấp điện cho khách hàng.
3. Trường hợp không cung cấp được điện cho khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng, trong đó phải ghi rõ lý do và có xác nhận của Sở Công Thương địa phương.
Điều 7.3.TT.22.55. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối đối với thiết bị điện của Đơn vị phân phối điện để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 55 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trước ngày dự kiến đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn vị phân phối điện và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực), bao gồm:
a) Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện;
b) Sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo vệ và điều khiển, thể hiện rõ các máy cắt, biến dòng, biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
c) Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có);
d) Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơle;
đ) Tài liệu, thông số kỹ thuật của các thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu nối;
e) Dự kiến lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
2. Chậm nhất 01 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu quy định tại Khoản 1 Điều này, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
3. Chậm nhất 15 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi cho Đơn vị phân phối điện các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;
c) Ban hành phiếu chỉnh định rơ le hoặc thông qua các trị số chỉnh định rơ le theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
d) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
đ) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
e) Các yêu cầu về kết nối và vận hành đối với hệ thống SCADA;
g) Phương thức đóng điện dự kiến;
h) Danh sách các cán bộ liên quan và các Nhân viên vận hành kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 07 ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện phải thỏa thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển lịch chạy thử và vận hành các trang thiết bị điện.
Điều 7.3.TT.22.56. Đóng điện điểm đấu nối đối với thiết bị điện của Đơn vị phân phối điện để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 56 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) Các tài liệu về pháp lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và cam kết của Chủ đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng.
b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về điều độ, vận hành
- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ điều khiển ban hành;
- Hệ thống bảo vệ rơle và tự động đã được chỉnh định đúng theo các phiếu chỉnh định rơle bảo vệ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành hoặc thông qua;
- Nhân viên vận hành đã được đào tạo, kiểm tra, cấp Chứng nhận vận hành và công nhận chức danh theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
- Phương tiện thông tin điều độ (trực thông, điện thoại quay số, fax) hoạt động tốt;
- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị phân phối điện về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.
3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khác thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.
Điều 7.3.TT.22.57. Thay thế, lắp đặt thêm thiết bị trên lưới điện phân phối
(Điều 57 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp Đơn vị phân phối điện có nhu cầu thay thế, nâng cấp, lắp đặt thêm các thiết bị điện trên lưới điện phân phối có khả năng ảnh hưởng đến cung cấp điện an toàn, tin cậy và liên tục của lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện phải thỏa thuận bằng văn bản với Cấp điều độ có quyền điều khiển và thông báo cho các đơn vị liên quan về các thay đổi này.
2. Trường hợp đề xuất của Đơn vị phân phối điện không được chấp thuận, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị phân phối điện các yêu cầu bổ sung đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
3. Toàn bộ thiết bị thay thế, bổ sung phải được thực hiện theo quy định tại Điều 55 và Điều 56 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.58. Quy định chung về tách đấu nối và khôi phục đấu nối
(Điều 58 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Các trường hợp tách đấu nối bao gồm:
a) Tách đấu nối tự nguyện là tách đấu nối theo đề nghị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, bao gồm tách đấu nối vĩnh viễn và tách đấu nối tạm thời;
b) Tách đấu nối bắt buộc là tách đấu nối trong các trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối vi phạm Thỏa thuận đấu nối, hợp đồng mua bán điện, vi phạm quy định về kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối hoặc theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối vi phạm các quy định của pháp luật.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối và khôi phục đấu nối.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp)
Điều 7.3.TT.22.59. Tách đấu nối tự nguyện
(Điều 59 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Tách đấu nối vĩnh viễn
a) Các trường hợp tách đấu nối vĩnh viễn Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối ra khỏi hệ thống điện phân phối và trách nhiệm của các bên liên quan phải được quy định trong Thoả thuận đấu nối và hợp đồng mua bán điện;
b) Khi có nhu cầu tách đấu nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện phân phối, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải thông báo bằng văn bản cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 01 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn. Trường hợp là Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối thì phải thông báo bằng văn bản cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 03 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn.
2. Tách đấu nối tạm thời
Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo và thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển về thời điểm và thời gian tách đấu nối tạm thời ra khỏi hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.60. Tách đấu nối bắt buộc
(Điều 60 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu nối Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối ra khỏi hệ thống điện phân phối trong các trường hợp sau:
1. Theo yêu cầu tách đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
2. Các trường hợp tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thoả thuận đấu nối.
3. Trường hợp quy định tại Khoản 2 và Khoản 6 Điều 52 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.61. Khôi phục đấu nối
(Điều 61 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm khôi phục đấu nối cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối trong các trường hợp sau:
1. Khi có yêu cầu khôi phục đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc khi các nguyên nhân dẫn đến tách đấu nối đã được loại trừ, các hậu quả đã được khắc phục và các khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán.
2. Khi có đề nghị khôi phục đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và các khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán trong trường hợp tách đấu nối tạm thời.
Điều 7.3.TT.22.62. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện
(Điều 62 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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 pháp luật khác có liên quan.
2. Lập kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa các trang thiết bị điện và lưới điện phân phối hàng năm, tháng, tuần và ngày theo quy định tại Mục 2 và Mục 3 Chương này.
3. Quản lý, vận hành lưới điện phân phối đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy cho khách hàng đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành quy định tại Chương II Thông tư này.
4. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy và chọn lọc. Lập phương thức, tính toán, kiểm tra hệ thống rơ le bảo vệ cho hệ thống bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối trong trường hợp sơ đồ bảo vệ đó có ảnh hưởng tới hệ thống bảo vệ lưới điện phân phối để đảm bảo tính chọn lọc, độ nhạy và khả năng loại trừ sự cố.
5. Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống DCS, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống SCADA, hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý và đường truyền thông tin, dữ liệu để đảm bảo 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.
6. Tuân thủ lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển trừ trường hợp việc thực hiện có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người, thiết bị hoặc lệnh điều độ đó vi phạm các quy định đã được ban hành.
7. Vận hành hệ thống điện phân phối tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, 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 do Bộ Công Thương ban hành và các quy định tại Thông tư này.
8. Phối hợp với Đơn vị phân phối điện khác và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng trong quá trình vận hành các thiết bị tại điểm đấu nối với lưới điện của mình.
9. Phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối, thiết lập sơ đồ bảo vệ, hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ liệu SCADA và tín hiệu điều khiển phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
10. 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.
Điều 7.3.TT.22.63. Trách nhiệm của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, Cấp điều độ có quyền điều khiển
(Điều 63 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Lập kế hoạch, phương thức vận hành phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho năm, tháng, tuần và ngày tới.
2. Chỉ huy, điều độ hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển tuân thủ quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải, 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, ổn định và tin cậy hệ thống điện phân phối.
3. Phối hợp với Đơn vị phân phối, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối trong việc thỏa thuận kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa thiết bị; thiết lập hệ thống thông tin liên lạc, truyền dữ liệu SCADA và điều khiển xa phục vụ vận hành; kiểm tra và thông qua sơ đồ bảo vệ trong hệ thống điện thuộc phạm vi điều khiển của mình để đảm bảo tính chọn lọc, độ nhạy và khả năng loại trừ sự cố.
4. Thực hiện các trách nhiệm khác theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.22.64. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
(Điều 64 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp có trách nhiệm:
a) 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 pháp luật khác có liên quan;
b) Quản lý vận hành, bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện và lưới điện trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Mục 2 Chương V Thông tư này, các cam kết trong Thỏa thuận đấu nối, hợp đồng mua bán điện và các quy định pháp luật hiện hành;
c) Tuân thủ lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển theo 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;
d) Cung cấp thông tin chính xác, kịp thời cho Đơn vị phân phối điện để lập kế hoạch vận hành, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối;
đ) Phối hợp với Đơn vị phân phối điện duy trì chất lượng điện năng và vận hành kinh tế hệ thống điện phân phối theo thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện.
2. Đơn vị phát điện và Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp 110 kV có trách nhiệm:
a) Thực hiện các quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Đầu tư, lắp đặt, bảo trì, quản lý và vận hành hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý của mình để đảm bảo làm việc ổn định, tin cậy;
c) 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 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 được 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.
d) Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp thông tin về nguồn năng lượng sơ cấp (thông tin về thủy văn đối với nhà máy thủy điện, than - dầu - chất đốt đối với nhà máy nhiệt điện, thông tin quan trắc khí tượng đối với nhà máy điện gió, mặt trời), dự báo công suất, sản lượng của nhà máy và truyền số liệu về Cấp điều độ điều khiển theo Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
3. Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp hạ áp có trách nhiệm vận hành trang thiết bị điện và lưới điện của mình đảm bảo phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Mục 2 Chương V Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.65. Quy định chung về bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối
(Điều 65 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối năm, tháng và tuần phục vụ cho việc lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối trong phạm vi quản lý.
2. Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống điện phân phối được lập cần xem xét đến kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Giảm thiểu ảnh hưởng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và liên tục;
b) Tối ưu việc phối hợp bảo dưỡng, sửa chữa nguồn điện và lưới điện.
3. Trong quá trình lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối trong phạm vi quản lý, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với các Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện khác nhằm mục đích giảm thiểu ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện cho hệ thống điện.
4. Trường hợp không thể thực hiện được kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối đã công bố, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải thông báo lại và phối hợp với Đơn vị phân phối điện để điều chỉnh.
Điều 7.3.TT.22.66. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm
(Điều 66 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trước ngày 01 tháng 6 hàng năm, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin về kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 năm tiếp theo đối với lưới điện 110 kV và 01 năm tiếp theo đối với lưới điện trung áp, bao gồm:
a) Danh mục các đường dây, thiết bị điện liên quan đến điểm đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân phối điện dự kiến bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Phạm vi ngừng cung cấp điện do công tác bảo dưỡng, sửa chữa;
d) Ước tính điện năng, công suất của phụ tải bị ngừng cung cấp điện;
đ) Ước tính điện năng, công suất không phát được lên lưới điện phân phối của nhà máy điện.
2. Trước ngày 01 tháng 7 hàng năm, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành dự thảo kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 năm tiếp theo đối với lưới điện 110 kV và 01 năm tiếp theo đối với lưới điện trung áp trên cơ sở xem xét các yếu tố sau:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các yêu cầu thay đổi kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa (nếu có);
c) Các yêu cầu bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện truyền tải;
d) Phối hợp các kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, phù hợp với điều kiện vận hành thực tế nhằm tối ưu vận hành kinh tế kỹ thuật hệ thống điện phân phối;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến bảo dưỡng, sửa chữa.
3. Trường hợp không thống nhất với kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Đơn vị phân phối điện, trước ngày 10 tháng 7 hàng năm, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có quyền gửi văn bản đề nghị Đơn vị phân phối điện điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm xem xét, điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm phù hợp với đề nghị của khách hàng. Trường hợp không thể điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa theo yêu cầu của khách hàng, Đơn vị phân phối điện phải thông báo cho khách hàng bằng văn bản và nêu rõ lý do.
4. Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành và công bố kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 năm tiếp theo đối với lưới điện 110 kV và 01 năm tiếp theo đối với lưới điện trung áp trên trang thông tin điện tử của đơn vị, bao gồm các nội dung sau:
a) Danh mục các thiết bị điện, đường dây thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do đưa thiết bị, đường dây ra bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Nội dung công việc chính;
d) Dự kiến thời gian bảo dưỡng, sửa chữa;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến công tác bảo dưỡng, sửa chữa.
Điều 7.3.TT.22.67. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng
(Điều 67 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng tới có thay đổi so với kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm đã công bố, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin quy định tại Khoản 1 Điều 66 Thông tư này trước ngày 10 hàng tháng.
2. Trước ngày 15 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành dự thảo kế hoạch kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng tới trên cơ sở xem xét các yếu tố sau:
a) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm đã công bố;
b) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới;
c) Đề nghị điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
d) Các yêu cầu bảo dưỡng, sửa chữa trên lưới điện truyền tải.
3. Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành và công bố kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho tháng tới trên trang thông tin điện tử của đơn vị, bao gồm các nội dung sau:
a) Tên các thiết bị điện, đường dây thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do đưa thiết bị, đường dây ra bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Nội dung công việc chính;
d) Thời gian dự kiến bắt đầu và kết thúc công tác bảo dưỡng, sửa chữa;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến công tác bảo dưỡng, sửa chữa;
e) Ước tính công suất và điện năng không cung cấp được do bảo dưỡng, sửa chữa.
Điều 7.3.TT.22.68. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tuần
(Điều 68 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Hàng tuần, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 tuần kế tiếp dựa trên các căn cứ sau:
a) Kế hoạch vận hành tháng được duyệt;
b) Kết quả dự báo phụ tải 02 tuần tới;
c) Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa nguồn điện và lưới điện được cập nhật;
d) Đề nghị điều chỉnh kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
2. Trường hợp có thay đổi so với kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng, trước 10h00 thứ Hai hàng tuần, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin theo quy định tại Khoản 1 Điều 66 Thông tư này.
3. Trước 16h00 thứ Năm hàng tuần, căn cứ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng và thông tin do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện cung cấp, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành và công bố kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho 02 tuần tiếp theo trên trang thông tin điện tử của đơn vị, bao gồm các nội dung sau:
a) Tên các thiết bị điện, đường dây thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Lý do đưa thiết bị, đường dây ra bảo dưỡng, sửa chữa;
c) Nội dung công việc chính;
d) Thời gian dự kiến bắt đầu và kết thúc công tác bảo dưỡng, sửa chữa;
đ) Các yêu cầu khác có liên quan đến công tác bảo dưỡng, sửa chữa;
e) Phạm vi ngừng cung cấp điện do công tác bảo dưỡng, sửa chữa;
g) Ước tính công suất và điện năng không cung cấp được do bảo dưỡng, sửa chữa.
4. Trước 16h00 thứ Sáu hàng tuần, căn cứ kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tuần do Đơn vị phân phối điện công bố, các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cho lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý và thông báo đến khách hàng bị ảnh hưởng theo quy định tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.22.69. Kế hoạch vận hành năm
(Điều 69 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối cho năm tới bao gồm các nội dung chính như sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm tới;
c) Dự kiến sản lượng điện năng phát năm tới của các nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện phân phối.
2. Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch vận hành năm tới và công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị đồng thời thông báo kế hoạch vận hành năm tới của lưới điện 110 kV, các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các đơn vị liên quan để phối hợp thực hiện.
Điều 7.3.TT.22.70. Kế hoạch vận hành tháng
(Điều 70 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối cho tháng tới căn cứ kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối năm được công bố, bao gồm các nội dung sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng tới;
c) Dự kiến lượng điện năng phát tháng tới của từng nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện phân phối.
2. Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch vận hành tháng tới và công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị đồng thời thông báo kế hoạch vận hành tháng tới của lưới điện trung áp và 110 kV, các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các đơn vị liên quan để phối hợp thực hiện.
Điều 7.3.TT.22.71. Kế hoạch vận hành tuần
(Điều 71 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối cho 02 tuần tới căn cứ kế hoạch vận hành tháng đã công bố, bao gồm các nội dung sau:
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện 02 tuần tới;
b) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa trong 02 tuần tới;
c) Dự kiến thời gian và phạm vi ngừng cung cấp điện trong 02 tuần tới;
d) Dự kiến sản lượng điện năng và công suất phát trong 02 tuần tới của từng nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện phân phối.
2. Trước 16h00 thứ Năm hàng tuần, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch vận hành của 02 tuần tới và công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị đồng thời thông báo kế hoạch vận hành 02 tuần tới của lưới điện trung áp và 110 kV, các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các đơn vị liên quan biết để phối hợp thực hiện.
3. Trước ngày 16h00 thứ Sáu hàng tuần, căn cứ kế hoạch vận hành tuần đã công bố, Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch vận hành tuần của lưới điện hạ áp và thông báo tới khách hàng bị ảnh hưởng trong phạm vi quản lý của mình.
Điều 7.3.TT.22.72. Phương thức vận hành ngày
(Điều 72 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Hàng ngày, căn cứ kế hoạch vận hành tuần đã công bố, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập phương thức vận hành ngày tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Danh mục nguồn điện và lưới điện bảo dưỡng, sửa chữa;
b) Dự kiến thời gian và phạm vi ngừng cung cấp điện ngày tới;
c) Dự kiến sản lượng điện năng và công suất phát từng giờ ngày tới của từng nhà máy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống đấu nối vào lưới điện phân phối.
2. Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố phương thức vận hành ngày tới trên trang thông tin điện tử của đơn vị.
Điều 7.3.TT.22.73. Vận hành hệ thống điện phân phối
(Điều 73 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện phân phối theo phương thức vận hành ngày và lịch huy động giờ tới đã công bố, tuân thủ Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định có liên quan.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển, phối hợp và cung cấp thông tin cho Đơn vị phân phối điện phục vụ vận hành hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.74. Tình huống khẩn cấp
(Điều 74 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Tình huống khẩn cấp trên hệ thống điện phân phối là tình huống xảy ra mất điện toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện truyền tải hoặc hệ thống điện phân phối gây ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường hoặc gây mất điện trên diện rộng trong hệ thống điện phân phối.
2. Các tình huống khẩn cấp bao gồm:
a) Sự cố hoặc rã lưới toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện truyền tải gây ảnh hưởng đến chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện phân phối;
b) Sự cố trên hệ thống điện truyền tải dẫn đến một phần hệ thống điện phân phối vận hành trong tình trạng tách đảo;
c) Sự cố đường dây hoặc trạm biến áp phân phối cấp điện áp 110 kV gây mất điện trên diện rộng trong hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.75. Vận hành hệ thống điện phân phối trong trường hợp sự cố hoặc rã lưới toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện truyền tải
(Điều 75 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp sự cố trên hệ thống điện truyền tải làm ảnh hưởng tới chế độ vận hành bình thường hoặc mất điện trên lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Liên hệ ngay với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện để biết thông tin về thời gian dự kiến ngừng cung cấp điện và phạm vi ảnh hưởng đến phụ tải của hệ thống điện phân phối do sự cố này;
b) Áp dụng các biện pháp điều khiển phụ tải và các biện pháp vận hành khác để giảm thiểu phạm vi ảnh hưởng do sự cố trên hệ thống điện truyền tải gây ra.
2. Trường hợp rã lưới toàn bộ hoặc một phần hệ thống điện truyền tải làm ảnh hưởng tới chế độ vận hành bình thường hoặc mất điện trên hệ thống điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Tuân thủ Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
b) Tách lưới điện phân phối thuộc quyền quản lý của đơn vị thành các vùng phụ tải riêng biệt theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
c) Khôi phục phụ tải theo thứ tự ưu tiên tuân thủ phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển phê duyệt trong phạm vi quản lý;
d) Đảm bảo thông tin liên lạc thông suốt phục vụ điều độ vận hành hệ thống điện phân phối cho đến khi hệ thống điện được khôi phục hoàn toàn.
3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phải đảm bảo thông tin liên lạc thông suốt, cử các nhân viên vận hành và thông báo danh sách (họ và tên, chức vụ, quyền hạn) của các nhân viên này cho các bên liên quan để phối hợp vận hành trong suốt quá trình xử lý và khôi phục tình huống khẩn cấp.
Điều 7.3.TT.22.76. Vận hành hệ thống điện phân phối trong trường hợp tách đảo
(Điều 76 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp một phần hệ thống điện phân phối bị tách đảo, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải xem xét và quyết định việc vận hành các nhà máy điện đấu nối với phần lưới điện phân phối này. Cấp điều độ có quyền điều khiển phải chỉ huy điều độ các nhà máy điện vận hành ở chế độ tách đảo và đảm bảo sẵn sàng hòa đồng bộ với hệ thống điện khi có lệnh từ điều độ cấp trên.
2. Trường hợp nhà máy điện được thiết kế có chế độ vận hành tách đảo độc lập và đã có sự thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị phát điện có thể sử dụng hệ thống tự dùng để cung cấp điện cho phụ tải hoặc thiết bị của khách hàng khác với các điều kiện sau:
a) Nhà máy được trang bị đầy đủ về hệ thống rơ le bảo vệ và có các phương thức điều khiển đối với các tổ máy cả ở chế độ tách đảo và chế độ vận hành nối với hệ thống điện phân phối;
b) Đảm bảo khả năng xác định và cắt các sự cố trong khi vận hành tách đảo để bảo vệ các tổ máy và lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khác trong phần lưới điện phân phối bị tách đảo;
c) Đảm bảo yêu cầu nối đất trung tính của phần lưới điện phân phối bị tách đảo.
3. Trường hợp phần hệ thống điện phân phối bị tách đảo không có khả năng hòa đồng bộ với phần hệ thống điện đã được phục hồi, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải tách các nhà máy điện đấu nối với phần lưới điện phân phối bị tách đảo để khôi phục cung cấp điện cho vùng bị tách đảo từ hệ thống điện đã được phục hồi, sau đó khôi phục vận hành các nhà máy điện đã bị tách.
Điều 7.3.TT.22.77. Vận hành hệ thống điện phân phối khi xảy ra sự cố nghiêm trọng trên lưới điện phân phối cấp điện áp 110 kV
(Điều 77 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Trường hợp xảy ra sự cố trên đường dây hoặc trạm biến áp phân phối cấp điện áp 110 kV gây mất điện trên diện rộng trong hệ thống điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
1. Khẩn trương cô lập và xử lý sự cố tuân thủ Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Thông báo thông tin sự cố cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng bị ảnh hưởng của sự cố.
3. Thay đổi phương thức kết dây, đảm bảo tối đa khả năng cung cấp điện cho phụ tải hệ thống điện phân phối trong thời gian sự cố.
Điều 7.3.TT.22.78. Khôi phục hệ thống điện phân phối
(Điều 78 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Khi hệ thống điện phân phối bị tan rã, vận hành ở chế độ tách đảo hoặc khi xảy ra sự cố lớn trên lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng và các đơn vị liên quan đưa hệ thống điện phân phối về chế độ vận hành bình thường trong thời gian sớm nhất.
2. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phân vùng phụ tải có quy mô phù hợp với khả năng khởi động đen của các nhà máy điện và thông báo cho Cấp điều độ có quyền điều khiển để bảo đảm nhanh chóng khôi phục hệ thống điện phân phối.
3. Các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối trong chế độ vận hành tách đảo và hòa đồng bộ phải tuân theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Trường hợp lưới điện phân phối không có các nhà máy điện có khả năng tự khởi động để vận hành tách đảo, lưới điện phân phối chỉ được khôi phục từ hệ thống điện truyền tải thì Đơn vị phân phối điện phải thực hiện khôi phục hệ thống điện phân phối theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Đơn vị phân phối điện phải khôi phục phụ tải theo thứ tự ưu tiên và theo kế hoạch đã được phê duyệt.
5. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng để phối hợp trong quá trình xử lý sự cố khôi phục hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.79. Điều khiển phụ tải
(Điều 79 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Điều khiển phụ tải điện trong hệ thống điện bao gồm các biện pháp:
a) Ngừng, giảm mức cung cấp điện;
b) Sa thải phụ tải điện;
c) Điều chỉnh phụ tải điện của khách hàng sử dụng điện khi tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện.
2. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện thực hiện điều khiển phụ tải điện theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia và Quy định nội dung, trình tự thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.22.80. Ngừng, giảm mức cung cấp điện
(Điều 80 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện theo kế hoạch phù hợp với kế hoạch vận hành tuần đã công bố quy định tại Điều 71 Thông tư này.
2. Đơn vị phân phối điện được ngừng, giảm mức cung cấp điện không theo kế hoạch trong các trường hợp sau:
a) Do có sự cố xảy ra trên lưới điện cấp điện cho khách hàng; sự cố trong hệ thống điện gây mất điện mà bên bán điện không kiểm soát được.
b) Theo yêu cầu của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia khi hệ thống điện thiếu công suất dẫn đến đe dọa sự an ninh cung cấp điện của hệ thống điện quốc gia;
c) Có nguy cơ gây sự cố, mất an toàn nghiêm trọng cho người, thiết bị và hệ thống điện;
d) Trường hợp bất khả kháng.
3. Khi thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải thực hiện thông báo cho Khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng theo quy định tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.22.81. Xây dựng phương án sa thải phụ tải
(Điều 81 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm xây dựng phương án sa thải phụ tải trong phạm vi quản lý căn cứ trên:
a) Yêu cầu vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện;
b) Phương án sa thải phụ tải và điều hòa, tiết giảm phụ tải do đe dọa an ninh cung cấp điện của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia;
c) Thứ tự ưu tiên của các phụ tải;
d) Các biện pháp giảm thiểu ảnh hưởng đến Khách hàng sử dụng điện có cùng thứ tự ưu tiên cấp điện.
2. Phương án sa thải phụ tải phải bao gồm các mức công suất, thứ tự thực hiện và thời gian sa thải phụ tải.
3. Trước 16h00 thứ Năm hàng tuần, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm công bố phương án sa thải phụ tải cho 02 tuần tiếp theo trên trang thông tin điện tử của đơn vị.
Điều 7.3.TT.22.82. Các biện pháp sa thải phụ tải
(Điều 82 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Sa thải phụ tải tự động là sa thải do rơ le tần số, điện áp và mức công suất tác động để cắt có chọn lọc phụ tải nhằm giữ hệ thống điện vận hành trong giới hạn cho phép, tránh mất điện trên diện rộng.
2. Sa thải phụ tải theo lệnh là sa thải theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển trong trường hợp thiếu nguồn hoặc có sự cố trên hệ thống điện để đảm bảo an ninh cung cấp điện.
Điều 7.3.TT.22.83. Thực hiện sa thải phụ tải
(Điều 83 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện phải thực hiện sa thải phụ tải theo phương án sa thải phụ tải đã được xây dựng và công bố.
2. Trường hợp sa thải phụ tải theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc để bảo vệ lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải thông báo cho Khách hàng sử dụng điện theo quy định tại Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Sau khi sa thải phụ tải tự động hoặc sa thải phụ tải theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Thông báo cho Cấp điều độ có quyền điều khiển về công suất, thời gian, khu vực phụ tải bị sa thải và các mức sa thải phụ tải theo giá trị cài đặt tác động của rơ le tần số;
b) Khôi phục phụ tải bị sa thải khi có lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Trường hợp phụ tải thuộc phạm vi quản lý của khách hàng bị sa thải phụ tải tự động, hoặc sa thải theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm:
a) Thông báo cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện về công suất, thời gian, khu vực phụ tải bị sa thải và các mức sa thải phụ tải theo giá trị cài đặt tác động của rơ le tần số;
b) Khôi phục phụ tải bị sa thải khi có lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.22.84. Thực hiện điều chỉnh điện áp
(Điều 84 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh điện áp tại các nút trên lưới điện phân phối phù hợp với quy định tại Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phân phối điện để duy trì điện áp trên hệ thống điện phân phối thông qua các biện pháp điều khiển công suất phản kháng và điều chỉnh nấc phân áp của máy biến áp.
Điều 7.3.TT.22.85. Giám sát và điều khiển từ xa
(Điều 85 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Thực hiện điều khiển, thao tác xa thiết bị tại trạm điện và nhà máy điện phải tuân thủ Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia, Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và quy định tại Thông tư này.
2. Trường hợp Đơn vị phân phối điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có yêu cầu giám sát, điều khiển và thao tác xa trạm điện hoặc nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng, Đơn vị phân phối điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thỏa thuận, thống nhất với khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng về phương thức giám sát và điều khiển thiết bị của khách hàng. Đơn vị phân phối điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm trang bị hệ thống điều khiển và các thiết bị tích hợp cần thiết để thu thập thông tin, giám sát, điều khiển hệ thống lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng khi hai bên có thỏa thuận thống nhất, bao gồm cả phần điều khiển máy cắt theo phân cấp quyền điều khiển hệ thống máy cắt trong phạm vi lưới điện của khách hàng.
3. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển trong việc lắp đặt, vận hành hệ thống điều khiển và giám sát từ xa trong phạm vi quản lý.
Điều 7.3.TT.22.86. Hình thức trao đổi thông tin
(Điều 86 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải thoả thuận thống nhất hình thức trao đổi thông tin để đảm bảo việc liên lạc phục vụ vận hành được liên tục và thông suốt 24/24 giờ.
2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải chỉ định cán bộ phụ trách liên lạc vận hành, trao đổi danh sách cán bộ phụ trách liên lạc và nhân viên vận hành.
3. Hình thức trao đổi thông tin giữa Đơn vị phân phối điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện với Cấp điều độ có quyền điều khiển phải tuân theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.22.87. Trao đổi thông tin trong vận hành
(Điều 87 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối khi chế độ vận hành lưới điện phân phối có thể ảnh hưởng tới chế độ vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện của khách hàng, bao gồm các thông tin sau đây:
a) Chế độ vận hành hệ thống điện phân phối và những ảnh hưởng có thể xảy ra cho lưới điện hoặc tổ máy phát điện của khách hàng;
b) Nguyên nhân gây ra ảnh hưởng tới lưới điện hoặc tổ máy phát điện của khách hàng và các giải pháp khắc phục cần thiết.
2. Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển khi nhận thấy chế độ vận hành lưới điện hoặc các tổ máy phát điện của mình có thể ảnh hưởng đến lưới điện phân phối, bao gồm các thông tin sau đây:
a) Nguyên nhân gây ra sự thay đổi chế độ vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện của khách hàng;
b) Những ảnh hưởng có thể xảy ra cho lưới điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.88. Thông báo các tình huống bất thường
(Điều 88 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Tình huống bất thường là tình huống hệ thống điện phân phối bị sự cố, đe dọa sự cố hoặc các thông số vận hành nằm ngoài dải cho phép.
2. Khi xuất hiện tình huống bất thường trên hệ thống điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Thông báo ngay cho Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có thể bị ảnh hưởng;
b) Bổ sung, làm rõ thông tin đã cung cấp cho các Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối sở hữu nhà máy điện khi có yêu cầu.
3. Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị phân phối điện khi có tình huống bất thường trên lưới điện trong phạm vi quản lý gây ảnh hưởng đến hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.89. Thông báo về sự cố nghiêm trọng
(Điều 89 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Sự cố nghiêm trọng là các sự cố dẫn đến đường dây hoặc trạm biến áp phân phối cấp điện áp 110 kV bị tách ra khỏi vận hành gây mất điện trên diện rộng trong hệ thống điện phân phối.
2. Đơn vị phân phối điện, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thông báo thông tin sự cố trên lưới điện của mình khi xảy ra sự cố nghiêm trọng trên lưới điện theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Thông báo về sự cố nghiêm trọng bao gồm các nội dung chính sau đây:
a) Ngày giờ xảy ra sự cố;
b) Khoảng thời gian tồn tại sự cố;
c) Địa điểm xảy ra sự cố và khu vực bị ảnh hưởng;
d) Thiết bị bị sự cố;
đ) Mô tả ngắn gọn sự cố;
e) Nguyên nhân gây ra sự cố (nếu có);
g) Thời gian dự kiến khắc phục sự cố;
h) Các biện pháp sa thải phụ tải đã được thực hiện (nếu có).
4. Đơn vị phân phối điện hoặc Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm bổ sung, làm rõ các nội dung trong thông báo sự cố nghiêm trọng khi có yêu cầu.
Điều 7.3.TT.22.90. Trách nhiệm chung trong phối hợp vận hành
(Điều 90 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải thống nhất về trách nhiệm, phạm vi điều khiển vận hành đối với thiết bị trên lưới điện phân phối liên quan giữa hai bên; cử người có trách nhiệm trong việc phối hợp vận hành an toàn lưới điện và thiết bị.
2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải phối hợp, thiết lập và duy trì 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 phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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, bao gồm các nội dung sau:
a) Nguyên tắc và các thủ tục phối hợp vận hành;
b) Trách nhiệm và quyền hạn trong việc điều khiển, vận hành và thí nghiệm
trên lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý.
4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thống nhất về việc phối hợp vận hành và lưu trữ, quản lý, cập nhật, trao đổi các tài liệu liên quan.
Điều 7.3.TT.22.91. Phối hợp thực hiện vận hành
(Điều 91 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Khi thực hiện công tác, thao tác trên lưới điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và các quy định điều độ, vận hành an toàn khác có liên quan.
2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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.
3. Việc kiểm tra, giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do người được Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối chỉ định thực hiện.
Điều 7.3.TT.22.92. Các yêu cầu chung về thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối
(Điều 92 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối bao gồm việc thí nghiệm trên lưới điện của Đơn vị phân phối điện và lưới điện, nhà máy điện hoặc thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối.
2. Việc thí nghiệm chỉ được tiến hành trong khả năng làm việc của thiết bị điện hoặc tổ máy phát điện và trong thời gian được thông báo tiến hành thí nghiệm, có sự chứng kiến của đại diện các bên có liên quan và phải tuân thủ các quy trình, quy định hiện hành. Việc thực hiện thí nghiệm phải đảm bảo không gây nguy hiểm cho người và thiết bị trên hệ thống điện phân phối trong quá trình thí nghiệm.
3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ thiết bị thuộc sở hữu và quản lý vận hành để đảm bảo các thiết bị vận hành an toàn và tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối.
4. Việc thí nghiệm thiết bị điện tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
5. Chi phí thí nghiệm định kỳ do đơn vị sở hữu thiết bị chi trả.
6. Chi phí thí nghiệm đột xuất do bên đề nghị thí nghiệm chi trả nếu kết quả thí nghiệm cho thấy lưới điện hoặc tổ máy phát điện đạt các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các thông số ghi trong Thoả thuận đấu nối; trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy lưới điện hoặc tổ máy phát điện không đạt các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc không đúng với các thông số ghi trong Thoả thuận đấu nối thì bên sở hữu và quản lý vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối phải trả chi phí thí nghiệm.
Điều 7.3.TT.22.93. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối
(Điều 93 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới điện phân phối.
Thời hạn thí nghiệm định kỳ được thực hiện theo quy định hoặc hướng dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Trường hợp không có quy định hoặc hướng dẫn của nhà sản xuất thì thời hạn thí nghiệm định kỳ do đơn vị sở hữu thiết bị quyết định nhưng không quá 03 năm.
Nội dung thí nghiệm định kỳ được thực hiện theo hướng dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Trường hợp không có hướng dẫn của nhà sản xuất thì thực hiện đầy đủ các nội dung kiểm tra định kỳ được quy định tại Quy chuẩn kỹ thuật điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Thí nghiệm đột xuất thiết bị trên lưới điện phân phối trong trường hợp:
a) Để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện phân phối;
b) Theo yêu cầu của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khi có nghi ngờ chất lượng cung cấp điện trên lưới điện phân phối vi phạm các quy định tại Chương II Thông tư này hoặc cam kết trong Thỏa thuận đấu nối;
c) Theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện khi có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xấu đến lưới điện phân phối.
Điều 7.3.TT.22.94. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm tổ máy phát điện
(Điều 94 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Đơn vị phân phối điện có quyền thí nghiệm mỗi tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối không quá 02 (hai) lần trong năm, trừ các trường hợp sau:
a) Kết quả thí nghiệm xác định một hoặc nhiều đặc tính vận hành của tổ máy phát điện không đúng với các đặc tính ghi trong Thoả thuận đấu nối;
b) Khi Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về các thông số và đặc tính vận hành của tổ máy phát điện trong kết quả thí nghiệm;
c) Theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;
d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên liệu.
2. Đơn vị phát điện có quyền yêu cầu thí nghiệm trong các trường hợp sau:
a) Để 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) Để kiểm tra tổ máy phát điện sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.
Điều 7.3.TT.22.95. Trách nhiệm trong thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối
(Điều 95 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc sở hữu và quản lý vận hành;
b) Tổ chức thực hiện thí nghiệm đột xuất trên lưới điện phân phối trong trường hợp cần thiết để đảm bảo lưới điện phân phối vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này;
c) Tổ chức thực hiện thí nghiệm trên lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khi có yêu cầu;
d) Phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện khác khi tiến hành các thí nghiệm thiết bị tại các điểm đấu nối ranh giới;
đ) Thông báo trước bằng văn bản cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và các đơn vị có liên quan về kế hoạch thí nghiệm để phối hợp thực hiện.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm:
a) Tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ lưới điện, thiết bị điện, tổ máy phát điện thuộc sở hữu và quản lý vận hành;
b) Phối hợp với Đơn vị phân phối điện trong việc thí nghiệm các thiết bị điện tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối;
c) Thông báo trước bằng văn bản cho Đơn vị phân phối điện về kế hoạch thí nghiệm để phối hợp thực hiện;
d) Tổ chức bảo dưỡng định kỳ các thiết bị điện, các thiết bị đấu nối với lưới điện phân phối;
đ) Sau khi thí nghiệm xong, gửi bản sao các biên bản thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện để theo dõi.
Điều 7.3.TT.22.96. Trình tự thí nghiệm theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện
(Điều 96 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Khi có yêu cầu thí nghiệm thiết bị điện, tổ máy phát điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 93 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng ít nhất 15 ngày trước ngày dự kiến thí nghiệm. Thông báo phải bao gồm các nội dung sau:
a) Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;
b) Vị trí thí nghiệm;
c) Thời gian dự kiến thí nghiệm;
d) Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;
đ) Kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện do yêu cầu của thí nghiệm (nếu có).
2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không nhất trí với thông báo kế hoạch thí nghiệm của Đơn vị phân phối điện, trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, khách hàng phải thông báo lại và đề xuất phương án giải quyết để thống nhất với Đơn vị phân phối điện về cách thức thực hiện thí nghiệm.
3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối tổ chức thí nghiệm theo kế hoạch đã thống nhất.
4. Kết quả thí nghiệm được bên tổ chức thí nghiệm gửi cho bên còn lại.
Điều 7.3.TT.22.97. Trình tự thí nghiệm theo đề nghị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
(Điều 97 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Thí nghiệm trên lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 93 Thông tư này
a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi văn bản yêu cầu thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện, bao gồm các nội dung sau đây:
- Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;
- Hạng mục và nội dung thí nghiệm.
b) Trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm trả lời yêu cầu thí nghiệm của khách hàng;
c) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thống nhất cách thức thực hiện thí nghiệm theo yêu cầu trước khi tổ chức thí nghiệm;
d) Kết quả thí nghiệm được bên tổ chức thí nghiệm gửi cho bên còn lại.
2. Thí nghiệm lưới điện, thiết bị điện, tổ máy phát điện thuộc sở hữu và quản lý vận hành của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối theo đề nghị của khách hàng
a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện, bao gồm các nội dung sau:
- Mục đích, lý do đề nghị thí nghiệm;
- Vị trí thí nghiệm;
- Thời gian dự kiến thí nghiệm;
- Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;
- Kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện do yêu cầu của thí nghiệm (nếu có).
b) Trường hợp thí nghiệm tổ máy phát điện, ngoài các nội dung quy định tại Điểm a Khoản này Đơn vị phát điện phải bổ sung các thông tin sau:
- Lý lịch của tổ máy phát điện;
- Các đặc tính của tổ máy phát điện;
- Dự kiến chế độ vận hành tổ máy phát điện trong thời gian thí nghiệm.
c) Trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được đề nghị thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra và yêu cầu khách hàng bổ sung các thông tin cần thiết;
d) Trong thời hạn 14 ngày kể từ ngày nhận được đầy đủ thông tin yêu cầu thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng đề nghị thí nghiệm và các đơn vị có liên quan về kế hoạch thí nghiệm;
đ) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tổ chức thực hiện thí nghiệm và gửi kết quả thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện.
Điều 7.3.TT.22.98. Trách nhiệm thực hiện sau khi thí nghiệm
(Điều 98 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Đơn vị phân phối điện phải điều chỉnh, đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị trên lưới điện phân phối trong trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc sở hữu và quản lý vận hành không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các yêu cầu trong Thỏa thuận đấu nối.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải điều chỉnh, đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị trong thời hạn thoả thuận với Đơn vị phân phối điện trong trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy thiết bị thuộc sở hữu và quản lý vận hành của khách hàng không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các yêu cầu trong Thỏa thuận đấu nối.
Điều 7.3.TT.22.99. Chế độ báo cáo
(Điều 99 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Báo cáo định kỳ hàng tháng
Trước ngày 10 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của tháng trước đó bao gồm những nội dung sau:
a) Tình hình thực hiện các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này gồm:
- Yêu cầu kỹ thuật;
- Độ tin cậy cung cấp điện;
- Tổn thất điện năng;
- Chất lượng dịch vụ khách hàng.
b) Tình hình vận hành của lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý: Tăng trưởng, diễn biến, dự báo phụ tải; tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân xảy ra sự cố; tình hình kết nối tín hiệu SCADA, các vấn đề còn tồn tại, phát sinh trong quá trình vận hành lưới điện phân phối;
c) Đề xuất các biện pháp về vận hành, quản lý để đảm bảo vận hành lưới điện phân phối an toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.
2. Báo cáo định kỳ hàng năm
Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối, bao gồm những nội dung sau:
a) Tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của năm trước đó bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Kế hoạch, giải pháp về đầu tư, quản lý, vận hành, để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.
3. Báo cáo đột xuất
a) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo về các sự cố nghiêm trọng và ảnh hưởng do ngừng giảm cung cấp điện tới Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bằng văn bản cho Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương theo Quy định điều kiện trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;
b) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành hệ thống điện phân phối theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
4. Tổng công ty Điện lực và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).
Điều 7.3.TT.25.4. Thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp
(Điều 4 Thông tư số 24/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
Trình tự, thủ tục thỏa thuận, thực hiện đấu nối ở cấp điện áp trung áp thực hiện theo quy định tại Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.22.26. Điểm đấu nối; Điều 7.3.TT.22.29. Trách nhiệm tuân thủ các yêu cầu về đấu nối và phối hợp thực hiện đấu nối; Điều 7.3.TT.22.30. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối; Điều 7.3.TT.22.43. Hồ sơ đề nghị đấu nối; Điều 7.3.TT.22.46. Quyền tiếp cận thiết bị tại điểm đấu nối; Điều 7.3.TT.22.58. Quy định chung về tách đấu nối và khôi phục đấu nối)
Điều 7.3.TT.25.5. Trách nhiệm của Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương
(Điều 5 Thông tư số 24/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 29 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm bảo đảm:
a) Thời hạn giải quyết đối với thủ tục thỏa thuận vị trí cột/trạm điện và hành lang lưới điện (nếu có) không quá 05 ngày làm việc đối với lưới điện trung áp trên không và không quá 10 ngày làm việc đối với lưới điện trung áp ngầm.
b) Thời hạn giải quyết đối với thủ tục cấp phép thi công xây dựng công trình điện (nếu có) không quá 07 ngày làm việc đối với lưới điện trung áp trên không và không quá 10 ngày làm việc đối với lưới điện trung áp ngầm.
2. Hằng năm, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương có trách nhiệm báo cáo bằng văn bản gửi qua dịch vụ bưu chính đến Bộ Công Thương (Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo) về kết quả, đánh giá tình hình thực hiện thời gian tiếp cận điện năng theo mẫu số 02 tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc 2 Kem theo Thong tu so 24.2016.TT-BCT.doc
HỆ THỐNG ĐIỆN TRUYỀN TẢI
(Điều 4 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Tần số danh định của hệ thống điện quốc gia Việt Nam là 50 Hz. Trong chế độ vận hành bình thường, tần số hệ thống điện được phép dao động trong phạm vi ± 0,2 Hz so với tần số danh định. Ở các chế độ vận hành khác của hệ thống điện, dải tần số được phép dao động và thời gian khôi phục về chế độ vận hành bình thường được quy định tại Bảng 1 như sau:
Bảng 1
Dải tần số được phép dao động và thời gian khôi phục hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường trong các chế độ vận hành khác của hệ thống điện quốc gia
|
Chế độ vận hành của hệ thống điện |
Dải tần số được phép dao động |
Thời gian khôi phục, tính từ thời điểm xảy ra sự cố (Áp dụng từ ngày 01 tháng 01 năm 2018) |
|
|
Trạng thái chưa ổn định (chế độ xác lập) |
Khôi phục về chế độ vận hành bình thường |
||
|
Sự cố đơn lẻ |
49 Hz ÷ 51 Hz |
02 phút để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz |
05 phút để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz |
|
Sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp |
47,5 Hz ÷ 52 Hz |
10 giây để đưa tần số về phạm vi 49 Hz ÷ 51 Hz |
10 phút để đưa tần số về phạm vi 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz |
|
05 phút để đưa tần số về phạm vi 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz |
|||
2. Dải tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp được xác định theo chu kỳ 01 năm hoặc 02 năm được quy định tại Bảng 2 như sau:
Bảng 2
Dải tần số được phép và số lần được phép tần số vượt quá giới hạn trong trường hợp sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng hoặc chế độ cực kỳ khẩn cấp
|
Dải tần số được phép (Hz) (“f” là tần số hệ thống điện) |
Số lần được phép theo chu kỳ thời gian (tính từ thời điểm bắt đầu chu kỳ) |
|
52 ³ f ³ 51,25 |
07 lần trong 01 năm |
|
51,25 > f > 50,5 |
50 lần trong 01 năm |
|
49,5 > f > 48,75 |
60 lần trong 01 năm |
|
48,75 ³ f > 48 |
12 lần trong 01 năm |
|
48 ³ f ³ 47,5 |
01 lần trong 02 năm |
Trong đó, một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép là một lần tần số hệ thống điện vượt quá giới hạn được phép trong khoảng thời gian từ 05 giây (s) trở lên.
3. Trong quá trình vận hành hệ thống điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và huy động các loại hình dịch vụ phụ trợ để đảm bảo tần số nằm trong dải được phép.
Điều 7.3.TT.26.5. Ổn định hệ thống điện
(Điều 5 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Ổn định hệ thống điện là khả năng của hệ thống điện, với điều kiện vận hành ban đầu xác định, trở lại chế độ vận hành bình thường hoặc chế độ cân bằng xác lập sau khi xảy ra một kích động vật lý trong hệ thống điện làm thay đổi các thông số vận hành của hệ thống điện. Ổn định hệ thống điện được phân loại như sau:
a) Ổn định quá độ (Transient Stability) là khả năng của các tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;
b) Ổn định tín hiệu nhỏ (Small Signal stability) là khả năng các tổ máy phát điện trong hệ thống điện duy trì được trạng thái vận hành đồng bộ sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống điện, với mức độ dập tắt các dao động công suất tự nhiên trong giới hạn cho phép;
c) Ổn định điện áp động (Dynamic Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại các nút sau khi xảy ra các kích động lớn trong hệ thống điện;
d) Ổn định điện áp tĩnh (Steady State Voltage Stability) là khả năng của hệ thống điện duy trì điện áp xác lập tại các nút sau khi xảy ra các kích động nhỏ trong hệ thống điện;
đ) Ổn định tần số (Frequency Stability) là khả năng hệ thống điện duy trì được tần số xác lập sau khi xảy ra các kích động làm mất cân bằng công suất giữa nguồn điện và phụ tải điện.
2. Cộng hưởng dưới đồng bộ (cộng hưởng tần số thấp, Sub-Synchronous resonance) là hiện tượng tần số dao động riêng của hệ thống điện cộng hưởng với tần số dao động riêng của tuabin tổ máy phát điện làm tăng mô men xoắn tác động lên trục tuabin và rôto của tổ máy phát điện.
3. Hệ thống điện quốc gia đang vận hành ở chế độ bình thường hoặc sau khi sự cố đã được loại trừ phải duy trì chế độ đồng bộ và đáp ứng tiêu chuẩn về ổn định hệ thống điện được quy định tại Bảng 3 như sau:
Bảng 3
Tiêu chuẩn về ổn định hệ thống điện
|
Dạng ổn định |
Tiêu chuẩn ổn định |
|
Ổn định quá độ |
Góc pha của roto tổ máy phát điện không được vượt quá 120 độ. Dao động góc pha roto tổ máy phát điện phải được dập tắt trong khoảng 20 giây sau khi sự cố được loại trừ. |
|
Ổn định tín hiệu nhỏ |
Hệ số suy giảm của dao động (Damping Ratio) không được nhỏ hơn 5 %. |
|
Ổn định điện áp động |
Trong thời gian 05 giây sau khi sự cố được loại trừ, điện áp tại điểm sự cố phải được phục hồi ít nhất 75 % giá trị điện áp trước khi sự cố. |
|
Ổn định điện áp tĩnh |
Hệ thống điện phải có dự phòng công suất ít nhất 5% theo đặc tính P-V trong trường hợp 01 (một) phần tử bị tách ra khỏi vận hành (N-1). |
|
Ổn định tần số |
Hệ thống điện phải đảm bảo tiêu chuẩn về ổn định tần số đáp ứng theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này. |
(Điều 6 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải bao gồm 500 kV, 220 kV.
2. Trong điều kiện làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 4 như sau:
Bảng 4
Điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới điện truyền tải
|
Cấp điện áp |
Chế độ vận hành của hệ thống điện |
|
|
Vận hành bình thường |
Sự cố đơn lẻ |
|
|
500 kV |
475 ÷ 525 |
450 ÷ 550 |
|
220 kV |
209 ÷ 242 |
198 ÷ 242 |
3. Trong trường hợp hệ thống điện truyền tải bị sự cố nhiều phần tử, sự cố nghiêm trọng, trong chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp hoặc chế độ khôi phục hệ thống điện, cho phép mức dao động điện áp trên lưới điện truyền tải tạm thời lớn hơn ± 10 % so với điện áp danh định nhưng không được vượt quá ± 20 % so với điện áp danh định.
4. Trong thời gian sự cố, điện áp tại nơi xảy ra sự cố và vùng lân cận có thể giảm quá độ đến giá trị bằng 0 ở pha bị sự cố hoặc tăng quá 110 % điện áp danh định ở các pha không bị sự cố cho đến khi sự cố được loại trừ.
Điều 7.3.TT.26.7. Cân bằng pha
(Điều 7 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Trong chế độ vận hành bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha không được vượt quá 3% điện áp danh định đối với các cấp điện áp danh định trong lưới điện truyền tải.
2. Cho phép thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha trên lưới điện truyền tải trong một số thời điểm vượt quá giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này nhưng phải đảm bảo 95% các giá trị đo với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.
(Điều 8 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Sóng hài điện áp
a) Tổng biến dạng sóng hài điện áp là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản được tính theo công thức sau:
Trong đó:
- THD: Tổng biến dạng sóng hài điện áp;
- Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- V1: Giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (tần số 50 Hz).
b) Giá trị cực đại cho phép của tổng biến dạng sóng hài điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
2. Sóng hài dòng điện
a) Tổng biến dạng sóng hài dòng điện là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện với giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản ở chế độ phụ tải, công suất phát cực đại được tính theo công thức sau:
Trong đó:
- TDD: Tổng biến dạng sóng hài dòng điện;
- Ii: Giá trị hiệu dụng của sóng hài dòng điện bậc i và N là bậc cao nhất của sóng hài cần đánh giá;
- IL: Giá trị hiệu dụng của dòng điện bậc cơ bản (tần số 50 Hz) ở phụ tải, công suất phát cực đại (phụ tải, công suất phát cực đại là giá trị trung bình của 12 phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó, trường hợp đối với các đấu nối mới hoặc không thu thập được giá trị phụ tải, công suất phát cực đại tương ứng với 12 tháng trước đó thì sử dụng giá trị phụ tải, công suất phát cực đại trong toàn bộ thời gian thực hiện phép đo).
b) Giá trị cực đại cho phép của tổng biến dạng sóng hài dòng điện do các thành phần sóng hài bậc cao gây ra đối với các cấp điện áp 220 kV và 500 kV phải nhỏ hơn hoặc bằng 3%.
3. Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đảm bảo tổng mức biến dạng do sóng hài trên lưới điện truyền tải không vượt quá các giá trị quy định Khoản 1 Điều này.
4. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải không phát sóng hài lên lưới điện truyền tải vượt quá giá trị quy định tại Khoản 2 Điều này.
5. Trường hợp tổng mức biến dạng sóng hài có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra các giá trị sóng hài hoặc thuê đơn vị thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy tổng mức biến dạng sóng hài vi phạm quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, đơn vị nào gây ra nguyên nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, xác minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.
6. Cho phép đỉnh nhọn bất thường của sóng hài trên lưới điện truyền tải vượt quá tổng biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này nhưng phải đảm bảo 95 % giá trị đo sóng hài điện áp và sóng hài dòng điện với thời gian đo ít nhất 01 tuần và tần suất lấy mẫu 10 phút/lần không được vượt quá giới hạn quy định.
Điều 7.3.TT.26.9. Mức nhấp nháy điện áp
(Điều 9 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Mức nhấp nháy điện áp tối đa cho phép trong lưới điện truyền tải được quy định tại Bảng 5 như sau:
Bảng 5
Mức nhấp nháy điện áp
|
Cấp điện áp |
Plt95% |
Pst95% |
|
220, 500 kV |
0,6 |
0,8 |
Trong đó: Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này; Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01 tuần) và 95 % số vị trí đo Pst không vượt quá giá trị này.
2. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm kiểm soát mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện truyền tải đảm bảo mức nhấp nháy điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá các giá trị quy định tại Bảng 5 trong chế độ vận hành bình thường. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đảm bảo thiết bị đấu nối của mình với lưới điện truyền tải không gây ra mức nhấp nháy điện áp trên lưới điện vượt quá giá trị quy định tại Bảng 5.
3. Trường hợp cho rằng mức nhấp nháy điện áp có dấu hiệu vi phạm các giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu đơn vị còn lại kiểm tra mức nhấp nháy điện áp hoặc thuê đơn vị thí nghiệm độc lập thực hiện. Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy mức nhấp nháy điện áp vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn vị nào gây ra nguyên nhân và vi phạm quy định, đơn vị đó phải chịu toàn bộ chi phí kiểm tra, xác minh, các thiệt hại và thực hiện các biện pháp khắc phục.
Điều 7.3.TT.26.10. Dao động điện áp
(Điều 10 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dao động điện áp tại điểm đấu nối trên lưới điện truyền tải do phụ tải dao động gây ra không được vượt quá 2,5 % của điện áp danh định và phải nằm trong phạm vi giá trị điện áp vận hành cho phép đối với từng cấp điện áp được quy định tại Điều 6 Thông tư này.
2. Trong trường hợp chuyển nấc phân áp dưới tải bằng tay, dao động điện áp tại điểm đấu nối với phụ tải không được vượt quá giá trị điều chỉnh điện áp của nấc phân áp máy biến áp điều áp dưới tải.
3. Cho phép mức điều chỉnh điện áp mỗi lần tối đa là 5 % giá trị điện áp danh định, với điều kiện việc điều chỉnh điện áp không được gây ra hỏng hóc thiết bị trên hệ thống điện truyền tải và thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
Điều 7.3.TT.26.11. Chế độ nối đất trung tính
(Điều 11 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Chế độ nối đất trung tính của lưới điện truyền tải là chế độ nối đất trực tiếp.
2. Trường hợp chế độ nối đất trung tính của một số thiết bị trong lưới điện truyền tải thực hiện khác với quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải được sự đồng ý bằng văn bản của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.26.12. Dòng điện ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố
(Điều 12 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép
a) Trị số dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính trong hệ thống điện truyền tải được quy định tại Bảng 6 như sau:
Bảng 6
Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính
|
Cấp điện áp |
Dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép (kA) |
Thời gian tối đa loại trừ sự cố bằng bảo vệ chính (ms) |
|
|
500 kV |
50 |
80 |
|
|
220 kV |
50 |
100 |
|
b) Bảo vệ chính trang thiết bị điện là bảo vệ chủ yếu và được lắp đặt, chỉnh định để thực hiện tác động trước tiên, đảm bảo các tiêu chí về độ chọn lọc, độ tin cậy tác động và thời gian tác động của hệ thống bảo vệ khi có sự cố xảy ra trong phạm vi bảo vệ đối với trang thiết bị được bảo vệ;
c) Thanh cái 110 kV của các trạm biến áp 500 kV, 220 kV trong lưới điện truyền tải được áp dụng dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép là 40 kA.
2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất qua thiết bị đóng cắt trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết bị vào vận hành và chịu đựng được dòng điện ngắn mạch này trong thời gian tối thiểu từ 01 giây trở lên.
3. Đối với tổ máy thủy điện và nhiệt điện có công suất lớn hơn 30 MW, tổng giá trị điện kháng siêu quá độ chưa bão hòa của tổ máy phát điện (Xd’’-%) và điện kháng ngắn mạch của máy biến áp đầu cực (Uk-%) tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40%.
Trường hợp không đáp ứng được yêu cầu trên, chủ đầu tư có trách nhiệm tính toán, đầu tư và lắp đặt thêm kháng điện để tổng giá trị của Xd’’, Uk và kháng điện tính trong hệ đơn vị tương đối (đơn vị pu quy về công suất biểu kiến định mức của tổ máy phát điện) không được nhỏ hơn 40%.
4. Các công trình điện đấu nối vào hệ thống điện truyền tải có giá trị dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối theo tính toán mà lớn hơn giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6 thì chủ đầu tư các công trình điện có trách nhiệm áp dụng các biện pháp để dòng điện ngắn mạch tại điểm đấu nối xuống thấp hơn hoặc bằng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cho phép quy định tại Bảng 6.
5. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối tại thời điểm hiện tại và theo tính toán trong ít nhất 10 năm tiếp theo để Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phối hợp trong quá trình đầu tư, lắp đặt thiết bị, đảm bảo thiết bị đóng cắt có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối trong ít nhất 10 năm tiếp theo kể từ thời điểm dự kiến đưa thiết bị vào vận hành.
Điều 7.3.TT.26.13. Hệ số chạm đất
(Điều 13 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
Hệ số chạm đất của lưới điện truyền tải ở các cấp điện áp không được vượt quá 1,4.
Điều 7.3.TT.26.14. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải
(Điều 14 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Độ tin cậy của lưới điện truyền tải được xác định bằng tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được hàng năm do ngừng, giảm cung cấp điện không theo kế hoạch, ngừng, giảm cung cấp điện có kế hoạch và sự cố trên lưới điện truyền tải gây mất điện cho khách hàng.
2. Sản lượng điện năng không cung cấp được được tính bằng tích số giữa công suất phụ tải bị ngừng, giảm cung cấp điện với thời gian ngừng, giảm cung cấp điện tương ứng trong các trường hợp mất điện kéo dài trên 01 phút, trừ các trường hợp sau:
a) Ngừng, giảm cung cấp điện do hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn;
b) Ngừng, giảm mức cung cấp điện do sự kiện bất khả kháng (sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể kiểm soát được, không thể lường trước được và không thể tránh được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết trong khả năng cho phép).
3. Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong một năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- kkccđ: Tỷ lệ sản lượng điện năng không cung cấp được của lưới điện truyền tải trong 01 năm;
- Ti: Thời gian ngừng, giảm cung cấp điện lần i kéo dài trên 01 phút, được xác định bằng khoảng thời gian từ lúc bắt đầu ngừng, giảm cung cấp cho tới lúc khôi phục được cung cấp điện (giờ);
- Pi: Công suất phụ tải trung bình bị ngừng, giảm cung cấp điện lần thứ i (kW);
- n: Số lần ngừng, giảm cung cấp điện năm tính toán;
- Att: Tổng sản lượng điện truyền tải qua lưới điện truyền tải trong năm tính toán (kWh).
Điều 7.3.TT.26.15. Tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải
(Điều 15 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Tổn thất điện năng hàng năm trên lưới điện truyền tải được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- ΔA: Tổn thất hàng năm trên lưới điện truyền tải;
- Attnhận: Tổng lượng điện năng nhận vào lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng nhận từ tất cả Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng nhập khẩu qua lưới điện truyền tải;
- Attgiao: Tổng lượng điện năng giao từ lưới điện truyền tải trong năm là lượng điện năng mà các Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải tiếp nhận từ các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải cộng với tổng điện năng xuất khẩu qua lưới điện truyền tải.
Điều 7.3.TT.26.16. Quy định chung về dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia
(Điều 16 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là dự báo cho toàn bộ phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ thống điện quốc gia, trừ các phụ tải có nguồn cung cấp điện độc lập và không nối lưới điện quốc gia. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia là cơ sở để lập kế hoạch phát triển hệ thống điện truyền tải hàng năm, kế hoạch và phương thức vận hành hệ thống điện, vận hành thị trường điện.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm, tháng, tuần, ngày và chu kỳ giao dịch thị trường điện.
3. Trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền (Bắc, Trung, Nam) và tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện của mình, bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn vị và nhu cầu phụ tải điện tại từng trạm biến áp 110 kV;
c) Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu dự báo nhu cầu xuất, nhập khẩu điện, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu xuất, nhập khẩu điện tổng hợp và tại từng điểm đấu nối phục vụ xuất, nhập khẩu điện.
4. Đối với dự báo nhu cầu phụ tải điện tại các điểm đấu nối với lưới điện truyền tải và độ phân giải của chu kỳ dự báo nhu cầu phụ tải điện, tùy theo từng giai đoạn phát triển và yêu cầu của thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn việc thực hiện quy định này.
Điều 7.3.TT.26.17. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
(Điều 17 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm được thực hiện cho 01 năm tới (năm N+1) và 01 năm tiếp theo (năm N+2).
2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;
b) Số liệu dự báo xuất, nhập khẩu điện từng tháng về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.
3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao gồm:
a) Tốc độ tăng trưởng kinh tế (GDP) của 02 năm tiếp theo được cơ quan có thẩm quyền công bố chính thức;
b) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện và hệ số phụ tải hàng năm theo quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt;
c) Các số liệu thống kê về công suất, điện năng tiêu thụ, xuất, nhập khẩu điện trong ít nhất 05 năm trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
d) Các giải pháp, mục tiêu của các Chương trình tiết kiệm năng lượng và Quản lý nhu cầu điện;
đ) Những thông tin cần thiết khác.
4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia năm bao gồm: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình của 104 tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của năm trước để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều 7.3.TT.26.18. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
(Điều 18 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng được thực hiện cho 01 tháng tới.
2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện;
b) Số liệu dự báo xuất, nhập khẩu điện từng tuần về điện năng, công suất cực đại, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của Đơn vị bán buôn điện.
3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện từng tháng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã công bố;
b) Các số liệu thống kê về công suất, điện năng tiêu thụ, xuất nhập khẩu, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối của tháng cùng kỳ năm trước và 03 tháng trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Các sự kiện có thể gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện và các thông tin cần thiết khác.
4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tháng bao gồm: Công suất cực đại, điện năng, biểu đồ ngày điển hình từng tuần với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tháng trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước 07 ngày làm việc cuối cùng hàng tháng, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều 7.3.TT.26.19. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
(Điều 19 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần được thực hiện cho 02 tuần tới.
2. Số liệu phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm số liệu dự báo điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và tại các trạm biến áp 110 kV trong hệ thống điện.
3. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng và dự báo nhu cầu phụ tải điện của tuần trước đó đã công bố;
b) Các số liệu thống kê về công suất và điện năng tiêu thụ, phụ tải cực đại ban ngày và buổi tối trong 04 tuần trước gần nhất của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
c) Dự báo thời tiết của các ngày trong 02 tuần tới, các ngày lễ, tết và các sự kiện có thể gây biến động lớn đến nhu cầu phụ tải điện.
4. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia tuần bao gồm: Điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần trong từng ngày của 02 tuần tiếp theo của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.
5. Trình tự thực hiện
a) Trước 10h00 thứ Ba hàng tuần, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần trong phạm vi quản lý theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
Trường hợp Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải cung cấp không đúng hoặc không đủ số liệu theo đúng thời hạn quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền căn cứ vào số liệu dự báo của tuần trước hoặc kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng để dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia.
b) Trước 15h00 thứ Năm hàng tuần, căn cứ vào số liệu về dự báo nhu cầu phụ tải điện được các đơn vị cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều 7.3.TT.26.20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày
(Điều 20 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày được thực hiện cho 02 ngày tới.
2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần và dự báo nhu cầu phụ tải điện của ngày hôm trước đã công bố;
b) Các số liệu công suất, điện năng thực tế của hệ thống điện trong 07 ngày trước; trường hợp ngày lễ, tết phải sử dụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;
c) Dự báo thời tiết của 02 ngày tới và các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia ngày bao gồm các số liệu sau: Điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.
4. Trước 10h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày theo quy định tại Khoản 3 Điều này.
Điều 7.3.TT.26.21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện
(Điều 21 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện được thực hiện cho 01 (một) chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo.
2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày và kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện trước đó đã công bố;
b) Các số liệu công suất, điện năng thực tế của hệ thống điện cùng kỳ tuần trước;
c) Dự báo thời tiết tại thời điểm gần nhất;
d) Các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Công suất và sản lượng của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo;
b) Công suất và sản lượng tại từng điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 8 chu kỳ giao dịch tiếp theo.
4. Chậm nhất 15 phút trước chu kỳ giao dịch tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều này.
Điều 7.3.TT.26.26. Điểm đấu nối
(Điều 26 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải.
2. Tuỳ thuộc vào cấu trúc của lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định như sau:
a) Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện;
b) Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
3. Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định tại Khoản 2 Điều này, điểm đấu nối thay thế do hai bên tự thỏa thuận.
4. Điểm đấu nối phải được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.TT.26.27. Ranh giới phân định tài sản và quản lý vận hành
(Điều 27 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Ranh giới phân định tài sản giữa Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là điểm đấu nối.
2. Tài sản của mỗi bên tại điểm đấu nối phải được liệt kê chi tiết kèm theo các bản vẽ, sơ đồ có liên quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
3. Tài sản thuộc sở hữu của bên nào thì bên đó có trách nhiệm đầu tư, xây dựng, quản lý và vận hành theo các tiêu chuẩn và quy định của pháp luật, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
Điều 7.3.TT.26.28. Các yêu cầu chung
(Điều 28 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch phát triển điện lực và kế hoạch đầu tư đã được duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.
2. Việc đấu nối trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào lưới điện truyền tải phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, đảm bảo trang thiết bị lưới điện truyền tải đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện theo quy định tại Chương II Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật chung và cụ thể tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.
3. Trường hợp phương án đấu nối đề nghị của khách hàng không phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho khách hàng có nhu cầu đấu nối biết để thực hiện điều chỉnh, bổ sung quy hoạch theo quy định.
4. Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có đề nghị đấu nối phải có Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Thông tư này, bao gồm những nội dung chính sau:
a) Vị trí điểm đấu nối;
b) Các nội dung kỹ thuật liên quan đến điểm đấu nối;
c) Tiến độ thời gian hoàn thành đấu nối;
d) Trách nhiệm đầu tư, quản lý vận hành;
đ) Các nội dung thương mại của Thỏa thuận đấu nối.
5. Đơn vị truyền tải điện có quyền từ chối đề nghị đấu nối trong các trường hợp sau:
a) Trang thiết bị, lưới điện của khách hàng có đề nghị đấu nối không đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Thông tư này và các quy chuẩn kỹ thuật ngành có liên quan;
b) Đề nghị đấu nối không đúng với quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt.
6. Đơn vị truyền tải điện có quyền tách đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới điện truyền tải trong trường hợp khách hàng vi phạm các yêu cầu kỹ thuật và yêu cầu vận hành theo quy định tại Thông tư này hoặc các vi phạm quy định về an toàn, vận hành trên tài sản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể gây ảnh hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải. Trường hợp hai bên không thống nhất về việc tách đấu nối thì phải thực hiện trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp quy định tại Chương IX Thông tư này.
7. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi, nâng cấp thiết bị hoặc thay đổi sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn hệ thống điện truyền tải hoặc các thiết bị điện của Đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo bằng văn bản và phải được Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển thống nhất kế hoạch trước khi thực hiện.
8. Những thay đổi liên quan đến điểm đấu nối trong quá trình đầu tư, vận hành phải được cập nhật trong hồ sơ về điểm đấu nối và Thoả thuận đấu nối đã ký.
9. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm lưu trữ các số liệu về chế độ làm việc, công tác vận hành, duy tu, bảo dưỡng và các sự cố trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình trong thời hạn 05 năm. Khi Đơn vị truyền tải điện yêu cầu, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết liên quan đến sự cố xảy ra trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình. Đối với các đấu nối phục vụ mua bán, trao đổi điện với nước ngoài hoặc đấu nối giữa nhà máy điện nằm ngoài lãnh thổ Việt Nam với hệ thống điện quốc gia, các yêu cầu kỹ thuật, yêu cầu vận hành đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải được thực hiện theo thứ tự ưu tiên như sau:
a) Thực hiện theo các quy định, điều ước và cam kết quốc tế mà Việt Nam tham gia;
b) Thỏa thuận thống nhất cụ thể giữa các bên liên quan để đáp ứng tối đa các yêu cầu, quy định kỹ thuật về hệ thống điện của mỗi nước và đảm bảo vận hành lưới điện liên kết, lưới điện đấu nối được an toàn, tin cậy và ổn định.
Điều 7.3.TT.26.29. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
(Điều 29 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải bao gồm các thiết bị điện từ cấp điện áp trung áp đến siêu cao áp tại điểm đấu nối và thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện phải được mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Cấp điều độ có quyền điều khiển đánh số thiết bị theo quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
3. Các thiết bị trực tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng điện ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo tính toán và thông báo của Đơn vị truyền tải điện đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
4. Máy cắt thực hiện thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị thiết bị kiểm tra hoà đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao cách ly kèm theo các phương tiện khoá liên động để đảm bảo an toàn trong quá trình vận hành và khi bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị.
Điều 7.3.TT.26.30. Yêu cầu đối với hệ thống rơ le bảo vệ
(Điều 30 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh định và thử nghiệm hệ thống rơ le bảo vệ trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy, tính chọn lọc và tin cậy khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy.
2. Việc phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải. Đơn vị truyền tải điện hoặc Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tự ý thay đổi thiết bị bảo vệ và các giá trị cài đặt của thiết bị rơ le bảo vệ khi chưa được sự đồng ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm ban hành phiếu chỉnh định rơ le thuộc phạm vi lưới điện truyền tải của Đơn vị truyền tải điện và thông qua các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
4. Thời gian tối đa loại trừ sự cố trên các phần tử trong hệ thống điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bằng các bảo vệ chính không vượt quá các giá trị quy định tại Điều 12 Thông tư này.
5. Trường hợp thiết bị bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với thiết bị bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng các yêu cầu của Đơn vị truyền tải điện về kết nối và được sự chấp thuận của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
6. Trường hợp lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị rơ le bảo vệ trong lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể được phép gửi lệnh đi cắt các máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải được sự chấp thuận của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các máy cắt này và phải được ghi trong Thỏa thuận đấu nối.
7. Độ tin cậy tác động của hệ thống rơ le bảo vệ không nhỏ hơn 99 %.
8. Ngoài các yêu cầu quy định từ Khoản 1 đến Khoản 7 Điều này, hệ thống rơ le bảo vệ của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện phải đáp ứng thêm các yêu cầu sau:
a) Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác;
b) Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống giám sát ghi sự cố có chức năng đồng bộ thời gian GPS (Global Positioning System);
c) Nhà máy điện có tổng công suất đặt từ 300 MW trở lên, phải được trang bị thiết bị có chức năng đo góc pha (PMU - Phasor Measurement Unit) và đồng bộ thời gian GPS (Global Positioning System). Nhà máy điện có tổng công suất đặt dưới 300 MW, việc trang bị PMU phải theo tính toán và yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không phải Đơn vị phát điện có trách nhiệm trang bị, lắp đặt thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo kết nối tương thích, tin cậy, ổn định với hệ thống ghi sự cố và đo góc pha đặt tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với hệ thống đặt tại Cấp điều độ có quyền điều khiển;
đ) Trong quá trình vận hành, khi có nhu cầu nâng cấp, thay thế thiết bị ghi sự cố, thiết bị đo góc pha, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thông báo và thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thực hiện;
e) Đường dây truyền tải điện cấp điện áp từ 220 kV trở lên đấu nối tổ máy phát điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện phải có 02 kênh truyền thông tin liên lạc độc lập về vật lý phục vụ cho việc truyền tín hiệu rơ le bảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không lớn hơn 20 ms;
g) Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ le tần số thấp trong phạm vi quản lý phục vụ tự động sa thải phụ tải theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
9. Phạm vi, cách bố trí và yêu cầu kỹ thuật đối với các thiết bị rơ le bảo vệ cho tổ máy phát điện, máy biến áp, thanh cái và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải theo Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.26.31. Yêu cầu đối với hệ thống thông tin
(Điều 31 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển; đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ, vận hành trong hệ thống điện truyền tải gồm kênh trực thông, điện thoại, DIM và mạng máy tính.
2. Hệ thống thông tin của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khách hàng có thể thoả thuận sử dụng hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện hoặc của các nhà cung cấp khác để kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thông tin liên tục và tin cậy phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý lưới điện truyền tải để phục vụ việc quản lý, vận hành hệ thống điện và thị trường điện; phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để thiết lập đường truyền thông tin về Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải các yêu cầu về dữ liệu thông tin, truyền dữ liệu và giao diện thông tin cần thiết phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
5. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông tin, dữ liệu của khách hàng vào hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có do đơn vị quản lý.
Điều 7.3.TT.26.32. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
(Điều 32 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết nối độc lập về mặt vật lý với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trạm biến áp có cấp điện áp từ 220 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải đã kết nối và được điều khiển, thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển.
3. Trường hợp nhà máy điện, trạm biến áp có nhiều Cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin để phục vụ phối hợp vận hành hệ thống điện.
4. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành thiết bị đầu cuối RTU/Gateway trong phạm vi quản lý, đường truyền dữ liệu hoặc thuê đường truyền dữ liệu của đơn vị cung cấp dịch vụ để đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu liên tục, đầy đủ, tin cậy về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).
5. Thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối được với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).
6. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tích hợp các dữ liệu theo danh sách dữ liệu đã thoả thuận với Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống SCADA của mình. Đơn vị truyền tải điện, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để cấu hình, thiết lập cơ sở dữ liệu trên hệ thống của mình đảm bảo sự tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hệ thống điều khiển của Trung tâm điều khiển (nếu có).
7. Trường hợp hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển có sự thay đổi về công nghệ và được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt sau thời điểm ký Thoả thuận đấu nối dẫn đến phải thay đổi hoặc nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp thực hiện các hiệu chỉnh cần thiết để các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tương thích với các thay đổi của hệ thống SCADA. Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway để đảm bảo kết nối tương thích với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
8. Trong quá trình vận hành, khi có nhu cầu nâng cấp, mở rộng hệ thống điều khiển, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thỏa thuận với Cấp điều độ có quyền điều khiển trước khi thực hiện nâng cấp, mở rộng.
9. Yêu cầu danh sách dữ liệu, yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đầu cuối RTU/Gateway được quy định cụ thể tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.26.33. Nối đất trung tính máy biến áp
(Điều 33 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Cuộn dây phía cao áp của máy biến áp ba pha hoặc 03 (ba) máy biến áp một pha đấu nối vào lưới điện truyền tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất.
2. Việc nối đất trung tính máy biến áp phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 13 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.26.34. Hệ số công suất của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
(Điều 34 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải duy trì hệ số công suất (cosj) tại vị trí đo đếm chính không nhỏ hơn 0,9 trong trường hợp nhận công suất phản kháng và không nhỏ hơn 0,98 trong trường hợp phát công suất phản kháng.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng trong lưới điện của mình (nếu có), bao gồm:
a) Công suất phản kháng định mức và dải điều chỉnh;
b) Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng.
Điều 7.3.TT.26.35. Độ dao động phụ tải điện
(Điều 35 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
Tốc độ thay đổi công suất tiêu thụ của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải trong 01 phút không được vượt quá 10 % công suất tiêu thụ khi đang vận hành ở chế độ bình thường, trừ trường hợp Khách hàng sử dụng điện có thể điều chỉnh nhu cầu sử dụng điện theo yêu cầu hoặc có thỏa thuận khác với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 7.3.TT.26.36. Hệ thống tự động sa thải phụ tải
(Điều 36 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan để thống nhất lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống sa thải phụ tải tự động trong hệ thống điện của mình theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Hệ thống sa thải phụ tải tự động phải được thiết kế, chỉnh định đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Độ tin cậy không nhỏ hơn 99%;
b) Việc sa thải không thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ hệ thống điện;
c) Trình tự sa thải và lượng công suất sa thải phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có quyền điều khiển, không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có sự cho phép của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Trình tự khôi phục phụ tải điện phải tuân thủ theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.26.37. Yêu cầu đối với Trung tâm điều khiển
(Điều 37 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1, Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Yêu cầu kỹ thuật chung
a) Hệ thống giám sát, điều khiển và ệ thống thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;
b) Hệ thống giám sát, điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Trung tâm điều khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn điện từ hệ thống điện quốc gia.
d) Tổng công suất định mức của các nhà máy điện thuộc Trung tâm điều khiển không vượt quá công suất định mức của tổ máy phát điện lớn nhất đang vận hành phát điện trong hệ thống điện quốc gia do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển
a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin
- Có một đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin;
- Có hai đường truyền dữ liệu (một đường truyền làm việc, một đường truyền dự phòng) kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa;
- Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ giữa Các cấp điều độ có quyền điều khiển với Trung tâm điều khiển gồm trực thông, điện thoại, DIM, mạng máy tính. Thông tin liên lạc tối thiểu giữa Trung tâm điều khiển với các nhà máy điện, trạm điện gồm trực thông, điện thoại và mạng máy tính.
b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
- Có một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin;
- Có hai kết nối với thiết bị đầu cuối RTU hoặc Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển từ xa.
c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện.
3. Nhà máy điện, trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển, thao tác từ xa phải được trang bị hệ thống giám sát, điều khiển, camera và thông tin viễn thông để truyền, kết nối dữ liệu ổn định, tin cậy và liên tục với Trung tâm điều khiển đáp ứng các yêu cầu tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
Mục 3
YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN VÀ NHIỆT ĐIỆN
Điều 7.3.TT.26.38. Yêu cầu khả năng huy động, điều khiển công suất tổ máy phát điện
(Điều 38 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, hệ thống AGC đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đối với các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia, sự cần thiết của việc trang bị hệ thống AGC được các bên thỏa thuận và ghi rõ trong Thảo thuận đấu nối. Yêu cầu kỹ thuật cụ thể về kết nối tín hiệu hệ thống AGC của tổ máy phát điện với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,9 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại đầu cực của máy phát điện, phù hợp với đặc tính công suất phản kháng của tổ máy.
3. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều khiển tần số sơ cấp khi tần số lệch ra khỏi dải chết của hệ thống điều tốc và đáp ứng ít nhất 50% công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 15 giây đầu tiên, 100% công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy trong 30 giây và duy trì công suất này tối thiểu 15 giây tiếp theo. Công suất điều khiển tần số sơ cấp của tổ máy được tính toán theo độ lệch tần số thực tế, lượng công suất khả dụng còn lại của tổ máy, giới hạn khả năng đáp ứng sơ cấp theo công nghệ của tổ máy và các thông số cài đặt do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện yêu cầu.
4. Trong chế độ vận hành bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này không được ảnh hưởng đến lượng công suất tác dụng đang phát và khả năng phát toàn bộ công suất phản kháng của tổ máy phát điện.
5. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 46 Hz đến dưới 49 Hz và trên 51 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW hoặc nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện theo quy định tại Bảng 7 như sau:
Bảng 7
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
Dải tần số của hệ thống điện |
Thời gian duy trì tối thiểu |
|
|
Nhà máy thủy điện |
Nhà máy nhiệt điện |
|
|
Từ 46 Hz đến 47,5 Hz |
20 giây |
Không yêu cầu |
|
Trên 47,5 Hz đến 48,0 Hz |
10 phút |
10 phút |
|
Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz |
30 phút |
30 phút |
|
Từ 49 Hz đến 51 Hz |
Phát liên tục |
Phát liên tục |
|
Trên 51 Hz đến 51,5 Hz |
30 phút |
30 phút |
|
Trên 51,5 Hz đến 52 Hz |
03 phút |
01 phút |
6. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại Điều 7 Thông tư này và chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không xuất hiện trong thời gian loại trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách ra khỏi vận hành.
7. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:
a) Tải không cân bằng giữa ba pha từ 10 % trở xuống;
b) Hệ số đáp ứng của kích từ đối với tổ máy phát điện đồng bộ lớn hơn 0,5 %;
c) Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ hơn 5 % dòng điện định mức.
8. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500 miligiây.
Điều 7.3.TT.26.39. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện
(Điều 39 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Hệ thống kích từ của tổ máy phát điện phải đảm bảo cho tổ máy phát điện có thể làm việc với dải hệ số công suất quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này. Hệ thống kích từ phải đảm bảo cho tổ máy phát điện vận hành ở công suất biểu kiến định mức (MVA) trong dải ± 5 % điện áp định mức tại đầu cực máy phát.
2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải được trang bị AVR hoạt động liên tục có khả năng giữ điện áp đầu cực với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức trong toàn bộ dải làm việc cho phép của máy phát điện.
3. AVR phải có khả năng bù lại sự sụt áp trên máy biến áp đầu cực và đảm bảo sự phân chia ổn định công suất phản kháng giữa các máy phát điện cùng nối vào một thanh cái chung.
4. AVR phải cho phép cài đặt các giới hạn về:
a) Dòng điện kích từ tối thiểu;
b) Dòng điện kích từ tối đa.
5. Khi điện áp đầu cực máy phát điện nằm trong dải từ 80 đến 120 % điện áp định mức và tần số hệ thống nằm trong dải từ 47,5 đến 52 Hz, trong thời gian tối đa 0,1 giây hệ thống kích từ tổ máy phát điện phải có khả năng tăng dòng điện và điện áp kích từ tới các giá trị như sau:
a) Đối với tổ máy phát điện của nhà máy thủy điện: 1,8 lần giá trị định mức;
b) Đối với tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện: 2,0 lần giá trị định mức.
6. Tốc độ thay đổi điện áp kích từ không được thấp hơn 2,0 lần so với điện áp kích từ định mức/giây khi tổ máy phát điện mang tải định mức.
7. Tổ máy phát điện có công suất trên 30 MW phải trang bị thiết bị ổn định hệ thống điện (Power System Stabiliser - PSS) có khả năng làm suy giảm các dao động có tần số trong dải từ 0,1 Hz đến 5 Hz góp phần nâng cao ổn định hệ thống điện. Đơn vị phát điện phải cài đặt, hiệu chỉnh các thông số của thiết bị PSS theo tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo thiết bị PSS có hệ số suy giảm dao động (Damping ratio) không nhỏ hơn 5%. Đối với các tổ máy phát điện có trang bị thiết bị PSS, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đưa thiết bị PSS vào hoạt động theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.26.40. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện
(Điều 40 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Tổ máy phát điện của nhà máy điện khi đang vận hành phải tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp trong hệ thống điện quốc gia.
2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải được trang bị hệ thống điều tốc tác động nhanh đáp ứng được sự thay đổi của tần số hệ thống trong điều kiện vận hành bình thường. Hệ thống điều tốc phải có khả năng tiếp nhận và thực hiện các lệnh tăng, giảm hoặc thay đổi điểm đặt công suất từ hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có yêu cầu.
3. Hệ thống điều tốc của tổ máy phát điện phải có khả năng chỉnh định giá trị hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh nhỏ hơn hoặc bằng 5 %. Giá trị cài đặt của hệ số tĩnh của đặc tính điều chỉnh do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định.
4. Trừ các tổ máy phát điện đuôi hơi của nhà máy điện chu trình hỗn hợp, giá trị nhỏ nhất có thể đặt được của dải chết hệ thống điều tốc của các tổ máy phát điện phải nằm trong phạm vi ± 0,05 Hz. Giá trị dải chết hệ thống điều tốc của từng tổ máy phát điện sẽ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và xác định trong quá trình đấu nối và vận hành.
5. Hệ thống điều khiển bộ điều tốc phải cho phép cài đặt các giới hạn và các bảo vệ chống vượt tốc như sau:
a) Đối với các tua bin hơi: Từ 104 % đến 112 % tốc độ định mức;
b) Đối với tua bin khí và thuỷ điện: Từ 104% đến 130% tốc độ định mức;
c) Trường hợp tổ máy phát điện vận hành trong khu vực lưới điện đang tạm thời bị tách khỏi hệ thống điện truyền tải quốc gia nhưng vẫn tiếp tục cấp điện cho khách hàng thì hệ thống điều tốc máy phát điện phải duy trì được sự ổn định tần số cho khu vực lưới điện đã tách ra.
Điều 7.3.TT.26.41. Khởi động đen
(Điều 41 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Tại các vị trí quan trọng trong hệ thống điện truyền tải, một số nhà máy điện phải có khả năng khởi động đen. Yêu cầu về trang bị khả năng khởi động đen phải được ghi rõ trong Thỏa thuận đấu nối.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các vị trí quan trọng trong hệ thống điện quốc gia phải xây dựng các nhà máy điện có khả năng khởi động đen và phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện trong quá trình thỏa thuận đấu nối để xác định các yêu cầu cụ thể về khởi động đen đối với từng nhà máy điện.
Mục 4
YÊU CẦU KỸ THUẬT ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ, NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI
Điều 7.3.TT.26.42. Yêu cầu kỹ thuật đối với nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời
(Điều 42 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát công suất tác dụng theo các chế độ sau:
a) Chế độ phát tự do: Vận hành phát điện công suất lớn nhất có thể theo sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp (gió hoặc mặt trời);
b) Chế độ điều khiển công suất phát:
Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng giới hạn công suất phát theo lệnh điều độ trong các trường hợp sau:
- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất lớn nhất có thể;
- Trường hợp nguồn năng lượng sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị giới hạn theo lệnh điều độ thì phát công suất đúng giá trị giới hạn theo lệnh điều độ với sai số trong dải ± 01 % công suất định mức.
2. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu tương ứng với các dải tần số vận hành theo quy định tại Bảng 8 như sau:
Bảng 8
Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện
|
Dải tần số của hệ thống điện |
Thời gian duy trì tối thiểu |
|
Từ 47,5 Hz đến 48,0 Hz |
10 phút |
|
Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz |
30 phút |
|
Từ 49 Hz đến 51 Hz |
Phát liên tục |
|
Trên 51 Hz đến 51,5 Hz |
30 phút |
|
Trên 51,5 Hz đến 52 Hz |
01 phút |
3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 50,5 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng giảm công suất tác dụng theo độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh (droop characteristics) trong dải từ 02 % đến 10 %. Giá trị cài đặt độ dốc tương đối của đường đặc tuyến tĩnh do Cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán và xác định. Quá trình giảm công suất tác dụng này phải ghi nhận bắt đầu suy giảm không muộn hơn 02 giây khi ghi nhận tần số trên 50,5 Hz và phải hoàn thành trong vòng 15 giây.
4. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng theo đặc tính như hình vẽ dưới đây và mô tả tại điểm a và điểm b khoản này:
a) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng lớn hơn hoặc bằng 20% công suất tác dụng định mức và điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh liên tục công suất phản kháng trong dải hệ số công suất 0,95 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,95 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại phía cao áp của máy biến áp tăng áp của nhà máy hoặc tại điểm đo lường phân tách công suất phản kháng của từng Nhà máy trong trường hợp nhiều nhà máy cùng nối vào 01 máy biến áp tăng áp ứng với công suất định mức;
b) Trường hợp nhà máy điện phát công suất tác dụng nhỏ hơn 20% công suất định mức, nhà máy điện có thể giảm khả năng nhận hoặc phát công suất phản kháng phù hợp với đặc tính của nhà máy điện.
5. Chế độ điều khiển điện áp và công suất phản kháng:
a) Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có khả năng điều khiển điện áp và công suất phản kháng theo các chế độ sau:
- Chế độ điều khiển điện áp theo giá trị đặt điện áp, đặc tính độ dốc điều chỉnh điện áp (đặc tính quan hệ điện áp/công suất phản kháng);
- Chế độ điều khiển theo giá trị đặt công suất phản kháng;
- Chế độ điều khiển theo hệ số công suất.
b) Nếu điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại phía hạ áp máy biến áp tăng áp với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) bất cứ khi nào công suất phản kháng của tổ máy phát điện còn nằm trong dải làm việc cho phép và hoàn thành trong thời gian không quá 05 giây.
6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời tại mọi thời điểm đang nối lưới phải có khả năng duy trì vận hành phát điện tương ứng với dải điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện trong thời gian như sau:
a) Điện áp dưới 0,3 pu, thời gian duy trì tối thiểu là 0,15 giây;
b) Điện áp từ 0,3 pu đến dưới 0,9 pu, thời gian duy trì tối thiểu được tính theo công thức sau:
Tmin = 4 x U - 0,6
Trong đó:
- Tmin (giây): Thời gian duy trì phát điện tối thiểu;
- U (pu): Điện áp thực tế tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện tính theo đơn vị pu (đơn vị tương đối);
c) Điện áp từ 0,9 pu đến dưới 1,1 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện liên tục;
d) Điện áp từ 1,1 pu đến dưới 1,15 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 03 giây;
đ) Điện áp từ 1,15 pu đến dưới 1,2 pu, nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời phải duy trì vận hành phát điện trong thời gian 0,5 giây.
7. Độ mất cân bằng pha, tổng biến dạng sóng hài và mức nhấp nháy điện áp do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện không được vượt quá giá trị quy định tại Điều 7, Điều 8 và Điều 9 Thông tư này.
8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
9. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải duy trì nối lưới khi tốc độ biến thiên tần số hệ thống điện trong dải từ 0 Hz/giây đến 01 Hz/giây được đo trong khung thời gian 500 miligiây.
10. Khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện nằm ngoài dải ± 10 % điện áp danh định, nhà máy điện phải có khả năng thiết lập chế độ ưu tiên phát dòng điện phản kháng (khi điện áp thấp) hoặc hút dòng điện phản kháng (khi điện áp cao) để hỗ trợ hệ thống điện trong quá trình sự cố, dòng điện phản kháng có khả năng thay đổi từ 0 % đến 10 % dòng điện định mức của nhà máy cho mỗi 01 % điện áp thay đổi với sai số không quá 20 % (tốc độ thay đổi do cấp điều độ có quyền điều khiển tính toán xác định), thời gian hoàn thành đáp ứng không trễ hơn 100 miligiây.
11. Sau khi sự cố được loại trừ và hệ thống điện trở về chế độ vận hành bình thường, nhà máy điện phải đảm bảo:
a) Nhà máy điện phải có khả năng khôi phục công suất tác dụng để quay trở về chế độ vận hành trước sự cố với tốc độ tăng công suất tác dụng không nhỏ hơn 30 % công suất định mức trên 01 giây và không lớn hơn 200 % công suất định mức trên 01 giây;
b) Trường hợp các tổ máy tuabin gió hoặc các inverter của nhà máy điện mặt trời bị ngừng vận hành khi sự cố hệ thống điện duy trì lớn hơn thời gian yêu cầu nối lưới tối thiểu, quá trình hòa lại của các tổ máy này không được sớm hơn 03 phút sau khi hệ thống điện quay về trạng thái vận hành bình thường và tốc độ khôi phục công suất tác dụng không lớn hơn 10 % công suất định mức trên 01 phút.
12. Nhà máy điện phải duy trì nối lưới khi điện áp tại phía cao áp máy biến áp tăng áp của nhà máy điện xuất hiện dao động góc pha điện áp (Phase Swing) tức thời lên đến 20 độ trong khoảng thời gian 100 miligiây mà không bị gián đoạn phát điện hay suy giảm công suất phát.
Mục 5
TRÌNH TỰ THỎA THUẬN ĐẤU NỐI
Điều 7.3.TT.26.43. Trình tự thoả thuận đấu nối
(Điều 43 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Khi có nhu cầu đấu nối mới hoặc thay đổi điểm đấu nối hiện tại, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải gửi hồ sơ đề nghị đấu nối cho Đơn vị truyền tải điện.
2. Hồ sơ đề nghị đấu nối bao gồm:
a) Văn bản đề nghị đấu nối, kèm theo các nội dung theo mẫu quy định tại các Phụ lục 1A, 1B, 1C ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Các tài liệu kỹ thuật về các trang thiết bị dự định đấu nối hoặc các thay đổi dự kiến tại điểm đấu nối hiện tại;
c) Thời gian dự kiến hoàn thành dự án, số liệu kinh tế - kỹ thuật của dự án đấu nối mới hoặc thay đổi đấu nối hiện tại.
3. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm:
a) Xem xét các yêu cầu liên quan đến thiết bị điện dự kiến tại điểm đấu nối;
b) Chủ trì thực hiện đánh giá ảnh hưởng của việc đấu nối trang thiết bị, lưới điện, nhà máy điện của khách hàng có nhu cầu đấu nối đối với lưới điện truyền tải, bao gồm các nội dung chính sau:
- Tính toán các chế độ xác lập cho lưới điện khu vực đề nghị đấu nối trong giai đoạn 10 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải khu vực;
- Tính toán, đánh giá dòng điện ngắn mạch tại các điểm đấu nối vào lưới điện truyền tải;
- Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế do đấu nối mới có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải;
- Đánh giá khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương này.
c) Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này, gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối và Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Chậm nhất sau 15 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ của khách hàng, gửi văn bản đề nghị Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có ý kiến chính thức về các nội dung chính sau:
- Đánh giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải;
- Các nội dung liên quan đến yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị điện tại điểm đấu nối, yêu cầu phục vụ vận hành, điều độ đối với các tổ máy phát điện, yêu cầu về trang bị hệ thống sa thải phụ tải theo tần số đối với khách hàng sử dụng điện để đảm bảo đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật quy định tại Chương II và Chương V Thông tư này;
- Dự thảo Thỏa thuận đấu nối theo các nội dung được quy định tại Phụ lục Thông tư này.
4. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện để thực hiện đánh giá ảnh hưởng của đấu nối đối với hệ thống điện truyền tải theo các nội dung quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều này.
5. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết khác cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển để xác định các đặc tính kỹ thuật, yêu cầu kỹ thuật cần thiết khác đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền tải.
6. Trong thời hạn 20 ngày làm việc kể từ khi nhận được đề nghị của Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan có trách nhiệm gửi ý kiến góp ý bằng văn bản đối với các nội dung quy định tại Điểm d Khoản 3 và Khoản 4 Điều này cho Đơn vị truyền tải điện.
7. Sau khi nhận được ý kiến góp ý của Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan khác, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thoả thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và cùng khách hàng ký Thỏa thuận đấu nối.
8. Thoả thuận đấu nối được lập thành 04 bản, mỗi bên giữ 02 bản. Đơn vị truyền tải có trách nhiệm gửi 01 bản sao cho Cấp điều độ có quyền điều khiển, và các đơn vị liên quan để phối hợp thực hiện trong quá trình đầu tư xây dựng, đóng điện chạy thử và vận hành chính thức.
9. Thời gian xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối, thỏa thuận các nội dung liên quan và ký Thỏa thuận đấu nối thực hiện theo quy định tại Điều 44 Thông tư này.
10. Trường hợp khách hàng có nhu cầu đấu nối vào lưới điện hoặc thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thoả thuận trực tiếp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải này. Trước khi thoả thuận thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối về phương án đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải sở hữu thiết bị có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thiết bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này. Các nội dung phát sinh liên quan đến đấu nối mới với khách hàng có nhu cầu đấu nối, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cập nhật các nội dung này vào Thỏa thuận đấu nối đã ký với Đơn vị truyền tải điện.
11. Trường hợp đấu nối vào thanh cái cấp điện áp 110 kV hoặc trung áp thuộc các trạm biến áp 500 kV hoặc 220 kV trong phạm vi quản lý của Đơn vị truyền tải điện, trình tự và thủ tục thỏa thuận đấu nối được thực hiện theo quy định từ Khoản 1 đến Khoản 9 Điều này.
Phu luc kem theo Thong tu 25.2016-TT-BCT da duoc sua doi den nam 2023.doc
Điều 7.3.TT.26.44. Thời hạn xem xét và ký thoả thuận đấu nối
(Điều 44 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
Thời hạn để thực hiện các bước đàm phán và ký Thỏa thuận đấu nối được quy định tại Bảng 9 như sau:
Bảng 9
Thời hạn xem xét và ký Thỏa thuận đấu nối
|
Các nội dung thực hiện |
Thời gian thực hiện |
Trách nhiệm thực hiện |
|
Gửi hồ sơ đề nghị đấu nối đầy đủ và hợp lệ |
|
Khách hàng có nhu cầu đấu nối |
|
Xem xét hồ sơ đề nghị đấu nối, chuẩn bị dự thảo Thỏa thuận đấu nối và gửi lấy ý kiến các đơn vị |
Không quá 35 ngày làm việc kể từ khi nhận hồ sơ đầy đủ và hợp lệ |
Đơn vị truyền tải điện chủ trì, phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị liên quan |
|
Hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận thống nhất và ký kết Thỏa thuận đấu nối |
Không quá 20 ngày làm việc kể từ khi nhận được ý kiến góp ý của các đơn vị liên quan |
Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối |
Mục 6
THỰC HIỆN THỎA THUẬN ĐẤU NỐI
Điều 7.3.TT.26.45. Quyền tiếp cận thiết bị tại điểm đấu nối
(Điều 45 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối có quyền tiếp cận các thiết bị tại điểm đấu nối trong quá trình khảo sát để lập phương án đấu nối, thiết kế, thi công, lắp đặt, thử nghiệm, kiểm tra, thay thế, tháo dỡ, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị đấu nối.
Điều 7.3.TT.26.46. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 46 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của khách hàng có nhu cầu đấu nối và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực theo quy định), bao gồm:
a) Các biên bản nghiệm thu từng phần và toàn phần các thiết bị đấu nối của nhà máy điện, đường dây và trạm biến áp vào lưới điện truyền tải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật Việt Nam hoặc tiêu chuẩn quốc tế được Việt Nam cho phép áp dụng và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đấu nối quy định tại Chương này;
b) Tài liệu thiết kế kỹ thuật được phê duyệt và sửa đổi, bổ sung (nếu có) so với thiết kế ban đầu, bao gồm các tài liệu sau:
- Thuyết minh chung, mặt bằng bố trí thiết bị điện;
- Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện;
- Sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống bảo vệ, tự động hoá và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
- Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;
- Sơ đồ thể hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của khách hàng với lưới điện truyền tải và thông số của đường dây đấu nối;
- Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có).
c) Các tài liệu về thông số kỹ thuật và quản lý vận hành bao gồm các tài liệu sau:
- Thông số kỹ thuật của thiết bị lắp đặt bao gồm cả thông số của đường dây đấu nối;
- Tài liệu về hệ thống năng lượng sơ cấp, tài liệu kỹ thuật về hệ thống kích từ, điều tốc, mô hình mô phỏng và tài liệu hướng dẫn mô phỏng của hệ thống kích từ, điều tốc, hệ thống PSS, sơ đồ hàm truyền Laplace cùng các giá trị cài đặt (đối với công trình mới là nhà máy điện);
- Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ le bảo vệ, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ từ điểm đấu nối về phía khách hàng;
- Tài liệu hướng dẫn vận hành thiết bị của nhà chế tạo và các tài liệu kỹ thuật có liên quan khác.
d) Tính toán, đề xuất kế hoạch khởi động, chạy thử; đề xuất phương thức đóng điện và vận hành.
2. Trừ trường hợp có thỏa thuận khác, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các nội dung, tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện phục vụ lập phương thức đóng điện theo thời hạn sau:
a) Chậm nhất 03 tháng trước ngày dự kiến đưa nhà máy điện vào vận hành thử lần đầu;
b) Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử lần đầu.
3. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm lập phương thức đóng điện đưa công trình mới vào vận hành để đảm bảo an toàn, tin cậy cho thiết bị trong hệ thống điện quốc gia. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển trong quá trình lập phương thức đóng điện.
4. Chậm nhất 20 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi cho khách hàng có nhu cầu đấu nối các tài liệu sau:
a) Sơ đồ đánh số thiết bị;
b) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;
c) Các yêu cầu đối với chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá của khách hàng từ điểm đấu nối về phía khách hàng; phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá thuộc phạm vi lưới điện truyền tải và các trị số chỉnh định liên quan đến lưới điện truyền tải đối với các thiết bị rơ le bảo vệ, tự động hoá của khách hàng có nhu cầu đấu nối;
d) Phương thức đóng điện đã thống nhất với khách hàng có nhu cầu đấu nối;
đ) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết nối và vận hành đối với hệ thống SCADA, thiết bị giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống PSS;
h) Các yêu cầu về trang bị hệ thống công nghệ thông tin, cơ sở hạ tầng cần thiết khác phục vụ vận hành thị trường điện;
i) Danh mục các Quy trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
k) Danh sách các cán bộ liên quan và điều độ viên kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
5. Chậm nhất 20 ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải thỏa thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển lịch chạy thử, phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện.
6. Chậm nhất 15 ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện các nội dung sau:
a) Lịch chạy thử, phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện đã thoả thuận thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển;
b) Thỏa thuận phân định trách nhiệm mỗi bên về quản lý, vận hành trang thiết bị đấu nối;
c) Các quy định nội bộ về vận hành an toàn thiết bị đấu nối;
d) Danh sách các nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên lạc.
7. Chậm nhất 15 ngày làm việc trước ngày đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cung cấp cho Cấp điều độ có quyền điều khiển các nội dung quy định tại các Điểm b, c, d Khoản 6 Điều này và cung cấp cho Đơn vị bán buôn điện nội dung quy định tại Điểm a Khoản 6 Điều này.
Điều 7.3.TT.26.47. Kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 47 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Chậm nhất 05 ngày làm việc trước ngày dự kiến thực hiện đóng điện điểm đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thoả thuận với Đơn vị truyền tải điện ngày thực hiện kiểm tra thực tế tại điểm đấu nối.
2. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thỏa thuận với khách hàng có nhu cầu đấu nối về trình tự kiểm tra hồ sơ, biên bản nghiệm thu và thực tế lắp đặt trang thiết bị theo Thỏa thuận đấu nối.
3. Trường hợp Đơn vị truyền tải điện thông báo điểm đấu nối hoặc trang thiết bị liên quan đến điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chưa đủ điều kiện đóng điện thì khách hàng có trách nhiệm hiệu chỉnh, bổ sung hoặc thay thế trang thiết bị theo yêu cầu và thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
4. Trường hợp Cấp điều độ có quyền điều khiển cảnh báo việc đóng điện có nguy cơ ảnh hưởng đến vận hành an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện truyền tải hoặc thiết bị của khách hàng thì khách hàng có trách nhiệm phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện để kiểm tra lại nội dung liên quan đến cảnh báo, thống nhất phương án giải quyết và thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
5. Trường hợp khách hàng có nhu cầu đấu nối nhận thấy việc thực hiện đóng điện công trình điện có khả năng ảnh hưởng đến vận hành ổn định, an toàn thiết bị của khách hàng, khách hàng có trách nhiệm đề xuất với đơn vị có liên quan để phối hợp xử lý và thoả thuận lại với Đơn vị truyền tải điện thời gian tiến hành kiểm tra lần sau.
6. Đơn vị truyền tải điện, khách hàng có nhu cầu đấu nối và các đơn vị liên quan tham gia kiểm tra có trách nhiệm ký vào Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối.
Điều 7.3.TT.26.48. Đóng điện điểm đấu nối để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 48 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Sau khi có Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối xác nhận đủ điều kiện đóng điện, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) Các tài liệu pháp lý và kỹ thuật của công trình:
- Văn bản xác nhận và cam kết của Khách hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật thỏa thuận tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Bản sao Biên bản kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối khẳng định đã đáp ứng đầy đủ các yêu cầu tại Thỏa thuận đấu nối;
- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;
- Hợp đồng mua bán điện đã ký hoặc thoả thuận về mua bán, giao nhận điện;
b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ bao gồm:
- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
- Hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá, hệ thống điều khiển, kích từ và điều tốc đã được cài đặt, chỉnh định đúng theo các yêu cầu quy định tại Thông tư và của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
- Danh sách nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax;
- Phương tiện thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
- Quy trình phối hợp vận hành đã được thống nhất giữa Đơn vị phát điện với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trường hợp việc đóng điện điểm đấu nối của khách hàng có ảnh hưởng đến chế độ vận hành hoặc phải tách thiết bị trên lưới điện truyền tải ra khỏi vận hành, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.
3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối về thời gian và phương thức đóng điện điểm đấu nối.
4. Đơn vị truyền tải điện và khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.
Điều 7.3.TT.26.49. Chạy thử, nghiệm thu để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối
(Điều 49 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trong thời gian chạy thử, nghiệm thu để đưa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải cử nhân viên vận hành, cán bộ có thẩm quyền trực 24/24h và thông báo danh sách cán bộ trực kèm theo số điện thoại, số fax để liên hệ với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển khi cần thiết.
2. Trình tự chạy thử, nghiệm thu thực hiện theo quy trình hướng dẫn của nhà chế tạo và các quy định hiện hành (nếu có).
3. Trong thời gian chạy thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển và các đơn vị có liên quan khác để giảm thiểu ảnh hưởng của các thiết bị mới đang được chạy thử, nghiệm thu đến vận hành an toàn, tin cậy hệ thống điện truyền tải quốc gia.
4. Kết thúc quá trình chạy thử, nghiệm thu, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm xác nhận và cung cấp đầy đủ các thông tin sau cho Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện:
a) Thông số kỹ thuật thực tế của các thiết bị điện, đường dây, trạm biến áp, tổ máy phát điện;
b) Kết quả thí nghiệm và thông số cài đặt thực tế của các hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc;
c) Các yêu cầu kỹ thuật khác đã được thống nhất trong Thoả thuận đấu nối.
Trường hợp các thiết bị của khách hàng có nhu cầu đấu nối không đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này và Thỏa thuận đấu nối đã ký, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền chưa thực hiện đấu nối nhà máy điện hoặc lưới điện của khách hàng vào lưới điện truyền tải và yêu cầu khách hàng có nhu cầu đấu nối thực hiện các biện pháp bổ sung và khắc phục.
5. Lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách hàng có nhu cầu đấu nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu từng phần, toàn phần và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.26.50. Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị sau khi chính thức đưa vào vận hành
(Điều 50 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Trong quá trình vận hành, Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển (sau đây gọi là bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung) có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải thực hiện kiểm tra, thử nghiệm, thí nghiệm bổ sung các thiết bị trong phạm vi quản lý của khách hàng cho các mục đích sau:
a) Kiểm tra sự đáp ứng của các thiết bị trong lưới điện, nhà máy điện và tại điểm đấu nối với các quy định tại Thông tư này, quy chuẩn kỹ thuật được phép áp dụng tại Việt Nam và các yêu cầu cụ thể trong Thoả thuận đấu nối đã ký;
b) Kiểm tra sự tuân thủ các thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và Thoả thuận đấu nối đã ký đối với các thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải;
c) Đánh giá ảnh hưởng của lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đến sự vận hành an toàn, ổn định và tin cậy của hệ thống điện quốc gia;
d) Chuẩn xác và hiệu chỉnh lại các thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện và lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phục vụ tính toán, vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện quốc gia.
2. Chi phí thực hiện kiểm tra, thử nghiệm và thí nghiệm bổ sung phải được hai bên thoả thuận và quy định trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện. Trường hợp chưa quy định trong Thoả thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện, thực hiện như sau:
a) Trường hợp kết quả kiểm tra cho thấy các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không tuân thủ các quy định tại Thông tư này và quy chuẩn kỹ thuật được áp dụng cho các thiết bị thì Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung;
b) Trường hợp kết quả kiểm tra không phát hiện vi phạm, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải chịu toàn bộ các chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung. Đối với yêu cầu kiểm tra theo quy định tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải báo cáo và được sự cho phép của Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện kiểm tra.
3. Trước khi kiểm tra và thử nghiệm bổ sung lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung phải thông báo trước ít nhất 15 ngày cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải về nội dung, thời điểm, thời gian kiểm tra và danh sách các cán bộ tham gia kiểm tra. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp và tạo điều kiện thuận lợi để bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung thực hiện công tác kiểm tra.
4. Trong quá trình kiểm tra, bên có yêu cầu kiểm tra bổ sung được phép lắp đặt các thiết bị giám sát và kiểm tra trong lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải nhưng không được làm ảnh hưởng đến hiệu suất của thiết bị và an toàn vận hành của nhà máy điện, lưới điện và thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
5. Trong quá trình vận hành, trường hợp thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải tại điểm đấu nối phát sinh các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy cho hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển phải thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và Đơn vị truyền tải điện về nguy cơ vận hành không đảm bảo an toàn cho hệ thống điện truyền tải và yêu cầu thời gian khắc phục các vấn đề kỹ thuật không đảm bảo. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tiến hành các biện pháp khắc phục và thử nghiệm lại để đưa thiết bị sau điểm đấu nối vào vận hành trở lại theo quy định tại Điều 49 Thông tư này. Trường hợp sau thời gian khắc phục mà vẫn chưa giải quyết được các vấn đề kỹ thuật thì Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
6. Đối với mỗi tổ máy phát điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có thể yêu cầu Đơn vị phát điện tiến hành thử nghiệm vào bất kỳ thời gian nào để kiểm chứng một hoặc tổ hợp các đặc tính vận hành mà Đơn vị phát điện đã đăng ký, nhưng không được thử nghiệm một tổ máy phát điện quá 03 (ba) lần trong 01 năm, trừ các trường hợp sau:
a) Kết quả thử nghiệm và kiểm tra chỉ ra rằng một hoặc nhiều đặc tính vận hành không đúng với các thông số mà Đơn vị phát điện đã công bố;
b) Khi Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về đặc tính vận hành của tổ máy phát điện;
c) Thử nghiệm, kiểm tra theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;
d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên liệu.
7. Đơn vị phát điện có quyền tiến hành kiểm tra và thử nghiệm các tổ máy phát điện của mình với mục đích xác định lại các đặc tính vận hành của mỗi tổ máy phát điện sau khi sửa chữa, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại. Thời gian tiến hành các thử nghiệm phải thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.26.51. Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối
(Điều 51 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Trong quá trình vận hành, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy hệ thống điện truyền tải, Cấp điều độ có quyền điều khiển hoặc Đơn vị truyền tải điện có quyền yêu cầu Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải đầu tư, nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh các trị số chỉnh định của các thiết bị tại điểm đấu nối và phải thông báo, thống nhất với khách hàng trước khi thực hiện.
2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị tại điểm đấu nối hoặc lắp đặt bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm việc bình thường của lưới điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo bằng văn bản và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện về các thay đổi này. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi nhận được thông báo bằng văn bản của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm trả lời bằng văn bản về các đề nghị thay thế, nâng cấp thiết bị tại điểm đấu nối của khách hàng.
3. Trường hợp đề xuất của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được chấp thuận, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải lý do không chấp thuận đề xuất hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung cần thiết đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
4. Toàn bộ thiết bị thay thế, bổ sung tại điểm đấu nối phải được thực hiện kiểm tra, thử nghiệm và nghiệm thu theo quy trình quy định từ Điều 45 đến Điều 50 Thông tư này. Các nội dung về nâng cấp, thay thế hoặc điều chỉnh các trị số chỉnh định của các thiết bị tại điểm đấu nối phải được bổ sung vào Thỏa thuận đấu nối đã ký.
Mục 7
CHUẨN BỊ ĐÓNG ĐIỆN ĐIỂM ĐẤU NỐI ĐỐI VỚI THIẾT BỊ ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI ĐIỆN
Điều 7.3.TT.26.52. Cung cấp hồ sơ cho kiểm tra điều kiện đóng điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 52 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Hồ sơ phục vụ kiểm tra tổng thể điều kiện đóng điện điểm đấu nối (các tài liệu kỹ thuật có xác nhận của Đơn vị truyền tải điện và bản sao các tài liệu pháp lý được chứng thực theo quy định), bao gồm:
a) Sơ đồ nối điện chính, sơ đồ nhất thứ một sợi phần điện, mặt bằng bố trí thiết bị điện; sơ đồ nguyên lý, thiết kế của hệ thống rơ le bảo vệ, tự động hoá và điều khiển thể hiện rõ các máy cắt, máy biến dòng, máy biến điện áp, chống sét, dao cách ly, mạch logic thao tác đóng cắt liên động theo trạng thái máy cắt;
b) Tài liệu hướng dẫn chỉnh định rơ le bảo vệ, tự động hoá, phần mềm chuyên dụng để giao tiếp và chỉnh định rơ le, các trị số chỉnh định rơ le bảo vệ tại điểm đấu nối;
c) Tài liệu và thông số kỹ thuật của các thiết bị được lắp đặt;
d) Sơ đồ nhị thứ của hệ thống bảo vệ, tự động hóa và điều khiển;
đ) Sơ đồ thể hiện chi tiết phương án đấu nối công trình điện của Đơn vị truyền tải điện và thông số của đường dây đấu nối;
e) Các sơ đồ có liên quan khác (nếu có);
g) Dự kiến kế hoạch đóng điện các hạng mục công trình, lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
2. Chậm nhất 02 tháng trước ngày dự kiến đưa đường dây, trạm điện vào vận hành thử nghiệm lần đầu, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ các tài liệu theo quy định tại Khoản 1 Điều này cho Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Chậm nhất 20 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ tài liệu, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm gửi cho Đơn vị truyền tải điện các tài liệu sau:
a) Lịch chạy thử, phương thức đóng điện và vận hành các trang thiết bị điện;
b) Sơ đồ đánh số thiết bị;
c) Các yêu cầu về phương thức nhận lệnh điều độ;
d) Phiếu chỉnh định rơ le cho các thiết bị rơ le bảo vệ của Đơn vị truyền tải điện;
đ) Các yêu cầu về thử nghiệm, hiệu chỉnh thiết bị;
e) Các yêu cầu về thiết lập hệ thống thông tin liên lạc phục vụ điều độ;
g) Các yêu cầu về kết nối và vận hành đối với hệ thống SCADA;
h) Danh mục các Quy trình liên quan đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
i) Danh sách các cán bộ liên quan và Điều độ viên, kèm theo số điện thoại và số fax liên lạc.
4. Chậm nhất 20 ngày trước ngày đóng điện điểm đấu nối, Đơn vị truyền tải điện phải thỏa thuận được với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch đóng điện các hạng mục công trình, lịch chạy thử, đóng điện và vận hành.
Điều 7.3.TT.26.53. Đóng điện điểm đấu nối các thiết bị của Đơn vị truyền tải điện để chạy thử, nghiệm thu
(Điều 53 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi cho Cấp điều độ có quyền điều khiển văn bản đăng ký đóng điện điểm đấu nối kèm theo các tài liệu sau:
a) Các tài liệu về pháp lý và kỹ thuật:
- Văn bản xác nhận và cam kết của Chủ đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;
- Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện theo quy định, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng.
b) Các tài liệu xác nhận công trình đủ điều kiện về vận hành và điều độ:
- Thiết bị nhất thứ đã được đánh số đúng theo sơ đồ nhất thứ do Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
- Hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hoá đã được chỉnh định đúng theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển ban hành;
- Danh sách nhân viên vận hành đã được đào tạo đủ năng lực, trình độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, bao gồm họ tên, chức danh chuyên môn, trách nhiệm, số điện thoại và số fax liên hệ;
- Phương tiện thông tin điều độ theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
- Hoàn thiện kết nối thông tin, tín hiệu đầy đủ với hệ thống SCADA, hệ thống giám sát ghi sự cố, hệ thống PMU và hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Trường hợp việc đóng điện điểm đấu nối công trình lưới điện của Đơn vị truyền tải điện có ảnh hưởng đến chế độ vận hành lưới điện, nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đăng ký với Cấp điều độ có quyền điều khiển kế hoạch tách thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị ảnh hưởng để phối hợp đóng điện điểm đấu nối.
3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đăng ký đóng điện, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện về thời gian cụ thể đóng điện điểm đấu nối.
4. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thực hiện đóng điện điểm đấu nối theo phương thức đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo.
Điều 7.3.TT.26.54. Thay thế thiết bị trên lưới điện truyền tải
(Điều 54 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Trường hợp Đơn vị truyền tải điện có nhu cầu thay thế, nâng cấp các thiết bị trên lưới điện truyền tải, bổ sung các thiết bị điện mới có khả năng ảnh hưởng đến chế độ làm việc của lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn bản và thống nhất với Cấp điều độ có quyền điều khiển về các thay đổi này. Trường hợp việc thay thế, nâng cấp thiết bị của Đơn vị truyền tải điện dẫn đến phải thay đổi thiết bị tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải, Đơn vị truyền tải điện phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng để phối hợp thực hiện đảm bảo không gây ảnh hưởng đến chế độ vận hành thiết bị điện tại điểm đấu nối của khách hàng.
2. Trường hợp đề xuất của Đơn vị truyền tải điện không được chấp thuận, Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện lý do không chấp thuận hoặc các yêu cầu sửa đổi, bổ sung đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.
3. Các thiết bị thay thế, bổ sung phải được thực hiện theo quy định tại Điều 52 và Điều 53 Thông tư này.
Mục 8
TÁCH ĐẤU NỐI VÀ KHÔI PHỤC ĐẤU NỐI
Điều 7.3.TT.26.55. Quy định chung về tách đấu nối và khôi phục đấu nối
(Điều 55 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Các trường hợp tách đấu nối bao gồm:
a) Tách đấu nối tự nguyện;
b) Tách đấu nối bắt buộc.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải chịu toàn bộ chi phí cho việc tách đấu nối và khôi phục đấu nối.
Điều 7.3.TT.26.56. Tách đấu nối tự nguyện
(Điều 56 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Tách đấu nối vĩnh viễn
a) Các trường hợp tách đấu nối vĩnh viễn Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải và trách nhiệm của các bên liên quan phải được quy định trong hợp đồng mua bán điện và Thoả thuận đấu nối.
b) Khi có nhu cầu tách đấu nối vĩnh viễn ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm:
- Thông báo bằng văn bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 02 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng không sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải;
- Thông báo bằng văn bản cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển ít nhất 06 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối vĩnh viễn trong trường hợp khách hàng sở hữu các tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
2. Tách đấu nối tạm thời
Khi có nhu cầu tách đấu nối tạm thời ra khỏi hệ thống điện truyền tải, Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải thông báo và thỏa thuận với Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển về thời điểm và thời gian tách đấu nối tạm thời ít nhất 01 tháng trước ngày dự kiến tách đấu nối tạm thời.
Điều 7.3.TT.26.57. Tách đấu nối bắt buộc
(Điều 57 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Đơn vị truyền tải điện hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển có quyền tách đấu nối các thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi hệ thống điện truyền tải trong các trường hợp sau:
a) Theo yêu cầu tách đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền khi Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi phạm các quy định của pháp luật;
b) Các trường hợp tách đấu nối bắt buộc được quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc Thoả thuận đấu nối;
c) Trường hợp quy định tại Khoản 5 Điều 50 Thông tư này.
2. Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu tách đấu nối bắt buộc trong trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vi phạm các quy định tại Thông tư này, quy định trong Giấy phép hoạt động điện lực, Quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh, Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện.
3. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không thực hiện tách đấu nối bắt buộc thì bị xử lý theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.26.58. Khôi phục đấu nối
(Điều 58 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm khôi phục đấu nối trong các trường hợp sau:
1. Khi có yêu cầu khôi phục đấu nối của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc Cục Điều tiết điện lực hoặc Cấp điều độ có quyền điều khiển với điều kiện các nguyên nhân dẫn đến tách đấu nối bắt buộc đã được loại trừ và hậu quả đã được khắc phục.
2. Khi có đề nghị khôi phục đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp tách đấu nối tạm thời và các khoản chi phí liên quan đã được khách hàng thanh toán.
Điều 7.3.TT.26.59. Các chế độ vận hành của hệ thống điện truyền tải
(Điều 59 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ vận hành bình thường khi đáp ứng các điều kiện sau:
a) Công suất phát và phụ tải ở trạng thái cân bằng;
b) Không thực hiện sa thải phụ tải điện;
c) Mức mang tải của đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải đều dưới 90 % giá trị định mức;
d) Các nhà máy điện và thiết bị điện khác vận hành trong dải thông số cho phép;
đ) Tần số hệ thống điện trong phạm vi cho phép đối với chế độ vận hành bình thường theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;
e) Điện áp tại các nút trên lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này đối với chế độ vận hành bình thường;
g) Các nguồn dự phòng của hệ thống điện quốc gia ở trạng thái sẵn sàng đảm bảo duy trì tần số và điện áp của hệ thống điện quốc gia trong dải tần số và điện áp ở chế độ vận hành bình thường; các thiết bị tự động làm việc trong phạm vi cho phép để khi xảy ra sự cố bất thường sẽ không phải sa thải phụ tải điện.
2. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cảnh báo khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau đây:
a) Mức dự phòng điều tần thứ cấp, dự phòng khởi động nhanh thấp hơn mức yêu cầu ở chế độ vận hành bình thường;
b) Mức mang tải của các đường dây và máy biến áp trong lưới điện truyền tải từ 90 % trở lên nhưng không vượt quá giá trị định mức;
c) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải ngoài phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường, nhưng trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 6 Thông tư này;
d) Có khả năng xảy ra thiên tai hoặc các điều kiện thời tiết bất thường có thể gây ảnh hưởng tới an ninh cung cấp điện;
đ) Có khả năng xảy ra các vấn đề về an ninh, quốc phòng đe dọa an ninh hệ thống điện.
3. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau đây:
a) Tần số hệ thống điện vượt ra ngoài phạm vi cho phép của chế độ vận hành bình thường, nhưng trong dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này;
b) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố đơn lẻ quy định tại Điều 6 Thông tư này;
c) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110 % giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
4. Hệ thống điện truyền tải vận hành ở chế độ cực kì khẩn cấp khi xuất hiện hoặc tồn tại một trong các điều kiện sau đây:
a) Tần số hệ thống điện nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp
xảy ra sự cố đơn lẻ trong hệ thống điện quy định tại Điều 4 Thông tư này hoặc sau khi đã huy động hết nguồn dự phòng mà tần số tiếp tục giảm xuống dưới 49,5Hz;
b) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải từ 110% giá trị định mức trở lên mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện;
c) Điện áp tại nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải giảm thấp dẫn đến rơ le sa thải phụ tải theo điện áp thấp làm việc; điện áp trên lưới điện truyền tải thấp hơn 10% điện áp danh định hoặc có nguy cơ sụp đổ điện áp hệ thống điện theo tính toán của cấp điều độ khi không còn biện pháp điều chỉnh ngoài việc sa thải phụ tải và điện áp tiếp tục có xu hướng giảm thấp.
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 7.3.TT.26.60. Nguyên tắc vận hành hệ thống điện truyền tải
(Điều 60 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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 thuỷ 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);
đ) Yêu cầu cấu hình huy động nguồn tối thiểu và quán tính tối thiểu hệ thống điện để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện.
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 7.3.TT.26.61. Kiểm tra, giám sát hệ thống rơ le bảo vệ
(Điều 61 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.62. Vận hành ổn định hệ thống điện
(Điều 62 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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 và Điều 42 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 7.3.TT.26.63. Thử nghiệm và giám sát thử nghiệm
(Điều 63 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.64. Xử lý sự cố
(Điều 64 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 2 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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 hệ thống điện về chế độ vận hành bình thường;
b) Sa thải phụ tải theo từng tuyến đường dây bằng rơ le tự động sa thải hoặc sa thải phụ tải theo lệnh điều độ;
c) Hệ thống sa thải phụ tải tự động 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 các rơ le bảo vệ để thực hiện sa thải phụ tải trong trường hợp sự cố xảy ra trong hệ thống điện nhằm đảm bảo an toàn, an ninh 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 7.3.TT.26.65. Thông báo suy giảm an ninh hệ thống điện
(Điều 65 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.66. Sa thải phụ tải đảm bảo an ninh hệ thống điện
(Điều 66 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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.
Điều 7.3.TT.26.67. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
(Điều 67 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 thoả 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 hoá, 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 7.3.TT.26.68. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
(Điều 68 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 hoá 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 7.3.TT.26.69. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
(Điều 69 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
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.
2a. Cung cấp thông tin về nguồn năng lượng sơ cấp (thông tin về thủy văn đối với nhà máy thủy điện, than - dầu - chất đốt đối với nhà máy nhiệt điện, thông tin quan trắc khí tượng đối với nhà máy điện gió, mặt trời), dự báo công suất, sản lượng của nhà máy và truyền số liệu về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
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 hoá 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 7.3.TT.26.70. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
(Điều 70 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 hoá 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 7.3.TT.26.71. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải
(Điều 71 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 hoá 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 hoá, 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.
Điều 7.3.TT.26.72. Các loại dịch vụ phụ trợ
(Điều 72 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 1 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Các loại dịch vụ phụ trợ trong hệ thống điện bao gồm:
1. Điều khiển tần số thứ cấp (Điều tần thứ cấp).
2. Khởi động nhanh.
3. Điều chỉnh điện áp.
4. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
5. Khởi động đen.
Điều 7.3.TT.26.73. Yêu cầu kỹ thuật đối với các dịch vụ phụ trợ
(Điều 73 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Điều tần thứ cấp: Tổ máy phát điện, nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp phải có khả năng bắt đầu cung cấp công suất điều tần trong vòng 20 giây kể từ khi nhận được tín hiệu AGC từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và cung cấp toàn bộ công suất điều tần thứ cấp đã đăng ký trong vòng 10 phút và duy trì mức công suất này tối thiểu 15 phút.
2. Khởi động nhanh: Tổ máy phát điện, nhà máy 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.
3. Điều chỉnh điện áp: Tổ máy phát điện, nhà máy 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 và khoản 4 Điều 42 Thông tư này, đáp ứng yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Tổ máy phát điện, nhà máy 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).
5. Khởi động đen: Tổ máy phát điện, nhà máy 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 hệ thống điện sau khi đã khởi động thành công.
Điều 7.3.TT.26.74. Xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ
(Điều 74 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định và trình nhu cầu dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện quốc gia theo Quy trình xác định nhu cầu và vận hành dịch vụ phụ trợ do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 7.3.TT.26.75. Đăng ký dịch vụ phụ trợ
(Điều 75 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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.
Điều 7.3.TT.26.76. Quy định chung về bảo dưỡng và sửa chữa hệ thống điện truyền tải
(Điều 76 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 hoá, 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 7.3.TT.26.77. Lập kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện truyền tải
(Điều 77 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.78. Thứ tự ưu tiên tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa
(Điều 78 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 tứ 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 7.3.TT.26.79. Đăng ký tách thiết bị để bảo dưỡng, sửa chữa
(Điều 79 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 sữa 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 7.3.TT.26.80. Tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị đang vận hành
(Điều 80 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.81. Báo cáo việc tách sửa chữa khẩn cấp thiết bị
(Điều 81 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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.
Điều 7.3.TT.26.82. Lập lịch huy động ngày tới
(Điều 82 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.83. Ràng buộc an ninh hệ thống
(Điều 83 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.84. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
(Điều 84 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 hoá 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 7.3.TT.26.85. Các phương thức vận hành hệ thống điện thời gian thực
(Điều 85 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
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 huy động các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và 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 hoá 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.
Điều 7.3.TT.26.86. Trách nhiệm chung trong phối hợp vận hành
(Điều 86 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.87. Trao đổi thông tin xử lý sự cố
(Điều 87 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.88. Bảo mật thông tin
(Điều 88 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.89. Chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia
(Điều 89 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.90. Báo cáo kết quả vận hành lưới điện truyền tải
(Điều 90 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
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.
4. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).
Điều 7.3.TT.26.91. Báo cáo kế hoạch vận hành và kết quả vận hành hệ thống điện quốc gia
(Điều 91 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020)
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 thuỷ văn các hồ chứa thuỷ 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.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này bằng văn bản theo đường văn thư và thư điện tử (email).
Điều 7.3.TT.26.92. Quy định chung về đánh giá an ninh hệ thống điện
(Điều 92 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 4 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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 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 doạ 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 7.3.TT.26.93. Công suất và điện năng dự phòng của hệ thống điện
(Điều 93 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.94. Đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn
(Điều 94 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 4 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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.
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 7.3.TT.26.95. Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn
(Điều 95 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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.
Điều 7.3.TT.26.96. Yêu cầu chung
(Điều 96 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.97. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
(Điều 97 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.98. Các chỉ số thực hiện của Đơn vị truyền tải điện
(Điều 98 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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.
Điều 7.3.TT.26.99. Giải quyết tranh chấp
(Điều 99 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 thoả 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 thoả thuận hoặc hợp đồng đã ký giữa các bên.
Điều 7.3.TT.26.100. Xử lý vi phạm
(Điều 100 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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.
NỘI DUNG, PHƯƠNG PHÁP VÀ TRÌNH TỰ THỰC HIỆN NGHIÊN CỨU PHỤ TẢI ĐIỆN
Điều 7.3.TT.28.4. Nội dung nghiên cứu phụ tải điện
(Điều 4 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Nghiên cứu phụ tải điện bao gồm các công việc chính sau:
1. Thiết kế chọn mẫu phụ tải điện.
2. Thu thập, hiệu chỉnh số liệu tiêu thụ điện năng của mẫu phụ tải điện.
3. Xây dựng và phân tích biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và các thành phần phụ tải điện.
4. Dự báo biểu đồ phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.5. Ứng dụng kết quả nghiên cứu phụ tải điện
(Điều 5 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Xây dựng và đề xuất cơ cấu biểu giá điện phù hợp với từng đối tượng khách hàng sử dụng điện.
2. Đánh giá tiềm năng, xây dựng và triển khai thực hiện các chương trình quản lý nhu cầu điện, chương trình sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.
3. Hỗ trợ công tác dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ vận hành hệ thống điện, thị trường điện và xây dựng kế hoạch phát triển lưới điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.6. Trình tự thực hiện chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng
(Điều 6 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Phân tích và phân loại phụ tải điện phi dân dụng.
2. Xác định biến mục tiêu phục vụ tính toán chọn mẫu phụ tải điện.
3. Phân tích, tách dải phụ tải điện.
4. Tính toán số lượng mẫu phụ tải điện.
5. Lựa chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng. Trường hợp các phụ tải điện phi dân dụng đã được trang bị công tơ đo đếm thu thập số liệu từ xa, Đơn vị phân phối điện sử dụng các số liệu này để thực hiện tính toán, chọn mẫu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.7. Phân tích và phân loại phụ tải điện phi dân dụng
(Điều 7 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Các yếu tố cần xem xét khi thực hiện phân tích và phân loại phụ tải điện phi dân dụng bao gồm:
a) Tính đặc trưng cho phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện;
b) Cấp điện áp đấu nối của phụ tải điện;
c) Yếu tố địa lý, mùa, thời tiết;
d) Những thông tin cần thiết khác đặc trưng cho mỗi nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện.
2. Quá trình phân loại phụ tải điện phi dân dụng bao gồm:
a) Phân loại phụ tải điện theo các phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện;
b) Phân loại phụ tải điện trong phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện theo cấp điện áp đấu nối, khu vực địa lý, mùa vụ và các yếu tố đặc trưng khác (nếu có);
c) Danh sách thành phần phụ tải điện được thực hiện theo quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này;
d) Danh sách nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện phục vụ công tác nghiên cứu phụ tải điện do Tập đoàn Điện lực Việt Nam lựa chọn trên cơ sở hiện trạng của hệ thống điện, hệ thống cơ sở hạ tầng, cơ cấu phụ tải điện và hướng dẫn tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Lập Danh sách các phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện phi dân dụng theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 Điều này.
Điều 7.3.TT.28.8. Xác định biến mục tiêu phục vụ tính toán chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng
(Điều 8 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Biến mục tiêu là tham số thể hiện đặc tính tiêu thụ điện của mỗi phân nhóm phụ tải điện và nhóm phụ tải điện phi dân dụng được sử dụng trong tính toán độ lệch chuẩn và số lượng mẫu phụ tải điện phi dân dụng tối thiểu.
2. Biến mục tiêu được lựa chọn trên cơ sở một trong các thông số sau:
a) Công suất phụ tải điện tại thời điểm công suất cực đại trong năm của hệ thống điện;
b) Công suất phụ tải điện tại thời điểm cao điểm sáng hoặc cao điểm tối của các ngày có công suất cực đại trong năm của hệ thống điện;
c) Điện năng thương phẩm theo thời gian (TOU);
d) Điện năng thương phẩm của cả năm của phụ tải điện phi dân dụng.
Điều 7.3.TT.28.9. Phân tích, tách dải phụ tải điện theo biến mục tiêu
(Điều 9 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Việc phân tích, tách dải phụ tải điện theo biến mục tiêu cho từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện phi dân dụng thực hiện như sau:
1. Xác định số lượng và đánh giá tỷ trọng, quy mô công suất hoặc điện năng tiêu thụ đối với từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện phi dân dụng.
2. Sử dụng phương pháp Dalenius-Hodges để xây dựng biểu đồ phân bổ phụ tải điện theo công suất hoặc điện năng tiêu thụ, xác định điểm ngắt quãng tối ưu để tách dải công suất hoặc điện năng tiêu thụ. Chi tiết phương pháp Dalenius-Hodges quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Kết quả phân tích, tách dải công suất hoặc điện năng tiêu thụ cho từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện phi dân dụng phải bao gồm:
a) Số lượng dải và số lượng phụ tải điện trong từng dải phụ tải điện;
b) Giá trị công suất hoặc điện năng tiêu thụ trung bình của từng dải phụ tải điện;
c) Độ lệch chuẩn của từng dải phụ tải điện.
Phu luc 2 kem theo Thong tu so 19_2017_TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.28.3. Giải thích từ ngữ)
Điều 7.3.TT.28.10. Tính toán số lượng mẫu phụ tải điện phi dân dụng
(Điều 10 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Việc tính toán số lượng mẫu phụ tải điện phi dân dụng cho từng dải phụ tải điện thực hiện theo các bước sau:
1. Xác định tiêu chí chọn mẫu phụ tải điện tham gia nghiên cứu phụ tải điện.
2. Loại bỏ các dải phụ tải điện có tổng công suất hoặc điện năng tiêu thụ nhỏ hơn 1% so với tổng công suất hoặc điện năng tiêu thụ của một phân nhóm phụ tải điện hoặc nhóm phụ tải điện.
3. Lựa chọn một trong các phương pháp tính toán số lượng mẫu phụ tải điện cho các dải phụ tải điện còn lại. Các phương pháp tính toán bao gồm:
a) Phương pháp hàm phân bố chuẩn;
b) Phương pháp trung bình đơn vị (MPU - Mean Per Unit);
c) Phương pháp tỷ lệ phân ly (SR - Seperate Ratio);
d) Phương pháp tỷ lệ kết hợp (CR - Combined Ratio).
Chi tiết các phương pháp tính toán số lượng mẫu phụ tải điện tương ứng với các dải phụ tải điện quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
4. Xác định giá trị độ tin cậy và sai số biên phục vụ tính toán số lượng mẫu phụ tải điện.
5. Tính toán số lượng mẫu phụ tải điện của từng dải phụ tải điện.
6. Tổng hợp, lập bảng thống kê số lượng mẫu phụ tải điện trong từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.11. Trách nhiệm của các đơn vị trong chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng
(Điều 11 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Định kỳ hàng năm, rà soát, hoàn thiện tiêu chí lựa chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng áp dụng chung cho các Đơn vị phân phối điện và báo cáo Cục Điều tiết diện lực;
b) Xác định đặc tính kỹ thuật của hệ thống thiết bị thu thập số liệu đo đếm và quản lý, giám sát việc đầu tư, lắp đặt thiết bị cho mẫu phụ tải điện phi dân dụng để thực hiện nghiên cứu phụ tải điện trong phạm vi toàn quốc;
c) Ban hành danh sách nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện theo quy định tại Điểm d Khoản 2 Điều 7 Thông tư này để các Đơn vị phân phối điện áp dụng thực hiện thống nhất trong phạm vi toàn quốc.
2. Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm:
a) Trên cơ sở tiêu chí lựa chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng, danh sách nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện được quy định tại Khoản 1 Điều này, thực hiện tính toán, lựa chọn và quản lý số lượng mẫu phụ tải điện phi dân dụng trong phạm vi quản lý;
b) Phân bổ số lượng mẫu phụ tải điện phi dân dụng cho các Công ty Điện lực tỉnh (nếu có) trong phạm vi quản lý;
c) Lập Danh sách mẫu phụ tải điện phi dân dụng trong phạm vi quản lý, bao gồm các thông tin: Tên phụ tải điện, địa chỉ, cấp điện áp, dải phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện;
d) Lập Danh sách mẫu phụ tải điện phi dân dụng dự phòng trong trường hợp cần thay thế;
đ) Thực hiện đầu tư, lắp đặt thiết bị thu thập số liệu đo đếm điện năng của mẫu phụ tải điện phi dân dụng để thực hiện nghiên cứu phụ tải điện trong phạm vi quản lý.
3. Công ty Điện lực tỉnh có trách nhiệm:
a) Lập Danh sách mẫu phụ tải điện phi dân dụng trong phạm vi quản lý theo số lượng mẫu do Tổng công ty Điện lực phân bổ, bao gồm các thông tin: Tên phụ tải điện, địa chỉ, cấp điện áp, dải phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phân phụ tải điện;
b) Lập Danh sách mẫu phụ tải điện phi dân dụng dự phòng trong trường hợp cần thay thế;
c) Thực hiện đầu tư, lắp đặt thiết bị thu thập số liệu đo đếm điện năng của mẫu phụ tải điện phi dân dụng để thực hiện nghiên cứu phụ tải điện trong phạm vi quản lý.
Điều 7.3.TT.28.12. Tính toán, lựa chọn mẫu phụ tải điện dân dụng
(Điều 12 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Các yếu tố cần xem xét khi tính toán và phân loại nhóm phụ tải điện dân dụng bao gồm:
a) Yếu tố địa lý (vùng, miền);
b) Phân bố theo khu vực (nông thôn, thành thị);
c) Yếu tố thời tiết (mùa);
d) Mức độ điện khí hóa và mức sử dụng điện sinh hoạt của các hộ gia đình hoặc các yếu tố đặc trưng khác trong từng nhóm phụ tải điện dân dụng.
2. Thực hiện quá trình tính toán, phân loại phụ tải điện dân dụng theo thứ tự sau:
a) Phân loại các nhóm phụ tải điện dân dụng theo khu vực nông thôn và thành thị để phân biệt mức độ điện khí hóa và mức sử dụng điện sinh hoạt theo cơ cấu biểu giá bán lẻ điện hiện hành;
b) Lựa chọn số lượng mẫu phụ tải điện dân dụng đảm bảo tính đại diện cho từng nhóm phụ tải điện dân dụng;
c) Lập Danh sách các phụ tải điện dân dụng được chọn làm mẫu bao gồm: Tên phụ tải điện, địa chỉ, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện;
d) Lập Danh sách mẫu phụ tải điện dân dụng dự phòng trong trường hợp cần thay thế.
Điều 7.3.TT.28.13. Trách nhiệm của các đơn vị trong chọn mẫu phụ tải điện dân dụng
(Điều 13 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Tính toán, thiết kế và lập Danh sách mẫu phụ tải điện dân dụng trong phạm vi quản lý theo quy định tại Điều 12 Thông tư này;
b) Thực hiện đầu tư, lắp đặt thiết bị thu thập số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện dân dụng trong phạm vi quản lý;
c) Quản lý, giám sát thiết bị thu thập số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện dân dụng;
d) Tổng hợp mẫu phụ tải điện dân dụng trong phạm vi quản lý;
đ) Báo cáo và cung cấp Danh sách mẫu phụ tải điện dân dụng trong phạm vi quản lý theo phân cấp cho Tổng công ty Điện lực hoặc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Tổng hợp mẫu phụ tải điện dân dụng trong phạm vi toàn quốc;
b) Xác định đặc tính kỹ thuật của hệ thống thiết bị để thực hiện nghiên cứu phụ tải điện và quản lý, giám sát việc đầu tư, lắp đặt thiết bị thu thập số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện dân dụng trong phạm vi toàn quốc.
Điều 7.3.TT.28.14. Thu thập số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện
(Điều 14 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thu thập hàng ngày số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện được lựa chọn theo chu kỳ đo 30 phút.
Điều 7.3.TT.28.15. Cách xác định lỗi số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện
(Điều 15 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Kiểm tra từ thời điểm bắt đầu đợt đọc số liệu đến thời điểm kết thúc đợt đọc số liệu.
2. Kiểm tra số liệu điện năng mang giá trị bằng không (“0”).
3. Kiểm tra trạng thái thông báo (phát hiện các nghi ngờ cần kiểm tra).
4. Kiểm tra, so sánh giá trị tổng điện năng theo chu kỳ đo của phụ tải điện với tổng điện năng thương phẩm đo đếm định kỳ hàng tháng.
5. Kiểm tra giá trị số liệu đo đếm công tơ so với ngưỡng tiêu thụ điện của mẫu phụ tải điện.
6. Kiểm tra và so sánh với số liệu điện năng thương phẩm tháng trước hoặc tháng cùng kỳ năm trước.
7. Kiểm tra và so sánh với số liệu phụ tải điện đỉnh tháng trước hoặc tháng cùng kỳ năm trước.
8. Kiểm tra hệ số phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.16. Hiệu chỉnh và ước lượng số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện
(Điều 16 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Hiệu chỉnh và ước lượng số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện được thực hiện khi xác định số liệu đo đếm được thu thập bị lỗi theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.
2. Trên cơ sở xác định được lỗi số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện, tùy theo dạng lỗi số liệu, sử dụng một trong các phương pháp hiệu chỉnh và ước lượng số liệu đo đếm sau:
a) Nội suy tuyến tính: Nội suy từ đường đặc tính xu thế tiêu thụ điện;
b) Ngày tương đồng: Sử dụng dữ liệu ngày tương đồng của tuần hiện tại hoặc tuần trước;
c) Tự động ước lượng: Sử dụng trong trường hợp dữ liệu bị thiếu không quá 07 ngày;
d) Kiểm tra trực quan đồ thị: Biết được dữ liệu bị sai và quyết định về dữ liệu được ước lượng;
đ) Hiệu chỉnh ước lượng số liệu thủ công: Sử dụng khi dữ liệu bị thiếu nhiều hơn 07 ngày;
e) Hiệu chỉnh ước lượng giá trị trung bình các tuần của ngày tham chiếu: Căn cứ vào dữ liệu của 04 tuần gần nhất.
3. Các số liệu đo đếm phụ tải điện mẫu sau khi được hiệu chỉnh, ước lượng phải được lưu trữ để tạo lập Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.17. Trách nhiệm của các đơn vị trong thu thập và hiệu chỉnh số liệu đo đếm
(Điều 17 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
a) Thu thập, hiệu chỉnh số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện và quản lý, lưu trữ số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện và Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện trong phạm vi quản lý;
b) Truyền số liệu đo đếm đã hiệu chỉnh của mẫu phụ tải điện về Tổng công ty Điện lực hoặc Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo phân cấp để xây dựng Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện của Tổng công ty Điện lực và quốc gia.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm quản lý, lưu trữ Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện quốc gia, đảm bảo để Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phân phối điện có quyền truy cập, sử dụng cơ sở dữ liệu này.
Điều 7.3.TT.28.18. Phương pháp xây dựng biểu đồ phụ tải điện
(Điều 18 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Xây dựng biểu đồ phụ tải điện trong nghiên cứu phụ tải điện được thực hiện bằng cách sử dụng kết hợp giữa hai phương pháp từ dưới lên (Bottom-up) và phương pháp từ trên xuống (Top-down), cụ thể như sau:
1. Phương pháp từ dưới lên là phương pháp chính để thực hiện nghiên cứu phụ tải điện: Số liệu đo đếm, tiêu thụ điện quá khứ của mẫu phụ tải điện được thu thập, tổng hợp làm số liệu đầu vào để xây dựng biểu đồ phụ tải điện cho mẫu phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và hệ thống điện.
2. Phương pháp từ trên xuống là phương pháp được sử dụng để hỗ trợ kiểm chứng, hiệu chỉnh kết quả xây dựng biểu đồ phụ tải điện của phương pháp từ dưới lên có xét đến các yếu tố về phát triển kinh tế, xã hội: Số liệu đo đếm, tiêu thụ điện quá khứ của hệ thống điện, phụ tải điện được thu thập để đối chiếu, hiệu chỉnh kết quả xây dựng biểu đồ phụ tải điện của hệ thống điện, thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện đã được thực hiện từ phương pháp nghiên cứu phụ tải điện từ dưới lên.
Điều 7.3.TT.28.19. Xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị
(Điều 19 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện được xây dựng bằng cách tính toán, tổng hợp biểu đồ phụ tải điện chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của từng mẫu phụ tải điện tương ứng.
a) Trình tự xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện thực hiện như sau: Bước 1: Xây dựng biểu đồ phụ tải điện chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của từng mẫu phụ tải điện bằng cách chia biểu đồ phụ tải điện của mẫu phụ tải điện từ số liệu đo đếm thu thập được theo tháng, năm cho điện năng thương phẩm tháng, năm của mẫu phụ tải điện đó;
b) Bước 2: Xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của từng phân nhóm phụ tải điện bằng cách trung bình cộng biểu đồ phụ tải điện chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của các mẫu phụ tải điện thuộc phân nhóm phụ tải điện đó;
c) Bước 3: Xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của từng nhóm phụ tải điện bằng cách trung bình cộng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của các phân nhóm phụ tải điện thuộc nhóm phụ tải điện đó;
d) Bước 4: Xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của từng thành phần phụ tải điện bằng cách trung bình cộng các biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của các nhóm phụ tải điện thuộc thành phần phụ tải điện đó;
đ) Bước 5: Xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia bằng cách trung bình cộng các biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) của các thành phần phụ tải điện tương ứng với phạm vi của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lưu trữ biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị tháng, năm của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia vào Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.20. Xây dựng biểu đồ phụ tải điện thực
(Điều 20 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện được xây dựng bằng cách nhân biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) với số liệu điện năng thương phẩm (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện tương ứng.
2. Biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của nhóm phụ tải điện được xây dựng bằng cộng biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của các phân nhóm phụ tải điện thuộc nhóm phụ tải điện đó.
3. Biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của thành phần phụ tải điện được xây dựng bằng cách cộng biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của các nhóm phụ tải điện thuộc thành phần phụ tải điện đó.
4. Biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia được xây dựng bằng cách cộng biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của các thành phần phụ tải điện tương ứng với phạm vi của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lưu trữ biểu đồ phụ tải điện thực (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia vào Bộ cơ sở dữ liệu nghiên cứu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.21. Xây dựng biểu đồ phụ tải điện điển hình
(Điều 21 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Biểu đồ phụ tải điện điển hình của ngày làm việc (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia được xây dựng bằng cách trung bình cộng biểu đồ phụ tải điện thực các ngày làm việc (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia.
2. Biểu đồ phụ tải điện điển hình của ngày nghỉ, ngày lễ (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia được xây dựng bằng cách trung bình cộng biểu đồ phụ tải điện thực các ngày nghỉ, ngày lễ (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.28.22. Phân tích biểu đồ phụ tải điện
(Điều 22 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Tổng hợp kết quả tính toán, xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị, biểu đồ phụ tải điện thực, biểu đồ phụ tải điện điển hình (tháng, năm) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện và của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia theo quy định tại Điều 19, Điều 20 và Điều 21 Thông tư này.
2. So sánh, đối chiếu kết quả xây dựng biểu đồ phụ tải điện của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia theo quy định tại Khoản 1 Điều này với biểu đồ phụ tải điện của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia được xây dựng theo phương pháp từ trên xuống để hiệu chỉnh kết quả xây dựng biểu đồ phụ tải điện trong nghiên cứu phụ tải điện cho phù hợp.
3. Phân tích, đánh giá tốc độ tăng trưởng điện năng thương phẩm của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia chi tiết theo phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện so với năm trước.
4. Đánh giá xu thế thay đổi biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện chiếm tỷ trọng tiêu thụ điện lớn hoặc có tốc độ tăng trưởng cao.
5. Đánh giá ảnh hưởng của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện tham gia vào công suất cực đại, cực tiểu của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia bao gồm: Tần suất xuất hiện đỉnh, sự thay đổi của công suất cực đại, tỷ trọng đóng góp vào công suất cực đại, cực tiểu. So sánh với biểu đồ phụ tải điện thực tế của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền, hệ thống điện miền.
6. Sự thay đổi của biểu đồ phụ tải điện (hệ số phụ tải điện và hệ số đồng thời) của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện theo thời gian.
7. Phân tích mối tương quan của xu thế thay đổi biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện với cơ cấu biểu giá bán điện, diễn biến về nhiệt độ, thời tiết, đặc tính vùng miền, các chỉ số về phát triển kinh tế, xã hội và các yếu tố liên quan đến hoạt động kinh doanh khác.
Điều 7.3.TT.28.23. Trách nhiệm của các đơn vị trong xây dựng, phân tích biểu đồ phụ tải điện
(Điều 23 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm xây dựng, phân tích biểu đồ phụ tải điện (tháng, năm) trong phạm vi quản lý theo quy định tại Điều 19, Điều 20, Điều 21 và Điều 22 Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng, phân tích biểu đồ phụ tải điện (tháng, năm) của hệ thống điện quốc gia và ba miền theo quy định tại Điều 19, Điều 20, Điều 21 và Điều 22 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.28.24. Phương pháp dự báo biểu đồ phụ tải điện
(Điều 24 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
Sử dụng kết hợp hai phương pháp từ trên xuống và từ dưới lên để dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện, cụ thể như sau:
1. Phương pháp từ trên xuống được sử dụng để dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện (tháng, năm) của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và Đơn vị phân phối điện, cụ thể:
a) Sử dụng chuỗi số liệu biểu đồ phụ tải điện quá khứ để dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện;
b) Hiệu chỉnh kết quả dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện phù hợp khi xét đến sự ảnh hưởng của các yếu tố thời tiết, tốc độ tăng trưởng kinh tế, dân số và hệ số đàn hồi.
2. Phương pháp từ dưới lên được sử dụng để dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia, cụ thể:
a) Dự báo tăng trưởng điện thương phẩm của từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện (tháng, năm) có xét đến sự ảnh hưởng của các yếu tố sau: Sự xuất hiện phụ tải điện mới, sự phát triển và tích hợp các dạng nguồn điện năng lượng tái tạo phân tán trong các khách hàng sử dụng điện, tốc độ tăng trưởng phụ tải điện, tình hình phát triển kinh tế - xã hội, tình hình sản xuất, tốc độ hiện đại hóa công nghệ các thiết bị sử dụng điện, các giải pháp, chương trình về tiết kiệm điện năng và quản lý nhu cầu điện được áp dụng;
b) Trên cơ sở kết quả xây dựng biểu đồ phụ tải điện trung bình chuẩn hóa đơn vị (tháng, năm) và dự báo tăng trưởng điện thương phẩm (tháng, năm) để dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện (tháng, năm) của từng phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện của Đơn vị phân phối điện, hệ thống điện miền và hệ thống điện quốc gia.
3. So sánh kết quả dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện của hai phương pháp nêu trên theo phạm vi tương ứng để phân tích và xác định kết quả dự báo xu hướng biểu đồ phụ tải điện (tháng, năm) phù hợp.
Điều 7.3.TT.28.25. Nội dung dự báo biểu đồ phụ tải điện
(Điều 25 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Phân tích, đánh giá xu hướng tăng trưởng phụ tải điện của Đơn vị phân phối điện và toàn hệ thống điện quốc gia chi tiết theo phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện so với năm trước.
2. Đánh giá xu thế thay đổi của biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện chiếm tỷ trọng tiêu thụ điện lớn hoặc có tốc độ tăng trưởng cao.
3. Phân tích sự thay đổi của biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện theo thời gian.
4. Phân tích mối tương quan của xu thế thay đổi biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện với cơ cấu biểu giá bán điện, diễn biến về nhiệt độ, các chỉ số về phát triển kinh tế, xã hội và các yếu tố liên quan đến hoạt động kinh doanh khác.
Điều 7.3.TT.28.26. Trách nhiệm của các đơn vị trong dự báo biểu đồ phụ tải điện
(Điều 26 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm dự báo biểu đồ phụ tải điện (tháng, năm) của hệ thống điện trong phạm vi quản lý để phục vụ dự báo phụ tải điện, lập kế hoạch vận hành hệ thống điện phân phối, xây dựng biểu giá điện và thực hiện các chương trình quản lý nhu cầu điện.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm dự báo biểu đồ phụ tải điện năm của hệ thống điện miền, hệ thống điện quốc gia để phục vụ xây dựng biểu giá điện và thực hiện các chương trình quản lý nhu cầu điện.
Điều 7.3.TT.28.27. Báo cáo kết quả đánh giá mẫu phụ tải điện
(Điều 27 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 30 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
Trước ngày 01 tháng 02 hằng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực gửi qua dịch vụ bưu chính hoặc hệ thống thư điện tử về kết quả đánh giá mẫu phụ tải điện phục vụ nghiên cứu phụ tải điện năm trước và điều chỉnh cho năm hiện tại, bao gồm các nội dung:
1. Rà soát, hoàn thiện tiêu chí lựa chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng.
2. Công tác tính toán, thiết kế và lựa chọn mẫu phụ tải điện.
3. Đánh giá sự thay đổi (nếu có) về số lượng mẫu phụ tải điện so với năm trước của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện và thành phần phụ tải điện.
4. Đánh giá Danh sách mẫu phụ tải điện phi dân dụng do các Đơn vị phân phối điện lập so với tiêu chí lựa chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng.
5. Danh sách nhóm phụ tải điện và phân nhóm phụ tải điện thực hiện nghiên cứu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.28. Báo cáo kết quả phân tích biểu đồ phụ tải điện
(Điều 28 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017, có nội dung được bổ sung bởi Điều 30 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm:
1. Định kỳ trước ngày 01 tháng 02 hàng năm, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả phân tích biểu đồ phụ tải điện năm trước liền kề với các nội dung chính sau:
a) Đánh giá kết quả thu thập, hiệu chỉnh số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện trong phạm vi quản lý và toàn quốc;
b) Kết quả xây dựng và phân tích biểu đồ phụ tải điện của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện, hệ thống điện thuộc phạm vi quản lý, hệ thống điện ba miền và quốc gia với các nội dung quy định tại Điều 22 Thông tư này.
2. Định kỳ trước ngày 15 tháng 7 hàng năm, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả phân tích biểu đồ phụ tải điện 06 tháng đầu năm với các nội dung chính sau:
a) Đánh giá kết quả thu thập, hiệu chỉnh số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện trong phạm vi quản lý và toàn quốc;
b) Kết quả xây dựng và phân tích biểu đồ phụ tải điện từng tháng và tổng hợp phân tích biểu đồ phụ tải điện 06 tháng đầu năm của phân nhóm phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, thành phần phụ tải điện, hệ thống điện thuộc phạm vi quản lý, hệ thống điện ba miền và quốc gia với các nội dung quy định tại Điều 22 Thông tư này.
3. Báo cáo kết quả phân tích biểu đồ phụ tải điện phải được lập thành văn bản và gửi Bộ Công Thương (Cục Điều tiết điện lực) qua dịch vụ bưu chính hoặc hệ thống thư điện tử.
Điều 7.3.TT.28.29. Báo cáo kết quả dự báo biểu đồ phụ tải điện
(Điều 29 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 30 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
Trước ngày 01 tháng 9 hằng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo bằng văn bản gửi qua dịch vụ bưu chính hoặc hệ thống thư điện tử đến Cục Điều tiết điện lực về kết quả dự báo biểu đồ phụ tải điện thuộc phạm vi quản lý, hệ thống điện ba miền và quốc gia với các nội dung quy định tại Điều 25 Thông tư này.
NỘI DUNG, TRÌNH TỰ THỰC HIỆN CÁC CHƯƠNG TRÌNH ĐIỀU CHỈNH PHỤ TẢI ĐIỆN
Điều 7.3.TT.29.4. Nguyên tắc thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 4 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Chương trình điều chỉnh phụ tải điện được thực hiện dựa trên các nguyên tắc sau đây:
1. Cân bằng cung cầu trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn điện.
2. Giảm tình trạng quá tải hoặc vượt giới hạn truyền tải, loại trừ nguy cơ quá tải lưới điện (trừ trường hợp sa thải phụ tải khẩn cấp).
3. Nâng cao hiệu quả kinh tế của hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.29.5. Đánh giá nhu cầu thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 5 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện cho hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền, hệ thống điện thuộc phạm vi quản lý với các nội dung chính sau:
Điều 7.3.TT.29.6. Phân tích, đánh giá biểu đồ phụ tải hệ thống điện
(Điều 6 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Thực hiện xây dựng, phân tích và đánh giá biểu đồ phụ tải hệ thống điện các năm trước liền kề (tối thiểu là 03 năm) để xác định những thông tin, đặc điểm về phụ tải điện, cụ thể như sau:
4. Đánh giá nhu cầu phụ tải điện cần tiết giảm trong các chương trình điều chỉnh phụ tải điện để cải thiện hệ số phụ tải điện của hệ thống điện, giảm áp lực đầu tư mới hoặc cải tạo hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.29.7. Nghiên cứu phụ tải điện
(Điều 7 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Thực hiện nghiên cứu phụ tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp và trình tự nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành để sử dụng đánh giá tiềm năng thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện, bao gồm các nội dung sau:
a) Xây dựng biểu đồ phụ tải điện của từng thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện;
b) Phân tích biểu đồ phụ tải điện của từng thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện và đánh giá các nội dung sau:
- Đánh giá tỷ trọng đóng góp của từng thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện trong thời gian cao điểm của hệ thống điện. Xác định các thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện có đóng góp lớn vào công suất cực đại trong thời gian cao điểm của hệ thống điện;
- Đánh giá xu thế thay đổi biểu đồ phụ tải điện của các thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện có đóng góp tỷ trọng lớn trong thời gian cao điểm của hệ thống điện;
- Đánh giá tốc độ tăng trưởng của các thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện.
2. Xác định thành phần phụ tải điện, nhóm phụ tải điện, phân nhóm phụ tải điện có tiềm năng tham gia các chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo kết quả nghiên cứu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.29.8. Phân tích, đánh giá hiện trạng hệ thống điện, kế hoạch đầu tư nguồn điện, lưới điện và đánh giá an ninh hệ thống điện
(Điều 8 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
a) Nhu cầu thực hiện điều chỉnh phụ tải điện khi hệ thống điện quốc gia hoặc hệ thống điện miền thiếu nguồn điện đáp ứng nhu cầu phụ tải điện, bao gồm:
- Khu vực lưới điện có thể xảy ra thiếu nguồn điện;
- Thời điểm, khoảng thời gian có thể xảy ra thiếu nguồn điện;
- Mức công suất, điện năng cần tiết giảm để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
b) Nhu cầu thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện do quá tải lưới điện hoặc vượt giới hạn truyền tải, bao gồm:
- Khu vực lưới điện (trạm biến áp, đường dây) có khả năng quá tải hoặc vượt giới hạn truyền tải;
- Thời điểm, khoảng thời gian có thể xảy ra quá tải hoặc vượt giới hạn truyền tải;
- Tỷ lệ quá tải, mức công suất, điện năng cần tiết giảm để giảm tình trạng lưới điện quá tải hoặc vượt giới hạn truyền tải.
c) Nhu cầu thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện để tối thiểu hóa chi phí mua điện toàn hệ thống hoặc cải thiện hệ số phụ tải điện của hệ thống điện, bao gồm:
- Khu vực lưới điện có thể thực hiện điều chỉnh phụ tải điện;
- Thời điểm, khoảng thời gian cần phải thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện;
- Mức công suất, điện năng cần tiết giảm để nâng cao hiệu quả kinh tế hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.29.9. Xác định nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 9 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Tổng hợp, đánh giá và xác định nhu cầu thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện trên cơ sở kết quả thực hiện quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này, bao gồm các nội dung sau:
1. Tổng công suất, điện năng cần tiết giảm từ các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
2. Khu vực lưới điện (trạm biến áp, đường dây) có thể thực hiện điều chỉnh phụ tải điện.
3. Dự kiến thời điểm, khoảng thời gian thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện.
4. Đối tượng khách hàng sử dụng điện có tiềm năng tham gia các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
5. Lý do thực hiện điều chỉnh phụ tải điện theo các trường hợp quy định tại Khoản 4 Điều 8 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.29.10. Trách nhiệm của các đơn vị trong việc đánh giá nhu cầu thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 10 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
a) Chỉ đạo Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, Đơn vị phân phối điện đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo quy định tại Thông tư này;
b) Thông qua kết quả đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới do Đơn vị Điều độ hệ thống điện quốc gia lập và trình theo quy định tại Khoản 2 Điều này;
c) Báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia năm tới trong kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới được lập theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trách nhiệm của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia
a) Đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện miền cho năm tới, tháng tới và tuần tới. Nội dung đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện trong hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện miền là một phần của kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới được lập theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;
b) Thông báo cho các Đơn vị phân phối điện và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam kết quả đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện miền trong kế hoạch vận hành hoặc phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới, tháng tới và tuần tới theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện
Đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện trong phạm vi quản lý trên cơ sở kết quả đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia cung cấp và đặc thù hệ thống điện trong phạm vi quản lý. Nội dung đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện là một phần của kế hoạch vận hành hoặc phương thức vận hành hệ thống điện phân phối theo Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
4. Trách nhiệm của Đơn vị cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
Đơn vị cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị phân phối điện trong quá trình đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.29.11. Quy định chung về kế hoạch thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 11 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
a) Tổng công ty Điện lực hoàn thành xây dựng, tổng hợp kế hoạch thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện cho năm tới của toàn Tổng công ty và các Công ty Điện lực tỉnh để báo cáo Cục Điều tiết điện lực;
b) Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, các Công ty Điện lực tỉnh hoàn thành kế hoạch thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện cho năm tới của đơn vị để báo cáo Sở Công Thương địa phương.
Điều 7.3.TT.29.12. Nội dung kế hoạch thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 12 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
a) Khu vực lưới điện, trạm biến áp, đường dây dự kiến thực hiện điều chỉnh phụ tải điện;
b) Mức công suất, điện năng tiết giảm; thời điểm, khoảng thời gian dự kiến thực hiện và tổng số sự kiện điều chỉnh phụ tải điện dự kiến thực hiện;
c) Lý do thực hiện điều chỉnh phụ tải điện theo các trường hợp quy định tại Khoản 4 Điều 8 Thông tư này.
a) Phân tích, lựa chọn chương trình điều chỉnh phụ tải điện phù hợp với mục tiêu điều chỉnh phụ tải điện, đối tượng khách hàng tham gia, hiện trạng lưới điện;
b) Nội dung của từng chương trình điều chỉnh phụ tải điện dự kiến thực hiện, bao gồm:
- Tên và nội dung của chương trình;
- Đối tượng và số lượng khách hàng dự kiến tham gia chương trình;
- Công suất, điện năng dự kiến tiết giảm;
- Thời điểm và khoảng thời gian dự kiến thực hiện;
- Tổng số sự kiện điều chỉnh phụ tải điện dự kiến thực hiện;
- Các cơ chế khuyến khích của chương trình do cơ quan có thẩm quyền ban hành (nếu có).
Điều 7.3.TT.29.13. Các chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 13 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Các chương trình điều chỉnh phụ tải điện được phân loại căn cứ theo cơ chế khuyến khích của chương trình, bao gồm:
1. Chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo cơ chế khuyến khích tài chính trực tiếp
a) Chương trình tiết giảm phụ tải điện;
b) Chương trình tiết giảm phụ tải điện khẩn cấp.
Nội dung chi tiết của các chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo cơ chế khuyến khích tài chính trực tiếp được quy định tại Phụ lục 1A ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Chương trình điều chỉnh phụ tải điện thông qua cơ chế giá điện
a) Chương trình biểu giá điện hai thành phần;
b) Chương trình biểu giá điện cực đại thời gian thực.
Nội dung chi tiết của các chương trình điều chỉnh phụ tải điện thông qua cơ chế giá điện được quy định tại Phụ lục 1B ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Chương trình điều chỉnh phụ tải điện thông qua ưu đãi phi thương mại.
Nội dung chi tiết của các chương trình điều chỉnh phụ tải điện thông qua ưu đãi phi thương mại được quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theo Thông tư này.
4. Chương trình điều chỉnh phụ tải điện tự nguyện.
Nội dung chi tiết của các chương trình điều chỉnh phụ tải điện tự nguyện được quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theo Thông tư này.
5. Ngoài các chương trình điều chỉnh phụ tải điện quy định tại Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có thể nghiên cứu, đề xuất chương trình điều chỉnh phụ tải điện khác trình Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
Phu luc 1Akem theo Thong tu so 23_2017_TT-BCT.doc
Phu luc 1B kem theo Thong tu so 23_2017_TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.29.14. Khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 14 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Căn cứ nội dung từng chương trình điều chỉnh phụ tải điện, điều kiện cơ sở hạ tầng và hoạt động sản xuất kinh doanh của khách hàng, khách hàng quyết định lựa chọn và đăng ký tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
2. Khi tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện, khách hàng có trách nhiệm:
a) Phối hợp, cung cấp đầy đủ thông tin cho Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện để đánh giá tiềm năng điều chỉnh phụ tải điện của khách hàng;
b) Đàm phán, ký kết Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện với Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
c) Thực hiện điều chỉnh phụ tải điện theo nội dung trong Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện đã ký kết.
Điều 7.3.TT.29.15. Đơn vị cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 15 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
Đơn vị cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện có các quyền và trách nhiệm sau đây:
1. Đại diện cho một hoặc nhóm khách hàng đàm phán và ký kết hợp đồng với đơn vị bán điện để đáp ứng nhu cầu thực hiện điều chỉnh phụ tải điện ở quy mô lớn.
2. Thay mặt khách hàng do mình đại diện thực hiện các nghĩa vụ của khách hàng trong các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
3. Được hưởng lợi ích từ việc thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo thỏa thuận với khách hàng.
4. Thực hiện các quyền và nghĩa vụ được quy định trong Hợp đồng cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.29.16. Khuyến khích thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 16 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Khách hàng tham gia thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện được hưởng một trong các ưu đãi sau:
a) Khoản tiền khuyến khích trên cơ sở sản lượng điện năng hoặc công suất tiết giảm của khách hàng sau khi thực hiện các sự kiện điều chỉnh phụ tải điện;
b) Khuyến khích thông qua cơ chế giá điện;
c) Ưu tiên nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng phù hợp với điều kiện thực tế của hệ thống điện.
2. Khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện được hưởng các ưu đãi cụ thể đối với chương trình điều chỉnh phụ tải điện mà khách hàng đăng ký tham gia, thực hiện và được xác định cụ thể trong Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
3. Cơ chế khuyến khích tại Điểm a, Điểm b Khoản 1 Điều này được thực hiện theo quy định của cơ quan có thẩm quyền.
Điều 7.3.TT.29.17. Trình tự thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 17 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo cơ chế khuyến khích tài chính trực tiếp được thực hiện theo các bước chính sau:
a) Khách hàng đăng ký, ký hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
b) Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện xây dựng phương án, tính toán đường phụ tải cơ sở cho khách hàng tham gia chương trình và phối hợp với khách hàng thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện;
c) Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện tính toán sản lượng điện năng tiết giảm và khoản tiền khuyến khích cho khách hàng trong sự kiện điều chỉnh phụ tải điện.
2. Chương trình điều chỉnh phụ tải điện thông qua cơ chế giá điện và cơ chế khuyến khích ưu tiên nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng được thực hiện theo các bước chính sau:
a) Khách hàng đăng ký tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
b) Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện phối hợp với khách hàng thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.29.18. Đăng ký tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 18 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Khách hàng đăng ký tham gia chương trình cho Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
2. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm thực hiện đánh giá sơ bộ thông tin của khách hàng đăng ký tham gia, quyết định tiếp nhận hoặc tư vấn thêm cho khách hàng về khả năng tham gia chương trình.
3. Trường hợp khách hàng được đánh giá có tiềm năng tham gia chương trình thông qua bước đánh giá sơ bộ, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm phối hợp với khách hàng để thực hiện khảo sát, đánh giá thực tế tại cơ sở sản xuất kinh doanh của khách hàng.
4. Kết thúc khảo sát, đánh giá thực tế tại cơ sở sản xuất kinh doanh của khách hàng, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện và khách hàng thống nhất, ký kết Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện. Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện áp dụng cơ chế khuyến khích tài chính được thực hiện theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 Thông tư này.
5. Sau khi khách hàng và Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện ký Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm cập nhật đầy đủ thông tin của khách hàng vào Hệ thống quản lý chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
Phu luc 2 kem theo Thong tu so 23_2017_TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.29.19. Xây dựng phương án và thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 19 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Trên cơ sở kế hoạch thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo quy định tại Mục 2 Chương II Thông tư này, cập nhật phương thức vận hành hệ thống điện và yêu cầu cụ thể của Đơn vị điều độ hệ thống điện, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm xây dựng phương án và kiểm tra, đánh giá khả năng thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện căn cứ vào các nội dung sau:
a) Dữ liệu lưu trữ trên Hệ thống quản lý chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
b) Các thoả thuận cụ thể trong Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện đã ký kết.
2. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện quyết định việc thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện và tính toán đường phụ tải cơ sở của các khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo quy định tại Điều 20 Thông tư này.
3. Trước thời điểm dự kiến diễn ra sự kiện điều chỉnh phụ tải điện, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm gửi thông báo sự kiện và đường phụ tải cơ sở của sự kiện điều chỉnh phụ tải điện đã được tính toán (nếu có) cho khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện. Hình thức và nội dung thông báo được quy định trong Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện đã ký kết với khách hàng.
4. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm thông báo thời điểm bắt đầu và kết thúc sự kiện điều chỉnh phụ tải điện cho khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
5. Sau khi kết thúc sự kiện điều chỉnh phụ tải điện, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm tính toán công suất, sản lượng điện năng tiết giảm và khoản tiền khuyến khích cho khách hàng (nếu có).
Điều 7.3.TT.29.20. Tính toán đường phụ tải cơ sở cho khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 20 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm tính toán đường phụ tải cơ sở của sự kiện điều chỉnh phụ tải điện theo phương pháp quy định tại Quy trình tính toán và thông báo đường phụ tải cơ sở cho khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm cập nhật hàng ngày dữ liệu đo đếm từ công tơ điện tử của khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện theo chu kỳ 30 phút/lần và lưu trữ trên hệ thống cơ sở dữ liệu và Hệ thống quản lý chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
3. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm kiểm tra đồng bộ thời gian công tơ điện tử của khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện với hệ thống thu thập, lưu trữ số liệu đo đếm.
4. Sau khi hoàn thành tính toán đường phụ tải cơ sở của khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm gửi thông báo kết quả tính toán đường phụ tải cơ sở cho khách hàng tham gia theo thoả thuận trong Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.29.21. Tính toán sản lượng điện năng tiết giảm và khoản tiền khuyến khích cho khách hàng trong sự kiện điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 21 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm thu thập, kiểm tra, tổng hợp và lưu trữ dữ liệu trên Hệ thống quản lý chương trình điều chỉnh phụ tải điện để tính toán công suất, sản lượng điện năng tiết giảm của khách hàng tham gia trong mỗi sự kiện điều chỉnh phụ tải điện.
2. Sau khi kiểm tra dữ liệu đầy đủ, Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện thực hiện tính toán công suất, sản lượng điện năng tiết giảm và khoản tiền khuyến khích (nếu có) cho khách hàng tham gia theo phương án đã được thống nhất trong Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
3. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm thông báo kết quả tính toán công suất, sản lượng điện năng tiết giảm và khoản tiền khuyến khích (nếu có) cho khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
4. Khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm kiểm tra và xác nhận lại kết quả tính toán làm cơ sở để Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện thanh toán khoản tiền khuyến khích (nếu có).
Điều 7.3.TT.29.22. Giám sát và đánh giá thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 22 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức giám sát và đánh giá việc thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
2. Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện có trách nhiệm lưu trữ các thông tin, dữ liệu phục vụ công tác giám sát và đánh giá thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện, bao gồm các nội dung chính sau:
a) Hồ sơ đăng ký tham gia chương trình phụ tải điện của khách hàng;
b) Hợp đồng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện giữa Đơn vị thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện và khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
c) Hợp đồng cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện giữa Đơn vị phân phối điện và Đơn vị cung cấp dịch vụ điều chỉnh phụ tải điện;
d) Các thông báo cho khách hàng về đường phụ tải cơ sở, về việc thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện;
đ) Các số liệu đo đếm để tính toán công suất, sản lượng điện năng tiết giảm của khách hàng tham gia trong mỗi sự kiện điều chỉnh phụ tải điện;
e) Số liệu thống kê của hệ thống điện thuộc phạm vi quản lý tại các thời điểm trước, trong và sau khi diễn ra sự kiện điều chỉnh phụ tải điện như công suất, điện năng, hệ số phụ tải điện, mức độ mang tải của lưới điện;
g) Kết quả tính toán và thực hiện thanh toán khoản tiền khuyến khích cho khách hàng.
Điều 7.3.TT.29.23. Báo cáo kết quả thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện
(Điều 23 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018, có nội dung được bổ sung bởi Điều 31 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
1. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Tổng công ty Điện lực báo cáo Cục Điều tiết điện lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và thông báo cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia kết quả thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện của năm trước, bao gồm các nội dung sau:
a) Chi tiết các chương trình điều chỉnh phụ tải điện đã thực hiện: Mục tiêu, nội dung, phạm vi của chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
b) Chi tiết về biểu giá, khoản tiền khuyến khích hoặc các cơ chế khuyến khích khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
c) Thống kê, tổng hợp kết quả các sự kiện điều chỉnh phụ tải điện đã thực hiện trong năm trước liền kề;
d) Tổng hợp các khoản tiền khuyến khích thực tế thực hiện từng chương trình điều chỉnh phụ tải điện trong năm;
đ) Đánh giá so sánh giữa mục tiêu và kết quả thực hiện; hiệu quả của các chương trình điều chỉnh phụ tải điện; tỷ lệ (%) công suất tiết giảm được trong các sự kiện điều chỉnh phụ tải điện với công suất của hệ thống điện khi không thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.
2. Trước ngày 10 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh, các Công ty Điện lực tỉnh có trách nhiệm bổ sung kết quả thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện vào báo cáo vận hành hệ thống điện của tháng trước liền kề và báo cáo Sở Công Thương tại địa phương, bao gồm các nội dung sau:
a) Thống kê, tổng hợp kết quả các sự kiện điều chỉnh phụ tải điện đã thực hiện trong tháng trước liền kề;
b) Tổng hợp các khoản tiền khuyến khích thực tế thực hiện từng chương trình điều chỉnh phụ tải điện của tháng trước liền kề.
3. Trước ngày 15 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm bổ sung kết quả thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện vào báo cáo vận hành hệ thống điện của tháng trước liền kề và báo cáo Cục Điều tiết điện lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và thông báo cho Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, bao gồm các nội dung sau:
a) Thống kê, tổng hợp kết quả các sự kiện điều chỉnh phụ tải điện đã thực hiện trong tháng trước liền kề;
b) Tổng hợp các khoản tiền khuyến khích thực tế thực hiện từng chương trình điều chỉnh phụ tải điện của tháng trước liền kề.
4. Báo cáo kết quả thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện và vận hành hệ thông điện được gửi qua dịch vụ bưu chính hoặc hệ thống thư điện tử.
KHỞI ĐỘNG ĐEN VÀ KHÔI PHỤC HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
Điều 7.3.TT.30.4. Lựa chọn nhà máy điện khởi động đen
(Điều 4 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Nhà máy điện khởi động đen trong hệ thống điện quốc gia phải có đủ các tiêu chí sau:
Đấu nối trực tiếp với hệ thống điện có cấp điện áp từ 220 kV trở lên đối với nhà máy điện khởi động đen chính; điện áp từ 110 kV trở lên đối với nhà máy điện khởi động đen dự phòng.
Được trang bị hệ thống tự động điều chỉnh tần số và có khả năng duy trì tần số trong khoảng giới hạn cho phép theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Được trang bị hệ thống tự động điều chỉnh điện áp và có khả năng duy trì điện áp trong khoảng giới hạn cho phép theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Có thời gian khởi động đen tổ máy phát điện không quá 10 phút đối với nhà máy điện khởi động đen chính, không quá 20 phút đối với nhà máy điện khởi động đen dự phòng.
Điều 7.3.TT.30.5. Xác định vị trí nhà máy điện khởi động đen
(Điều 5 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Tại các vị trí quan trọng trong hệ thống điện quốc gia có ít nhất một nhà máy điện có khả năng khởi động đen. Yêu cầu về trang bị khả năng khởi động đen của nhà máy điện phải được ghi rõ trong Thỏa thuận đấu nối, trong Hợp đồng mua bán điện hoặc Hợp đồng cung cấp dịch vụ khởi động đen.
Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm:
Xác định các vị trí quan trọng trong hệ thống điện quốc gia phải xây dựng các nhà máy điện có khả năng khởi động đen;
Căn cứ quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được phê duyệt, đề xuất danh sách các nhà máy điện cần trang bị khả năng khởi động đen trong từng giai đoạn;
Phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phát điện trong quá trình thỏa thuận đấu nối để xác định các yêu cầu cụ thể về khởi động đen đối với từng nhà máy điện.
Bộ Công Thương công bố danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen.
Điều 7.3.TT.30.6. Nguyên tắc xử lý sự cố rã lưới và khôi phục hệ thống điện
(Điều 6 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Việc xử lý sự cố rã lưới và khôi phục hệ thống điện phải bảo đảm các nguyên tắc sau:
Áp dụng các biện pháp phù hợp để khôi phục hệ thống điện trong thời gian ngắn nhất.
Điều khiển tần số và điện áp trong khoảng giới hạn cho phép trong quá trình khôi phục hệ thống điện, đảm bảo điều kiện hoà điện hoặc khép mạch vòng theo Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, tránh rã lưới trở lại hoặc gây hư hỏng thiết bị điện trong quá trình khôi phục hệ thống điện.
Nhanh chóng khôi phục việc cung cấp điện cho hệ thống tự dùng của các nhà máy điện, trạm điện bị mất điện và khách hàng sử dụng điện. Việc khôi phục cấp điện cho khách hàng sử dụng điện phải căn cứ theo thứ tự ưu tiên đã được Uỷ ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương xác định.
Trong quá trình xử lý sự cố rã lưới và khôi phục hệ thống điện, Nhân viên vận hành phải tuân thủ các quy định tại Thông tư này, các quy chuẩn kỹ thuật, Tiêu chuẩn Việt Nam, quy trình, quy định chuyên ngành, quy định khác của pháp luật có pên quan và tiêu chuẩn an toàn của thiết bị điện do nhà chế tạo quy định.
Điều 7.3.TT.30.7. Nguyên tắc thực hiện khởi động đen và khôi phục hệ thống điện
(Điều 7 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Khởi động tổ máy phát điện của nhà máy điện khởi động đen trong hệ thống điện để cung cấp điện cho tự dùng của nhà máy điện.
Khôi phục trạm điện của nhà máy điện khởi động đen chính hoặc nhà máy điện khởi động đen dự phòng. Trong trường hợp hệ thống điện không có nhà máy điện khởi động đen hoặc nhà máy điện tách lưới phát độc lập thì khôi phục trạm điện bằng đường dây pên kết từ hệ thống điện khác.
Lần lượt đóng điện các đường dây pên kết trạm điện đã có điện với các nhà máy điện, trạm điện lân cận. Khôi phục các trạm điện, hoà điện các tổ máy phát điện của nhà máy điện, hoà điện các nhà máy điện tách lưới giữ tự dùng, nhà máy điện tách lưới phát độc lập với hệ thống điện. Trong quá trình khôi phục trạm điện, phụ tải của trạm điện được khôi phục theo yêu cầu về điều chỉnh điện áp và tần số.
Đóng điện đường dây pên kết và hoà điện với hệ thống điện khác, khôi phục chế độ vận hành bình thường của hệ thống điện quốc gia.
Khôi phục phụ tải theo khả năng đáp ứng của hệ thống điện quốc gia và thứ tự ưu tiên theo danh sách khách hàng sử dụng điện quan trọng thuộc diện ưu tiên cấp điện đã được Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương phê duyệt đến khách hàng sử dụng điện khác.
Điều 7.3.TT.30.8. Chi phí đầu tư, duy trì hệ thống khởi động đen
(Điều 8 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chi phí duy trì hệ thống khởi động đen sẵn sàng là chi phí hợp lý, hợp lệ của nhà máy điện xác định theo các nguyên tắc sau:
a) Đối với nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh: Là một phần trong tổng chi phí hàng năm do Tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng, trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt trong giai đoạn vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và được tính trong giá điện của nhà máy khi thị trường bán buôn điện cạnh tranh vận hành chính thức;
b) Đối với nhà máy điện đã cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh hoặc dự phòng vận hành phải phát vì an ninh hệ thống điện: Được tính toán trong giá dịch vụ phụ trợ hàng năm của nhà máy điện;
c) Đối với nhà máy điện đã có giá hợp đồng mua bán điện: Đơn vị phát điện tính toán chi phí hàng năm phục vụ duy trì, bảo dưỡng sẵn sàng hệ thống thiết bị khởi động đen, thỏa thuận ký hợp đồng cung cấp dịch vụ khởi động đen với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Đối với nhà máy điện có yêu cầu đầu tư hệ thống khởi động đen khởi công xây dựng sau ngày Thông tư này có hiệu lực, ngoài thỏa thuận ký hợp đồng mua bán điện theo quy định, Đơn vị phát điện có trách nhiệm thỏa thuận ký hợp đồng cung cấp dịch vụ khởi động đen với Tập đoàn Điện lực Việt Nam để cung cấp dịch vụ khởi động đen, đảm bảo chi phí khấu hao, chi phí duy trì, bảo dưỡng sẵn sàng phần hệ thống thiết bị khởi động đen.
Điều 7.3.TT.30.9. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 9 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Phê duyệt Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Cấp điều độ quốc gia lập hoặc cập nhật, sửa đổi.
Báo cáo Cục Điều tiết điện lực về Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia cập nhật hàng năm khi trình phê duyệt Kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm tới hoặc khi có cập nhật, sửa đổi.
Trình Bộ Công Thương công bố danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen.
Thỏa thuận, ký kết hợp đồng cung cấp dịch vụ khởi động đen với các Đơn vị phát điện có hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen.
Tính toán trong phương án giá điện hàng năm các chi phí duy trì hệ thống khởi động đen sẵn sàng để thanh toán cho nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen.
Điều 7.3.TT.30.10. Trách nhiệm của Cấp điều độ quốc gia
(Điều 10 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy khởi động đen và khôi phục hệ thống điện có cấp điện áp 500 kV.
Hàng năm, lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia có cấp điện áp từ 220 kV trở lên và cập nhật, sửa đổi khi có thay đổi lớn về nguồn điện và lưới điện làm thay đổi đáng kể các phương án này, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt.
Lập, bổ sung danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen phù hợp với Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia; loại bỏ những nhà máy điện không thể duy trì khả năng khởi động đen và không còn cần thiết trong Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố rã lưới hệ thống điện quốc gia theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Tổ chức đào tạo và bồi dưỡng, huấn luyện nghiệp vụ khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia, tổ chức diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia cho Điều độ viên quốc gia ít nhất 01 năm một lần.
Tham gia kiểm tra diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền cho:
Điều độ viên miền;
Trưởng ca các nhà máy điện, cụm nhà máy điện thuộc quyền điều khiển;
Trưởng kíp hoặc trực chính các trạm điện 500 kV trực tại trạm điện hoặc Trung tâm điều khiển nhóm trạm điện.
Chủ trì triệu tập các đơn vị pên quan phân tích, tìm nguyên nhân các sự cố rã lưới hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và đề ra các biện pháp phòng ngừa.
Tính toán chỉnh định rơle bảo vệ và tự động chống sự cố rã lưới hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện miền. Tính toán chỉnh định rơle bảo vệ và tự động khởi động đen, tách lưới giữ tự dùng, tách lưới phát độc lập của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.30.11. Trách nhiệm của Cấp điều độ miền
(Điều 11 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy điều chỉnh tần số, điện áp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) trong trường hợp hệ thống điện miền (hoặc một phần hệ thống điện miền) tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia.
Chỉ huy khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển.
Tham gia lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia có cấp điện áp 220 kV thuộc quyền điều khiển.
Lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền có cấp điện áp 110 kV và trình Cấp điều độ quốc gia phê duyệt.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố rã lưới trong hệ thống điện miền theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nghiệp vụ khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền, tổ chức diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền có cấp điện áp từ 110 kV trở lên thuộc quyền điều khiển cho Điều độ viên miền ít nhất 01 năm một lần.
Tham gia kiểm tra diễn tập khởi động đen và khôi phục hệ thống điện cho:
Điều độ viên phân phối tỉnh thuộc miền;
Trưởng ca các nhà máy điện, cụm nhà máy điện thuộc quyền điều khiển;
Trưởng kíp hoặc trực chính các trạm điện thuộc quyền điều khiển trực tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện.
Chủ trì triệu tập các đơn vị pên quan phân tích, tìm nguyên nhân các sự cố rã lưới khu vực trong hệ thống điện miền và đề ra các biện pháp phòng ngừa.
Tham gia tính toán chỉnh định rơle bảo vệ và tự động chống sự cố rã lưới hệ thống điện miền. Tính toán chỉnh định rơle bảo vệ và tự động khởi động đen, tách lưới giữ tự dùng, tách lưới phát độc lập của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.30.12. Trách nhiệm của Cấp điều độ phân phối tỉnh
(Điều 12 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chấp hành sự chỉ huy, điều độ của Cấp điều độ miền trong việc khôi phục công suất của phụ tải trong hệ thống điện phân phối.
Chỉ huy khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
Tham gia lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền có cấp điện áp 220 kV, 110 kV.
Lập Phương án khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển trên cơ sở khôi phục phụ tải theo khả năng đáp ứng của hệ thống điện quốc gia và thứ tự ưu tiên theo danh sách khách hàng sử dụng điện quan trọng thuộc diện ưu tiên cấp điện đã được Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương phê duyệt đến khách hàng sử dụng điện khác.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố rã lưới trong hệ thống điện phân phối theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nghiệp vụ khôi phục hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, tổ chức diễn tập khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho Điều độ viên phân phối tỉnh ít nhất 01 năm một lần.
Tham gia kiểm tra diễn tập khôi phục hệ thống điện phân phối cho:
Điều độ viên phân phối quận, huyện thuộc địa bàn tỉnh;
Trưởng ca các nhà máy điện, cụm nhà máy điện thuộc quyền điều khiển;
Trưởng kíp hoặc trực chính các trạm điện thuộc quyền điều khiển trực tại trạm điện hoặc trung tâm điều khiển trạm điện.
Chủ trì triệu tập các đơn vị pên quan phân tích, tìm nguyên nhân các sự cố rã lưới hệ thống điện phân phối và đề ra các biện pháp phòng ngừa.
Tham gia tính toán chỉnh định rơle bảo vệ và tự động chống sự cố rã lưới hệ thống điện phân phối.
Điều 7.3.TT.30.13. Trách nhiệm của Cấp điều độ phân phối quận, huyện
(Điều 13 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chấp hành sự chỉ huy, điều độ của Cấp điều độ phân phối tỉnh trong việc khôi phục công suất của phụ tải trong hệ thống điện phân phối.
Chỉ huy khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
Tham gia lập Phương án khôi phục hệ thống điện phân phối cấp điện áp 110 kV, trung áp có pên quan.
Lập Phương án khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố rã lưới trong hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nghiệp vụ khôi phục hệ thống điện thuộc quyền điều khiển, tổ chức diễn tập khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển cho Điều độ viên phân phối quận, huyện ít nhất 01 năm một lần.
Điều 7.3.TT.30.14. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện có nhà máy điện khởi động đen
(Điều 14 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Đảm bảo phương thức, thiết bị sẵn sàng khởi động đen thành công.
Khẩn trương thực hiện công tác khắc phục sự cố thiết bị của nhà máy điện, nhanh chóng bàn giao thiết bị để đưa vào vận hành trong thời gian ngắn nhất sau sự cố.
Ban hành Quy trình khởi động đen của nhà máy điện sau khi đã được Cấp điều độ quốc gia thông qua.
Thực hiện theo Quy trình khởi động đen của nhà máy điện khi xảy ra sự cố rã lưới, đảm bảo sẵn sàng đóng điện đường dây đấu nối nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia theo sự chỉ huy, điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Tham gia lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia hoặc hệ thống điện miền.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống tự dùng một chiều theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hệ thống tự dùng một chiều không bị sự cố khi mất điện hệ thống tự dùng xoay chiều.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, chạy thử nguồn điện diesel dự phòng theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hoạt động tốt cung cấp điện cho hệ thống tự dùng xoay chiều trong trường hợp tổ máy phát điện không đủ điều kiện để khởi động đen.
Vận hành khởi động thử các tổ máy phát điện và các thiết bị điện chính, hệ thống, thiết bị phụ trợ pên quan để kiểm tra khả năng khởi động đen của nhà máy điện ít nhất 03 tháng một lần.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành đảm bảo đủ trình độ tham gia khởi động đen theo chức danh vận hành.
Tổ chức diễn tập khởi động đen toàn nhà máy điện ít nhất 01 năm một lần có sự tham gia của các Cấp điều độ có quyền điều khiển, bao gồm bố trí lực lượng vận hành, vật tư thiết bị và diễn tập theo các kịch bản từ khâu chỉ huy đến thao tác vận hành khởi động đen toàn nhà máy điện.
Điều 7.3.TT.30.15. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện có nhà máy điện tách lưới giữ tự dùng
(Điều 15 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Đảm bảo phương thức, thiết bị sẵn sàng tách lưới giữ tự dùng thành công.
Khẩn trương thực hiện công tác khắc phục sự cố thiết bị của nhà máy điện, nhanh chóng bàn giao thiết bị vào vận hành trong thời gian ngắn nhất sau sự cố.
Ban hành Quy trình tách lưới giữ tự dùng của nhà máy điện sau khi đã được Cấp điều độ có quyền điều khiển cao nhất đối với nhà máy điện thông qua.
Thực hiện theo Quy trình tách lưới giữ tự dùng của nhà máy điện khi xảy ra sự cố rã lưới, đảm bảo sẵn sàng đóng điện đường dây đấu nối nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia theo sự chỉ huy, điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Tham gia lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia hoặc hệ thống điện miền.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống tự dùng một chiều theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hệ thống tự dùng một chiều không bị sự cố khi mất điện hệ thống tự dùng xoay chiều.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, chạy thử nguồn điện diesel dự phòng (nếu được trang bị) theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hoạt động tốt cung cấp điện cho hệ thống tự dùng xoay chiều trong trường hợp tách lưới giữ tự dùng không thành công.
Vận hành chạy thử các tổ máy phát điện và các thiết bị điện chính, hệ thống, thiết bị phụ trợ pên quan để kiểm tra khả năng tách lưới giữ tự dùng của nhà máy điện ít nhất 03 tháng một lần.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành đảm bảo đủ trình độ tham gia vận hành thiết bị tách lưới giữ tự dùng theo chức danh vận hành. Tổ chức diễn tập tách lưới giữ tự dùng toàn nhà máy điện ít nhất 01 năm một lần, bao gồm bố trí lực lượng vận hành, vật tư thiết bị và diễn tập theo các kịch bản từ khâu chỉ huy đến thao tác vận hành tách lưới giữ tự dùng toàn nhà máy điện.
Điều 7.3.TT.30.16. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện khác
(Điều 16 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Các Đơn vị phát điện có nhà máy điện không thực hiện nhiệm vụ khởi động đen hoặc không được trang bị hệ thống tự động tách lưới giữ tự dùng phải thực hiện các nhiệm vụ sau:
Đảm bảo phương thức vận hành của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khẩn trương thực hiện công tác khắc phục sự cố thiết bị của nhà máy điện, nhanh chóng bàn giao thiết bị vào vận hành trong thời gian ngắn nhất sau sự cố.
Ban hành Quy trình xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện.
Tham gia lập Phương án khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia hoặc hệ thống điện miền.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống tự dùng một chiều theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hệ thống tự dùng một chiều không bị sự cố khi mất điện hệ thống tự dùng xoay chiều.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, chạy thử nguồn điện diesel dự phòng (nếu được trang bị) theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hoạt động tốt cung cấp điện cho thiết bị điện quan trọng trong trường hợp rã lưới.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành đảm bảo đủ trình độ tham gia xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện. Tổ chức diễn tập xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện ít nhất 01 năm một lần.
Điều 7.3.TT.30.17. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
(Điều 17 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Bảo đảm chất lượng dịch vụ truyền tải.
Khẩn trương thực hiện công tác khắc phục sự cố đường dây và trạm điện, nhanh chóng bàn giao thiết bị vào vận hành trong thời gian ngắn nhất sau sự cố.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống tự dùng một chiều tại trạm điện theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hệ thống tự dùng một chiều không bị sự cố khi mất điện hệ thống tự dùng xoay chiều.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, chạy thử nguồn điện diesel dự phòng (nếu được trang bị) theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hoạt động tốt cung cấp điện cho thiết bị điện quan trọng trong trường hợp rã lưới.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành đảm bảo đủ trình độ tham gia xử lý sự cố mất điện toàn trạm điện theo chức danh vận hành. Tổ chức diễn tập xử lý sự cố mất điện toàn trạm điện cho nhân viên vận hành ít nhất 01 năm một lần.
Điều 7.3.TT.30.18. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện, đơn vị phân phối và bán lẻ điện
(Điều 18 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Khẩn trương thực hiện công tác khắc phục sự cố đường dây và trạm điện, nhanh chóng bàn giao thiết bị vào vận hành trong thời gian ngắn nhất sau sự cố.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống tự dùng một chiều tại trạm điện 110 kV theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo hệ thống tự dùng một chiều không bị sự cố khi mất điện hệ thống tự dùng xoay chiều.
Cung cấp danh sách khách hàng sử dụng điện quan trọng thuộc diện ưu tiên cấp điện đã được Uỷ ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương phê duyệt cho Cấp điều độ phân phối tỉnh.
Thông báo về ngừng, giảm cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện theo Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành.
Tham gia kiểm tra hệ thống chuyển đổi nguồn điện nhận từ lưới điện quốc gia sang nhận từ nguồn điện dự phòng của khách hàng sử dụng điện khi được cơ quan có thẩm quyền yêu cầu.
Vận hành hệ thống điện phân phối khi xử lý sự cố rã lưới và khôi phục hệ thống điện phân phối theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành đảm bảo đủ trình độ tham gia xử lý sự cố mất điện toàn trạm điện theo chức danh vận hành. Tổ chức diễn tập xử lý sự cố mất điện toàn trạm điện cho nhân viên vận hành ít nhất 01 năm một lần.
Điều 7.3.TT.30.19. Trách nhiệm của Đơn vị cung cấp dịch vụ viễn thông điện lực
(Điều 19 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Đảm bảo kênh truyền thông tin phục vụ điều độ, vận hành hệ thống điện hoạt động thông suốt, ổn định, an toàn và tin cậy.
Nhanh chóng khắc phục sự cố, bất thường pên quan đến kênh truyền thông tin phục vụ điều độ, vận hành hệ thống điện do đơn vị quản lý. Kịp thời thông báo cho các đơn vị pên quan về các sự cố làm ảnh hưởng hoặc gián đoạn thông tin trong quá trình điều độ, vận hành hệ thống điện.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, chạy thử nguồn điện diesel dự phòng, UPS theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo các thiết bị này luôn hoạt động tốt.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành của đơn vị đảm bảo đủ trình độ xử lý tình huống sự cố, bất thường pên quan đến kênh truyền thông tin phục vụ điều độ hệ thống điện khi mất điện lưới điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.30.20. Trách nhiệm của Đơn vị có thiết bị điện quan trọng
(Điều 20 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Trang bị hệ thống chuyển đổi nguồn điện nhận từ lưới điện quốc gia sang nhận từ nguồn điện dự phòng khác theo quy định của pháp luật, đảm bảo các thiết bị điện quan trọng làm việc bình thường hoặc không bị hư hỏng trong trường hợp mất điện lưới điện quốc gia.
Định kỳ kiểm tra, bảo dưỡng, chạy thử nguồn điện diesel dự phòng (nếu có) hoặc UPS theo quy trình do đơn vị ban hành, đảm bảo các thiết bị này luôn hoạt động tốt.
Tổ chức đào tạo, huấn luyện nhân viên vận hành của đơn vị đảm bảo đủ trình độ xử lý tình huống mất điện lưới điện quốc gia.
Điều 7.3.TT.30.21. Nhiệm vụ của trưởng ca nhà máy điện khởi động đen, trưởng ca trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện có nhà máy điện khởi động đen
(Điều 21 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy khởi động các tổ máy phát điện để cung cấp điện cho hệ thống tự dùng của nhà máy điện.
Xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện theo Quy trình khởi động đen của đơn vị và Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Chuẩn bị mọi điều kiện cần thiết để đóng điện đường dây pên kết nhà máy điện với hệ thống điện theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.30.22. Nhiệm vụ của trưởng ca nhà máy điện tách lưới giữ tự dùng, trưởng ca trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện có nhà máy điện tách lưới giữ tự dùng
(Điều 22 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy điều khiển công suất và điện áp của tổ máy phát điện cung cấp điện cho hệ thống tự dùng và phụ tải địa phương (nếu có).
Xử lý sự cố theo Quy trình tách lưới giữ tự dùng do đơn vị ban hành và Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Chuẩn bị mọi điều kiện cần thiết để hoà điện nhà máy điện với hệ thống điện theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.30.23. Nhiệm vụ của trưởng ca nhà máy điện tách lưới phát độc lập, trưởng ca trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện tách lưới phát độc lập
(Điều 23 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Xử lý sự cố theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình tách lưới phát độc lập (nếu có); chủ động điều chỉnh tần số và điện áp đưa về giới hạn cho phép theo Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Thông báo cho Cấp điều độ hệ thống điện cấp trên về dao động tần số và điện áp để phối hợp xử lý. Chuẩn bị mọi điều kiện cần thiết để hoà điện nhà máy điện với hệ thống điện theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Điều 7.3.TT.30.24. Nhiệm vụ của nhân viên vận hành tại nhà máy điện, trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển nhóm trạm điện
(Điều 24 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Nhân viên vận hành tại nhà máy điện (trừ nhà máy điện khởi động đen, nhà máy điện tách lưới giữ tự dùng, nhà máy điện tách lưới phát độc lập), trung tâm điều khiển cụm nhà máy điện, trạm điện, trung tâm điều khiển nhóm trạm điện có trách nhiệm thực hiện các nhiệm vụ sau:
Xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện, trạm điện theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và Quy trình xử lý sự cố của đơn vị.
Khởi động nguồn điện diesel dự phòng (nếu được trang bị), chuyển đổi hệ thống tự dùng sang nhận từ nguồn điện diesel dự phòng để cung cấp điện cho các thiết bị điện quan trọng theo quy trình do đơn vị ban hành.
Chuẩn bị mọi điều kiện cần thiết để đưa các thiết bị của nhà máy điện, trạm điện vào vận hành theo lệnh của nhân viên vận hành cấp trên.
Điều 7.3.TT.30.25. Nhiệm vụ của Điều độ viên quốc gia
(Điều 25 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy điều khiển tần số và điện áp nhà máy điện tách lưới phát độc lập nối với cấp điện áp 500 kV; chỉ huy khởi động đen và khôi phục hệ thống điện cấp điện áp 500 kV.
Chỉ huy xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Chỉ huy khởi động đen và khôi phục hệ thống điện thuộc quyền điều khiển theo Phương án đã được phê duyệt.
Phối hợp với Điều độ viên miền khôi phục hệ thống điện miền hoặc khôi phục hệ thống điện thuộc quyền điều khiển từ hệ thống điện miền.
Phối hợp các Điều độ viên miền pên quan trong việc khôi phục pên kết giữa các hệ thống điện miền qua đường dây 220 kV.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.30.26. Nhiệm vụ của Điều độ viên miền
(Điều 26 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy điều khiển tần số và điện áp nhà máy điện tách lưới phát độc lập nối với cấp điện áp 220 kV, 110 kV; chỉ huy khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền có cấp điện áp 220 kV, 110 kV thuộc quyền điều khiển.
Chỉ huy xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Chỉ huy khởi động đen và khôi phục hệ thống điện miền thuộc quyền điều khiển theo Phương án đã được phê duyệt.
Phối hợp với Điều độ viên quốc gia trong khôi phục hệ thống điện quốc gia hoặc khôi phục hệ thống điện miền từ hệ thống điện quốc gia. Khôi phục công suất của phụ tải hệ thống điện miền theo yêu cầu của Điều độ viên quốc gia.
Phối hợp với Điều độ viên quốc gia, Điều độ viên miền khác trong việc khôi phục pên kết giữa các hệ thống điện miền qua đường dây 220 kV, 110 kV.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.30.27. Nhiệm vụ của điều độ viên phân phối tỉnh
(Điều 27 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy điều khiển tần số và điện áp nhà máy điện tách lưới phát độc lập nối với cấp điện áp đến 35 kV; chỉ huy khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Phương án đã được phê duyệt.
Chỉ huy xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Khôi phục công suất của phụ tải hệ thống điện phân phối theo yêu cầu của Điều độ viên miền và theo thứ tự ưu tiên đã được phê duyệt.
Phối hợp với Điều độ viên miền, Điều độ viên phân phối tỉnh khác trong việc khôi phục pên kết giữa các hệ thống điện phân phối qua đường dây có cấp điện áp từ 35 kV trở xuống.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.30.28. Nhiệm vụ của điều độ viên phân phối quận, huyện
(Điều 28 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Chỉ huy khôi phục hệ thống điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Phương án đã được phê duyệt.
Chỉ huy xử lý sự cố mất điện toàn nhà máy điện, trạm điện thuộc quyền điều khiển theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
Khôi phục công suất của phụ tải hệ thống điện phân phối theo yêu cầu của Điều độ viên phân phối tỉnh và theo thứ tự ưu tiên đã được phê duyệt.
Phối hợp với Điều độ viên phân phối tỉnh, Điều độ viên phân phối quận, huyện khác trong việc khôi phục pên kết giữa các hệ thống điện phân phối qua đường dây từ 35 kV trở xuống.
Lập báo cáo và thông báo về sự cố theo Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia và Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.
MUA BÁN ĐIỆN VÀ DỊCH VỤ CUNG CẤP ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG CÓ THỜI HẠN
Điều 7.3.LQ.22. Hợp đồng mua bán điện có thời hạn
(Điều 22 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Hợp đồng mua bán điện có thời hạn phải được thể hiện bằng văn bản, bao gồm các nội dung sau đây:
1. Chủ thể hợp đồng;
2. Mục đích sử dụng;
3. Tiêu chuẩn và chất lượng dịch vụ;
4. Quyền và nghĩa vụ của các bên;
5. Giá điện, phương thức và thời hạn thanh toán;
6. Điều kiện chấm dứt hợp đồng;
7. Trách nhiệm do vi phạm hợp đồng;
8. Thời hạn của hợp đồng;
9. Các nội dung khác do hai bên thỏa thuận.
Điều 7.3.NĐ.1.11. Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt
(Điều 11 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Điều kiện ký hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt
a) Bên mua điện phải có đủ năng lực hành vi dân sự theo quy định của pháp luật và có giấy đề nghị mua điện kèm theo bản sao của một trong các giấy tờ sau: Hộ khẩu thường trú, hoặc sổ tạm trú; giấy chứng nhận quyền sở hữu nhà ở hoặc quyết định phân nhà; hợp đồng mua bán nhà hợp lệ; hợp đồng thuê nhà có thời hạn từ 01 năm trở lên; Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất (trên đất đã có nhà ở); Hợp đồng ủy quyền quản lý và sử dụng nhà được công chứng hoặc chứng thực;
b) Bên bán điện có lưới điện phân phối đủ khả năng cung cấp điện đáp ứng nhu cầu của bên mua điện.
2. Bên bán điện phải ký hợp đồng và cấp điện cho bên mua điện trong thời hạn 07 ngày làm việc khi có đủ các điều kiện quy định tại Khoản 1 Điều này.
3. Trường hợp chưa có lưới điện phân phối hoặc lưới điện phân phối bị quá tải có xác nhận của cơ quan Điều tiết điện lực hoặc cơ quan được ủy quyền, bên bán điện phải trả lời cho bên mua điện trong thời hạn 05 ngày làm việc trong đó nêu rõ thời hạn dự kiến cấp điện được.
4. Bộ Công Thương ban hành mẫu hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt.
Điều 7.3.TT.37.3. Hình thứchợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt
(Điều 3 Thông tư số 16/2023/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/10/2023)
1. Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt phải được thể hiện bằng văn bản dưới dạng giấy (hợp đồng này được lập thành 02 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 01 bản) hoặc dữ liệu điện tử (đối với dữ liệu điện tử, Bên mua điện có thể tra cứu và tải về tại Cổng thông tin điện tử của Bên bán điện). Ngôn ngữ sử dụng trong hợp đồng là tiếng Việt.
Các bên có thể thỏa thuận sử dụng thêm tiếng dân tộc khác của Việt Nam hoặc tiếng nước ngoài. Trong trường hợp có sự khác biệt giữa bản tiếng Việt với bản tiếng dân tộc khác của Việt Nam hoặc bản tiếng nước ngoài, bản có lợi hơn cho người tiêu dùng được ưu tiên áp dụng.
2. Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt phải thực hiện theo mẫu tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc kem theo Thong tu so 16_2023_TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.37.4. Chủ thể ký hợp đồngmua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt
(Điều 4 Thông tư số 16/2023/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/10/2023)
1. Chủ thể ký hợp đồng của Bên mua điện là người đại diện của Bên mua điện đáp ứng đủ điều kiện quy định tại khoản 1 Điều 8 Nghị định số 104/2022/NĐ-CP ngày 21 tháng 12 năm 2022 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của các nghị định liên quan đến việc nộp, xuất trình sổ hộ khẩu, sổ tạm trú giấy khi thực hiện thủ tục hành chính, cung cấp dịch vụ công (sau đây viết tắt là Nghị định số 104/2022/NĐ-CP) và có hồ sơ đề nghị đăng ký mua điện phục vụ mục đích sinh hoạt quy định tại khoản 2 Điều 8 Nghị định số 104/2022/NĐ-CP gửi Bên bán điện.
2. Trường hợp Bên mua điện gồm nhiều hộ sử dụng điện chung ký 01 hợp đồng thì chủ thể ký hợp đồng của Bên mua điện là đại diện số hộ dùng chung ký hợp đồng và có văn bản ủy quyền của các hộ dùng chung khác. Các hộ dùng chung phải đáp ứng đủ điều kiện quy định tại khoản 1 Điều 8 Nghị định số 104/2022/NĐ-CP. Tại hợp đồng phải ghi rõ số hộ dùng chung (có danh sách kèm theo) và giá bán điện được áp dụng theo quy định về thực hiện giá bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trường hợp Bên mua điện là người thuê nhà để ở thì chủ thể ký hợp đồng của Bên mua điện được xác định theo quy định về thực hiện giá bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
4. Chủ thể ký hợp đồng của Bên bán điện là người đại diện theo pháp luật hoặc theo ủy quyền của Đơn vị bán lẻ điện có lưới điện phân phối đủ khả năng cung cấp điện đáp ứng nhu cầu của Bên mua điện.
Điều 7.3.TT.37.5. Thời hạn hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt
(Điều 5 Thông tư số 16/2023/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/10/2023)
Thời hạn của hợp đồng do hai bên thỏa thuận. Trường hợp hai bên không thỏa thuận cụ thể thời hạn của hợp đồng thì thời hạn của hợp đồng được tính từ ngày ký đến ngày chấm dứt hợp đồng theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.37.6. Tổ chức thực hiện
(Điều 6 Thông tư số 16/2023/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/10/2023)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn, thanh tra, kiểm tra việc thực hiện các quy định về hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt trong phạm vi cả nước.
2. Sở Công Thương có trách nhiệm hướng dẫn, thanh tra, kiểm tra việc thực hiện các quy định về hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt trong phạm vi quản lý.
3. Bên bán điện có trách nhiệm: đăng ký, đăng ký lại hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt theo mẫu, điều kiện giao dịch chung với cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về bảo vệ quyền lợi người tiêu dùng; công bố công khai hợp đồng theo mẫu, điều kiện giao dịch chung và tuân thủ các quy định khác có liên quan tại Luật Bảo vệ quyền lợi người tiêu dùng và các văn bản hướng dẫn thi hành.
Điều 7.3.NĐ.1.12. Bảo đảm thực hiện hợp đồng mua bán điện
(Điều 12 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bên mua điện là khách hàng sử dụng điện có sản lượng điện tiêu thụ bình quân từ 1.000.000 kWh/tháng trở lên có trách nhiệm thực hiện biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng trước khi hợp đồng mua bán điện có hiệu lực.
2. Giá trị bảo đảm thực hiện hợp đồng do các bên mua, bán điện thỏa thuận, nhưng không vượt quá 15 ngày tiền điện, được tính trên cơ sở sản lượng điện tiêu thụ trung bình tháng đăng ký trong hợp đồng mua bán điện và giá điện năng giờ bình thường được áp dụng.
3. Biện pháp, hình thức, hiệu lực bảo đảm, quyền và nghĩa vụ trong việc bảo đảm do các bên thỏa thuận cụ thể trong hợp đồng mua bán điện; khuyến khích thực hiện biện pháp bảo lãnh qua ngân hàng.
4. Bên bán điện có quyền ngừng cấp điện cho bên mua điện trong trường hợp bên mua điện không thực hiện biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng, không duy trì biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng.
5. Quy định về bảo đảm thực hiện hợp đồng mua bán điện không áp dụng đối với các hợp đồng mua bán điện đã có hiệu lực trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực, trừ các hợp đồng mua bán điện mà hai bên đã có thỏa thuận về bảo đảm thực hiện hợp đồng.
Điều 7.3.NĐ.1.13. Hành vi vi phạm hợp đồng mua bán điện
(Điều 13 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Các hành vi vi phạm của bên bán điện bao gồm:
a) Trì hoãn việc cấp điện theo hợp đồng mua bán điện đã ký, trừ trường hợp công trình của khách hàng chưa đủ điều kiện vận hành;
b) Không bảo đảm chất lượng, số lượng điện năng, tính ổn định trong cấp điện theo hợp đồng đã ký, trừ trường hợp bất khả kháng;
c) Ghi sai chỉ số công tơ; tính sai tiền điện trong hóa đơn;
d) Trì hoãn hoặc không bồi thường cho bên mua điện về những thiệt hại do lỗi của mình gây ra;
đ) Các hành vi khác vi phạm các quy định về mua bán điện.
2. Các hành vi vi phạm của bên mua điện bao gồm:
a) Trì hoãn việc thực hiện hợp đồng đã ký;
b) Sử dụng điện sai mục đích ghi trong hợp đồng;
c) Sử dụng quá công suất đã đăng ký trong biểu đồ phụ tải được ghi trong hợp đồng mua bán điện vào giờ cao điểm;
d) Không thanh lý hợp đồng khi không sử dụng điện;
đ) Chậm trả tiền điện theo quy định mà không có lý do chính đáng;
e) Trì hoãn hoặc không bồi thường cho bên bán điện về những thiệt hại do lỗi của mình gây ra;
g) Các hành vi khác vi phạm các quy định về mua bán điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.36.20. Chuyển hồ sơ vụ vi phạm)
Điều 7.3.LQ.23. Thanh toán tiền điện
(Điều 23 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Bên mua điện phải thanh toán đủ và đúng thời hạn số tiền điện ghi trong hóa đơn cho bên bán điện theo biểu giá điện đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt. Tiền điện được thanh toán tại trụ sở, nơi ở của bên mua điện hoặc tại địa điểm thuận lợi do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
2. Bên mua điện chậm trả tiền điện phải trả cả tiền lãi của khoản tiền chậm trả cho bên bán điện.
3. Bên bán điện thu thừa tiền điện phải hoàn trả cho bên mua điện, kể cả tiền lãi của khoản tiền thu thừa.
4. Lãi suất của số tiền chậm trả hoặc thu thừa do các bên thỏa thuận trong hợp đồng nhưng không vượt quá mức lãi suất cho vay cao nhất của ngân hàng mà bên bán điện có tài khoản ghi trong hợp đồng tại thời điểm thanh toán.
5. Bên mua điện có quyền yêu cầu bên bán điện xem xét lại số tiền điện phải thanh toán. Khi nhận được yêu cầu của bên mua điện, bên bán điện có trách nhiệm giải quyết trong thời hạn mười lăm ngày. Trường hợp không đồng ý với cách giải quyết của bên bán điện, bên mua điện có thể đề nghị cơ quan, tổ chức có thẩm quyền tổ chức việc hoà giải. Trong trường hợp không đề nghị hoà giải hoặc hoà giải không thành, bên mua điện có quyền khởi kiện tại Toà án theo quy định của pháp luật về tố tụng dân sự. Trong thời gian chờ giải quyết, bên mua điện vẫn phải thanh toán tiền điện và bên bán điện không được ngừng cấp điện.
6. Trong trường hợp bên mua điện không trả tiền điện và đã được bên bán điện thông báo hai lần thì sau mười lăm ngày, kể từ ngày thông báo lần đầu tiên, bên bán điện có quyền ngừng cấp điện. Bên bán điện phải thông báo thời điểm ngừng cấp điện cho bên mua điện trước 24 giờ và không chịu trách nhiệm về thiệt hại do việc ngừng cấp điện gây ra.
Điều 7.3.NĐ.1.20. Thanh toán tiền điện
(Điều 20 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Hóa đơn thanh toán tiền điện được lập theo chu kỳ ghi chỉ số công tơ điện. Hình thức thông báo thanh toán tiền điện do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
2. Trường hợp thiết bị đo đếm điện không chính xác so với tiêu chuẩn quy định, tiền điện phải thanh toán theo quy định tại Điều 23 Luật điện lực, Khoản 9 Điều 1 Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật điện lực và được xác định như sau:
a) Nếu xác định được thời gian thiết bị đo đếm điện không chính xác, bên bán điện phải hoàn trả lại tiền điện năng thực tế đã thu vượt hoặc được truy thu tiền điện năng còn thiếu của bên mua điện;
b) Nếu không xác định được thời gian thiết bị đo đếm điện chạy nhanh, bên bán điện phải hoàn trả lại tiền điện đã thu vượt trội theo thời hạn tính toán là 01 chu kỳ ghi chỉ số công tơ điện không bao gồm kỳ đang sử dụng điện nhưng chưa đến ngày ghi chỉ số.
3. Trường hợp bên mua điện sử dụng điện trong thời gian hệ thống thiết bị đo đếm điện bị hư hỏng làm cho công tơ điện ngừng hoạt động, tiền điện phải thanh toán được tính theo điện năng bình quân ngày của 03 chu kỳ ghi chỉ số công tơ điện liền kề trước đó nhân với số ngày thực tế sử dụng điện. Số ngày thực tế sử dụng điện được tính từ thời điểm công tơ ngừng hoạt động được lưu lại trong bộ nhớ của công tơ điện hoặc từ ngày ghi chỉ số công tơ điện gần nhất trong trường hợp công tơ điện không lưu lại được thời điểm ngừng hoạt động đến ngày hệ thống thiết bị đo đếm điện được phục hồi hoạt động.
4. Trường hợp bên mua điện sử dụng điện trong thời gian công tơ điện bị mất thì tiền điện phải thanh toán được tính theo điện năng bình quân ngày của 03 chu kỳ ghi chỉ số công tơ điện liền kề trước đó nhân với số ngày thực tế sử dụng điện, số ngày thực tế sử dụng điện được tính từ ngày ghi chỉ số công tơ điện gần nhất đến ngày công tơ điện được lắp đặt và hoạt động trở lại.
5. Khuyến khích thanh toán tiền điện qua hệ thống ngân hàng, tại địa điểm thu tiền điện của bên bán điện.
6. Cơ quan, tổ chức có thẩm quyền tổ chức việc hòa giải tranh chấp về thanh toán tiền điện theo quy định tại Khoản 5 Điều 23 Luật điện lực là Sở Công Thương hoặc cơ quan, tổ chức khác do hai bên thỏa thuận.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.36.17. Trách nhiệm của tổ chức, cá nhân trong quá trình kiểm tra có phát hiện hệ thống đo đếm điện năng có bất thường)
(Điều 24 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1, Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện có trách nhiệm đầu tư và lắp đặt toàn bộ các thiết bị đo đếm điện và thiết bị phụ trợ cho việc đo đếm điện, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật.
2. Thiết bị đo đếm điện phải bảo đảm yêu cầu kỹ thuật đo lường và được kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm theo quy định của pháp luật về đo lường.
3. Công tơ phải được lắp đặt trong khu vực quản lý của bên mua điện, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật. Vị trí lắp đặt và việc lắp đặt công tơ phải bảo đảm an toàn, mỹ quan, thuận lợi cho bên mua điện kiểm tra chỉ số công tơ và bên bán điện ghi chỉ số công tơ.
4. Bên mua điện có trách nhiệm bảo vệ công tơ lắp đặt trong khu vực quản lý của mình và thông báo kịp thời cho bên bán điện khi phát hiện công tơ bị mất hoặc bị hỏng. Bên bán điện có trách nhiệm bảo vệ công tơ lắp đặt ở ngoài khu vực quản lý của bên mua điện.
Điều 7.3.NĐ.1.16. Đo đếm điện năng
(Điều 16 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Khi thay đổi thiết bị đo đếm điện, bên mua điện và bên bán điện phải cùng ký biên bản xác nhận thông số kỹ thuật của thiết bị đo đếm điện và chỉ số công tơ điện.
2. Trường hợp thiết bị đo đếm điện bị mất hoặc hư hỏng, thì hai bên lập biên bản để xác định nguyên nhân và trách nhiệm của các bên có liên quan. Trường hợp không xác định được nguyên nhân do lỗi của bên mua điện, bên bán điện có trách nhiệm sửa chữa hoặc thay thế thiết bị đo đếm điện mới và tiếp tục cấp điện cho bên mua điện.
3. Bên sử dụng điện mới có trách nhiệm thông báo cho bên bán điện để kiểm tra hệ thống đo đếm điện sau khi tiếp nhận địa điểm sử dụng điện đã có thiết bị đo đếm điện. Trong thời gian chưa thông báo cho bên bán điện, bên sử dụng điện phải chịu trách nhiệm về hệ thống đo đếm điện đã tiếp nhận. Bên bán điện có trách nhiệm tiếp tục cung cấp điện, kiểm tra hệ thống đo đếm điện và ký hợp đồng mua bán điện khi bên sử dụng điện mới đáp ứng đủ điều kiện.
4. Bộ Công Thương có trách nhiệm quy định về đo đếm điện năng trong hệ thống điện; về thu thập, truyền và quản lý số liệu đo đếm tự động trong hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.23.4. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện
(Điều 4 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Lập Hồ sơ đề nghị và thực hiện thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện.
2. Đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các quy định tại Thông tư này, phù hợp với thiết kế đã được thỏa thuận thống nhất và quy định của pháp luật về đo lường.
3. Quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và đường truyền thông tin đảm bảo số liệu đo đếm truyền về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chính xác, an toàn và tin cậy phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện.
4. Chủ trì tổ chức nghiệm thu, kiểm định, xử lý sự cố, thay thế, nâng cấp cải tạo, hủy bỏ Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
5. Phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan thu thập số liệu công tơ đo đếm, lập biên bản xác nhận điện năng giao nhận của nhà máy điện phục vụ thanh toán theo quy định tại Thông tư này.
6. Phối hợp với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm, Công ty Mua bán điện và Đơn vị quản lý lưới điện trong việc quản lý, bảo mật, cung cấp và xác nhận số liệu đo đếm của nhà máy điện.
7. Phối hợp với các đơn vị liên quan tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn tại các điểm giao nhận điện trong các trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.5. Trách nhiệm của Công ty Mua bán điện
(Điều 5 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Chủ trì thoả thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện lớn, nhà máy điện sử dụng nguồn năng lượng tái tạo với lưới điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải hoặc mua bán điện với nước ngoài qua cấp điện áp từ 110 kV trở lên.
2. Chủ trì, phối hợp với các bên liên quan thỏa thuận thống nhất phương thức giao nhận, xác nhận chỉ số công tơ đo đếm, các số liệu đo đếm điện năng trong phạm vi quản lý phục vụ giao nhận và thanh toán điện năng.
3. Phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc thí nghiệm, nghiệm thu, kiểm định, quản lý vận hành, bảo mật, xử lý sự cố, thay thế, hủy bỏ Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
4. Phối hợp cung cấp các thông tin về số liệu đo đếm điện năng, quản lý Hệ thống đo đếm và các thông tin liên quan cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để cập nhật vào cơ sở dữ liệu đo đếm.
5. Kiểm tra, giám sát quá trình thực hiện xác nhận chỉ số công tơ đo đếm và các số liệu phục vụ thanh toán trong phạm vi quản lý; được phép khai thác số liệu đo đếm của Đơn vị giao nhận điện liên quan phục vụ quá trình kiểm tra, giám sát.
6. Chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan quyết toán sản lượng điện năng giao nhận trong phạm vi quản lý.
7. Chủ trì thống nhất phương án và kết quả tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn trong trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý.
Điều 7.3.TT.23.6. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện
(Điều 6 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Phối hợp với Công ty Mua bán điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan trong việc thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải hoặc mua bán điện với nước ngoài qua cấp điện áp từ 220 kV trở lên.
2. Đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với Đơn vị phân phối điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với Đơn vị phân phối và bán lẻ điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải, trừ trường hợp các bên có thoả thuận khác bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật. Đảm bảo Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này, phù hợp với thiết kế đã được thỏa thuận và quy định của pháp luật về đo lường.
3. Quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo số liệu đo đếm truyền về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chính xác, an toàn và tin cậy phục vụ giao nhận điện năng.
4. Chủ trì tổ chức nghiệm thu, kiểm định, xử lý sự cố, thay thế, nâng cấp cải tạo, hủy bỏ Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
5. Cung cấp dịch vụ quản lý vận hành, bảo mật, xác nhận số liệu đo đếm và bảo dưỡng thiết bị thuộc Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong trường hợp vị trí đo đếm trong trạm điện thuộc phạm vi quản lý.
6. Phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan thỏa thuận phương thức giao nhận điện năng, thu thập số liệu đo đếm, lập biên bản xác nhận điện năng giao nhận phục vụ thanh toán điện năng trong phạm vi quản lý.
7. Phối hợp với các đơn vị liên quan tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn tại các điểm giao nhận điện trong trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.7. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện
(Điều 7 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Phối hợp với Công ty Mua bán điện, Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phát điện trong việc thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa nhà máy điện lớn đấu nối vào lưới điện phân phối với lưới điện phân phối hoặc mua bán điện với nước ngoài qua cấp điện áp 110 kV.
2. Chủ trì thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối với lưới điện phân phối, trừ trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 5 Thông tư này. Đối với giao nhận điện năng giữa hai Đơn vị phân phối điện, trách nhiệm đầu tư Hệ thống đo đếm tại điểm đấu nối được thực hiện theo thỏa thuận giữa các Đơn vị phân phối điện.
3. Đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa lưới điện phân phối với Khách hàng sử dụng điện hoặc giữa lưới điện phân phối với Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, trừ trường hợp các bên có thoả thuận khác bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật. Đảm bảo Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đáp ứng quy định tại Thông tư này, phù hợp với thiết kế đã được thỏa thuận và quy định của pháp luật về đo lường.
4. Quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo số liệu đo đếm truyền về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chính xác, an toàn và tin cậy phục vụ giao nhận điện năng.
5. Chủ trì tổ chức nghiệm thu, kiểm định, xử lý sự cố, thay thế, nâng cấp, cải tạo, hủy bỏ Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
6. Cung cấp dịch vụ quản lý vận hành, bảo mật, cung cấp, xác nhận số liệu đo đếm và bảo dưỡng thiết bị thuộc Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối trong trường hợp vị trí đo đếm trong trạm điện thuộc phạm vi quản lý.
7. Chủ trì, phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan thỏa thuận phương thức giao nhận điện năng, thu thập số liệu đo đếm, lập biên bản xác nhận điện năng giao nhận phục vụ thanh toán điện năng trong phạm vi quản lý.
8. Chủ trì thống nhất phương án và kết quả tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn trong trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý.
Điều 7.3.TT.23.8. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
(Điều 8 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Phối hợp với Đơn vị phân phối điện hoặc Công ty Mua bán điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan trong việc thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa Đơn vị phân phối và bán lẻ điện với lưới điện.
2. Chủ trì thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện trong phạm vi quản lý.
3. Đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý và Khách hàng sử dụng điện, trừ trường hợp các bên có thoả thuận khác bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật. Đảm bảo Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đáp ứng quy định tại Thông tư này, phù hợp với thiết kế được duyệt và quy định của pháp luật về đo lường.
4. Quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo số liệu đo đếm chính xác, an toàn và tin cậy phục vụ giao nhận điện năng.
5. Chủ trì tổ chức nghiệm thu, kiểm định, xử lý sự cố, thay thế, nâng cấp cải tạo, hủy bỏ Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
6. Chủ trì, phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan thỏa thuận phương thức giao nhận điện năng, thu thập số liệu đo đếm, lập biên bản xác nhận điện năng giao nhận phục vụ thanh toán điện năng trong phạm vi quản lý.
7. Chủ trì thống nhất phương án và kết quả tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn trong trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý.
Điều 7.3.TT.23.9. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện
(Điều 9 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Tạo điều kiện thuận lợi và phối hợp với bên bán điện trong việc lắp đặt, nghiệm thu, kiểm định, xử lý sự cố, thay thế, nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) phục vụ bán điện cho Khách hàng sử dụng điện.
2. Trường hợp đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên, Khách hàng sử dụng điện có trách nhiệm phối hợp với bên bán điện trong việc thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa Khách hàng sử dụng điện với lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối.
3. Trường hợp Khách hàng sử dụng điện đầu tư Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm theo thỏa thuận với bên bán điện, Khách hàng sử dụng điện có trách nhiệm lập hồ sơ thỏa thuận thiết kế kỹ thuật, chủ trì tổ chức nghiệm thu, kiểm định, quản lý vận hành, xử lý sự cố, thay thế, nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) trong phạm vi quản lý theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
4. Phối hợp với bên bán điện hoặc Đơn vị quản lý lưới điện ghi chỉ số công tơ đo đếm, tổng hợp sản lượng điện năng giao nhận làm căn cứ đối chiếu và xác nhận điện năng thanh toán.
5. Phối hợp với bên bán điện tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn tại các điểm giao nhận điện năng trong trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm.
6. Không tự ý thay đổi, can thiệp trái phép Hệ thống đo đếm; phối hợp với bên bán điện bảo vệ Hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý của khách hàng. Thông báo kịp thời cho bên bán điện hoặc Đơn vị quản lý lưới điện tình trạng sự cố và hoạt động bất thường của Hệ thống đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.10. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
(Điều 10 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Phối hợp với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để quản lý, sử dụng bộ cơ sở dữ liệu đo đếm phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Phối hợp với Công ty Mua bán điện, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện trong việc thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận và thanh toán điện năng trong thị trường điện.
3. Quản lý, sử dụng và công bố các số liệu đo đếm trên trang thông tin điện tử chính thức của thị trường điện phục vụ thanh toán và điều hành thị trường điện.
Điều 7.3.TT.23.11. Trách nhiệm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm
(Điều 11 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đầu tư, quản lý vận hành các thiết bị, chương trình, phần mềm thuộc Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý.
2. Phối hợp với Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm, Đơn vị giao nhận điện liên quan thỏa thuận thiết kế kỹ thuật và nghiệm thu Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm. Thực hiện cấp phát mã điểm đo cho các điểm đo thuộc trách nhiệm phải thu thập của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
3. Thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý và cung cấp số liệu đo đếm thu thập được cho các Đơn vị giao nhận điện liên quan theo nguyên tắc đảm bảo quyền sử dụng số liệu, an toàn, bảo mật và thuận lợi trong việc khai thác, sử dụng số liệu đo đếm. Chịu trách nhiệm về tính đầy đủ và chính xác của số liệu đo đếm đã thu thập so với số liệu ghi nhận tại công tơ đo đếm.
4. Thực hiện các quy định của pháp luật về kiểm toán, kiểm tra đối với các quy trình, phần mềm, chương trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo sự chính xác của số liệu đo đếm và đáp ứng các quy định tại Thông tư này.
5. Thực hiện các biện pháp quản lý, bảo mật mật khẩu công tơ đo đếm và chịu trách nhiệm trước pháp luật trong việc quản lý, bảo mật các mật khẩu công tơ đo đếm tiếp nhận từ Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm.
6. Tham gia truy xuất số liệu phục vụ công tác tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn tại các điểm giao nhận điện trong trường hợp sự cố hoặc bất thường của Hệ thống đo đếm.
7. Lưu trữ các số liệu đo đếm trong thời gian ít nhất 05 năm.
Điều 7.3.TT.23.12. Trách nhiệm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định
(Điều 12 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Thí nghiệm, kiểm định, cài đặt thông số, niêm phong kẹp chì các thiết bị đo đếm theo hợp đồng ký kết với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm, đảm bảo đáp ứng quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
2. Thực hiện các biện pháp quản lý, bảo mật các mật khẩu công tơ đo đếm và chịu trách nhiệm trước pháp luật trong việc quản lý, bảo mật các mật khẩu công tơ đo đếm do đơn vị thực hiện cài đặt.
Điều 7.3.TT.23.13. Nguyên tắc xác định vị trí đo đếm
(Điều 13 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Vị trí đo đếm chính được xác định phải trùng hoặc liền kề với điểm đấu nối.
2. Đối với cấp điện áp từ trung áp trở lên, tại mỗi điểm đấu nối phải xác định vị trí đo đếm chính và các vị trí đo đếm dự phòng. Vị trí và số lượng đo đếm dự phòng được xác định chính xác theo cấp điện áp và tính chất đặc thù của vị trí đo đếm.
3. Đối với cấp điện áp hạ áp, tại mỗi điểm đấu nối phải xác định một vị trí đo đếm chính.
4. Trường hợp không đủ điều kiện để bố trí vị trí đo đếm theo quy định tại Khoản 1 Điều này, các đơn vị liên quan phải thỏa thuận vị trí đo đếm thay thế đồng thời xác định phương thức quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm thay thế về điểm đấu nối. Trong trường hợp này, phương pháp quy đổi phải xét đến tổn thất trên máy biến áp và đường dây liên hệ giữa vị trí đo đếm thay thế với điểm đấu nối trong quá trình vận hành để quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm thay thế về điểm đấu nối trong quá trình giao nhận và thanh toán.
Điều 7.3.TT.23.14. Vị trí đo đếm của nhà máy điện
(Điều 14 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện tham gia thị trường điện cạnh tranh hoặc nhà máy điện lớn
a) Tại mỗi điểm đấu nối phải xác định 01 (một) vị trí đo đếm chính và 02 (hai) vị trí đo đếm dự phòng;
b) Điểm đấu nối thuộc trạm biến áp của Đơn vị phát điện
- Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng hoặc đầu cực phía cao áp của máy biến áp tăng áp đấu nối trực tiếp với lưới điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
- Vị trí đo đếm dự phòng 01 được xác định tại các xuất tuyến lộ đường dây của trạm biến áp tại nhà máy điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
- Vị trí đo đếm dự phòng 02 được xác định tại đầu cực máy phát, trừ trường hợp có thoả thuận khác.
c) Điểm đấu nối không thuộc trạm biến áp của Đơn vị phát điện
- Trường hợp trạm biến áp của Đơn vị phát điện chỉ có 01 đường dây đấu nối vào hệ thống điện qua điểm đấu nối và không có điện năng đi vòng qua thanh cái trạm biến áp của Đơn vị phát điện thì vị trí đo đếm chính trùng hoặc liền kề với điểm đấu nối;
- Trường hợp trạm biến áp của Đơn vị phát điện có từ 02 đường dây trở lên đấu nối vào hệ thống điện qua điểm đấu nối và có điện năng vòng qua thanh cái trạm biến áp của Đơn vị phát điện thì vị trí đo đếm chính được xác định theo quy định tại Điểm b Khoản này;
- Vị trí đo đếm dự phòng 01 được xác định theo thỏa thuận giữa các bên liên quan;
- Vị trí đo đếm dự phòng 02 được xác định theo quy định tại Điểm b Khoản này.
d) Trường hợp vị trí đo đếm chính hoặc các vị trí đo đếm dự phòng được xác định tại trạm điện của Đơn vị quản lý lưới điện thì phải có thoả thuận giữa Đơn vị phát điện, Đơn vị quản lý lưới điện, Công ty Mua bán điện và Đơn vị giao nhận điện liên quan (nếu có).
2. Trường hợp Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện nhỏ không tham gia thị trường điện
a) Tại mỗi điểm đấu nối phải xác định 01 (một) vị trí đo đếm chính và 01 (một) vị trí đo đếm dự phòng;
b) Vị trí đo đếm chính và vị trí đo đếm dự phòng được xác định theo quy định tại Điểm b, Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.TT.23.15. Vị trí đo đếm của Khách hàng sử dụng điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở lên
(Điều 15 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đối với các điểm đấu nối cấp điện áp từ 110 kV trở lên, tại mỗi điểm đấu nối phải xác định 01 (một) vị trí đo đếm chính và 01 (một) vị trí đo đếm dự phòng.
2. Đối với các đấu nối cấp điện áp trung áp, Khách hàng sử dụng điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có thể thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện vị trí đo đếm dự phòng nếu thấy cần thiết.
3. Đối với các đấu nối phục vụ giao nhận giữa Đơn vị phân phối và bán lẻ điện với Khách hàng sử dụng điện: Vị trí đo đếm chính và vị trí đo đếm dự phòng (nếu có) được xác định theo thỏa thuận giữa hai bên phù hợp với quy định tại Thông tư này.
4. Điểm đấu nối thuộc trạm biến áp của Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện
a) Vị trí đo đếm chính được xác định tại điểm đấu nối, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
b)Vị trí đo đếm dự phòng (nếu có) được xác định theo thoả thuận giữa các bên liên quan.
5. Điểm đấu nối thuộc trạm biến áp của Khách hàng sử dụng điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
a) Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng hoặc đầu cực phía cao áp của máy biến áp đấu nối trực tiếp với lưới điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
b) Vị trí đo đếm dự phòng
- Đối với cấp điện áp từ 110 kV trở lên: Được xác định tại các xuất tuyến lộ đường dây của trạm biến áp đấu nối trực tiếp với lưới điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
- Đối với cấp điện áp trung áp: Được xác định theo thỏa thuận giữa các bên liên quan.
6. Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định tại Khoản 4 và Khoản 5 Điều này, vị trí đo đếm chính và vị trí đo đếm dự phòng được xác định theo thoả thuận giữa các bên liên quan.
Điều 7.3.TT.23.16. Vị trí đo đếm giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối
(Điều 16 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Tại mỗi điểm đấu nối phải xác định 01 (một) vị trí đo đếm chính và 01 (một) vị trí đo đếm dự phòng.
2. Điểm đấu nối thuộc trạm điện của Đơn vị truyền tải điện
a) Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng hoặc đầu cực phía hạ áp của máy biến áp tại trạm điện của Đơn vị truyền tải điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
b) Vị trí đo đếm dự phòng được xác định tại các xuất tuyến lộ đường dây của trạm biến áp của Đơn vị truyền tải điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác.
3. Điểm đấu nối thuộc trạm biến áp của Đơn vị phân phối điện
a) Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng hoặc đầu cực phía cao áp của máy biến áp phân phối đấu nối trực tiếp với lưới điện truyền tải, trừ trường hợp có thoả thuận khác;
b) Vị trí đo đếm dự phòng được xác định tại các xuất tuyến lộ đường dây của trạm biến áp của Đơn vị phân phối điện, trừ trường hợp có thoả thuận khác.
Điều 7.3.TT.23.17. Vị trí đo đếm giữa hai Đơn vị phân phối điện
(Điều 17 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Vị trí đo đếm chính và vị trí đo đếm dự phòng được xác định theo thỏa thuận giữa các Đơn vị phân phối điện và Đơn vị giao nhận điện liên quan.
Điều 7.3.TT.23.18. Vị trí đo đếm cấp điện áp hạ áp
(Điều 18 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Vị trí đo đếm đối với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đấu nối cấp điện áp hạ áp được xác định tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
Điều 7.3.TT.23.19. Yêu cầu đối với Hệ thống đo đếm
(Điều 19 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Hệ thống đo đếm chính được lắp đặt tại vị trí đo đếm chính, phải xác định chính xác, đầy đủ các đại lượng đo đếm mua bán điện và loại trừ được các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo đếm bởi kết cấu mạch vòng của hệ thống điện để làm căn cứ chính phục vụ tính toán, thanh toán điện năng qua điểm đấu nối.
2. Hệ thống đo đếm dự phòng được lắp đặt tại vị trí đo đếm dự phòng để thực hiện các chức năng sau:
a) Thay thế cho Hệ thống đo đếm chính để làm cơ sở tính toán các đại lượng mua bán điện trong trường hợp Hệ thống đo đếm chính hoạt động không chính xác hoặc bị sự cố căn cứ vào kết quả kiểm định của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định và biên bản thống nhất của các bên liên quan;
b) Kiểm tra, giám sát kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm chính trong điều kiện Hệ thống đo đếm chính làm việc bình thường;
c) Kết hợp với Hệ thống đo đếm chính và các Hệ thống đo đếm dự phòng khác để tính toán sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong một số trường hợp đặc biệt.
3. Thiết bị đo đếm phải đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật về đo lường và được phê duyệt mẫu, kiểm định, thử nghiệm theo quy định của pháp luật về đo lường.
4. Không sử dụng CT lắp đặt hợp bộ tại chân sứ máy biến áp, máy cắt cho Hệ thống đo đếm phục vụ mua bán điện.
Điều 7.3.TT.23.20. Yêu cầu đối với mạch đo
(Điều 20 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Cuộn thứ cấp của CT và cáp nhị thứ nối với công tơ đo đếm của Hệ thống đo đếm chính không được sử dụng cho mục đích khác và phải độc lập với Hệ thống đo đếm dự phòng. Đối với CT của hệ thống đo đếm dự phòng, cuộn thứ cấp đo lường có thể dùng chung cho cả công tơ đo đếm và thiết bị đo lường,
điều khiển khác, với điều kiện việc sử dụng chung mạch nhị thứ phải được thiết kế đảm bảo an toàn và hoạt động chính xác của hệ thống đo đếm dự phòng. Không sử dụng cuộn thứ cấp đo lường cấp điện chung cho công tơ đo đếm và thiết bị bảo vệ.
2. Cáp nhị thứ nối từ cuộn thứ cấp VT với công tơ đo đếm của Hệ thống đo đếm chính không được sử dụng cho mục đích khác và phải độc lập với Hệ thống đo đếm dự phòng.
3. Cáp nhị thứ của mạch đo phải được đi theo đường ngắn nhất, số lượng điểm nối qua hàng kẹp ít nhất và phải có đủ điều kiện thực hiện biện pháp niêm phong, kẹp chì tủ hàng kẹp hoặc điểm nối. Cáp nhị thứ của Hệ thống đo đếm chính phải đi riêng và nối trực tiếp từ hộp đấu dây của CT, tủ trung gian của VT đến tủ công tơ đo đếm mà không qua hàng kẹp tại tủ trung gian. Loại cáp nhị thứ của mạch đo phải là dây điện có ruột dẫn mềm, hai lớp cách điện.
4. Trường hợp công tơ đo đếm được cấp điện áp từ một trong những VT thanh cái thông qua bộ chuyển mạch điện áp, các đầu đấu dây bộ chuyển mạch điện áp phải đảm bảo điều kiện niêm phong kẹp chì và công tơ đo đếm phải được lập trình để ghi lại thời điểm và khoảng thời gian chuyển mạch điện áp.
5. Phụ tải mạch thứ cấp đo lường sau CT, VT phải trong giới hạn dung lượng định mức của CT, VT theo quy định của nhà chế tạo.
6. Mạch nhị thứ đo đếm phải được đấu nối đảm bảo việc niêm phong kẹp chì không ảnh hưởng đến mạch nhị thứ điều khiển và bảo vệ.
7. Trường hợp mạch dòng điện của Hệ thống đo đếm dự phòng sử dụng chung với các thiết bị đo lường khác, công tơ đo đếm phải được đấu trước các thiết bị đo lường, đồng thời phải đảm bảo không làm ảnh hưởng tới độ chính xác của Hệ thống đo đếm dự phòng và đủ điều kiện thực hiện niêm phong kẹp chì mạch dòng điện từ hộp đấu dây của CT đến công tơ đo đếm.
8. Các hộp nối thí nghiệm được lắp đặt để phục vụ cho việc kiểm định thiết bị đo đếm phải đủ điều kiện niêm phong, kẹp chì. Trường hợp cuộn thứ cấp cho Hệ thống đo đếm và cuộn thứ cấp bảo vệ được đặt chung một hộp đấu dây thứ cấp và không thể niêm phong toàn bộ hộp đấu dây thứ cấp thì phải có biện pháp niêm phong riêng cuộn thứ cấp cho Hệ thống đo đếm để đảm bảo chống can thiệp trái phép.
9. Đối với các vị trí đo đếm chính của nhà máy điện lớn và nhà máy điện tham gia thị trường điện, trường hợp công tơ đo đếm không được cấp nguồn nuôi liên tục từ hệ thống điện áp thứ cấp đo lường thì phải trang bị thêm nguồn nuôi dự phòng cho công tơ đo đếm từ hệ thống mạch cấp nguồn điệp áp dự phòng đảm bảo công tơ đo đếm vận hành liên tục. Việc cấp nguồn dự phòng cho công tơ đo đếm phải đảm bảo hoạt động chính xác của công tơ đo đếm và các yêu cầu kỹ thuật của mạch đo.
Điều 7.3.TT.23.21. Yêu cầu đối với niêm phong kẹp chì và bảo mật
(Điều 21 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Toàn bộ Hệ thống đo đếm bao gồm hộp đấu dây CT, VT, công tơ đo đếm, mạch dòng điện, mạch điện áp, mạch logic chuyển đổi và hộp nối thí nghiệm (nếu có) phải được niêm phong, kẹp chì để chống can thiệp trái phép theo đúng quy định của pháp luật.
2. Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện ban hành quy định sử dụng kìm niêm, chì niêm hộp đấu dây (CT, VT, công tơ đo đếm), hộp bảo vệ công tơ đo đếm và quyết định số lượng kìm niêm, chì niêm hộp đấu dây (CT, VT, công tơ đo đếm), hộp bảo vệ công tơ đo đếm phù hợp với số lượng thiết bị đo đếm trong phạm vi quản lý và thực hiện đăng ký số lượng, mã hiệu mặt chì niêm theo quy định.
3. Đối với các Hệ thống đo đếm có trang bị Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, số liệu đo đếm sau khi được đọc và thu thập từ các vị trí đo đếm phải được bảo mật, mã hóa để tránh sự can thiệp trái phép.
4. Phần mềm quản lý hệ thống đọc, truyền và tổng hợp số liệu đo đếm điện năng phải được bảo mật bằng nhiều cấp mật khẩu để đảm bảo tính bảo mật, chính xác và tin cậy của số liệu đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.22. Quản lý mật khẩu công tơ đo đếm
(Điều 22 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Mật khẩu công tơ đo đếm phải chia thành 03 (ba) mức truy cập khác nhau nhằm phục vụ yêu cầu quản lý vận hành công tơ đo đếm và được quy ước như sau:
a) Mật khẩu “Cài đặt” là mức mật khẩu cho phép truy nhập công tơ đo đếm để cài đặt, thay đổi các thông số và chương trình làm việc của công tơ đo đếm. Mật khẩu này được sử dụng để cài đặt một hoặc toàn bộ các thông số của công tơ đo đếm và chỉ người có trách nhiệm hoặc có thẩm quyền mới được sử dụng;
b) Mật khẩu “Đồng bộ thời gian” là mức mật khẩu cho phép truy nhập công tơ đo đếm để đọc số liệu và đồng bộ thời gian của công tơ đo đếm. Mật khẩu này không cho phép cài đặt, thay đổi các thông số và chương trình làm việc của công tơ đo đếm và chỉ người có trách nhiệm hoặc có thẩm quyền mới được sử dụng;
c) Mật khẩu “Chỉ đọc” là mức mật khẩu cho phép truy nhập công tơ đo đếm để đọc số liệu nhưng không cho phép thay đổi các thông số cài đặt và chương trình làm việc của công tơ đo đếm. Mật khẩu này được sử dụng để thu thập số liệu công tơ đo đếm tại chỗ hoặc từ xa.
2. Nội dung các mức mật khẩu của mỗi công tơ đo đếm phải được cài đặt khác nhau. Các mật khẩu công tơ đo đếm phải được lưu trữ, bảo mật trong từng phong bì có niêm phong dán kín tương ứng với từng công tơ đo đếm.
3. Các phong bì mật khẩu công tơ đo đếm phải được bàn giao cho người có trách nhiệm quản lý và lưu trữ. Người quản lý có trách nhiệm tổng hợp các phong bì mật khẩu công tơ đo đếm thành một bộ hồ sơ mật khẩu công tơ đo đếm với các nội dung sau: Chủng loại công tơ đo đếm, số công tơ đo đếm, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm.
4. Việc bàn giao phong bì mật khẩu công tơ đo đếm trong quá trình quản lý lưu trữ hoặc sử dụng mật khẩu công tơ đo đếm phải được ghi nhận bằng biên bản có chữ ký xác nhận của hai bên tiếp nhận và bàn giao.
5. Đối với các công tơ đo đếm sử dụng mật khẩu cài đặt là khóa cứng thì phải được niêm phong đảm bảo không thể can thiệp được vào công tơ đo đếm nếu không phá bỏ niêm phong.
6. Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm trong việc quản lý, bảo mật các mật khẩu “Chỉ đọc” của công tơ đo đếm.
7. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định có trách nhiệm trong việc quản lý, bảo mật mật khẩu “Cài đặt” của công tơ đo đếm.
8. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm trong việc quản lý, bảo mật mật khẩu “Đồng bộ thời gian” của công tơ đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.23. Quản lý hồ sơ phục vụ đo đếm, giao nhận điện năng
(Điều 23 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Trong quá trình thiết kế, đầu tư, quản lý vận hành và giao nhận, thanh toán, các đơn vị liên quan có trách nhiệm quản lý và lưu trữ các hồ sơ sau:
1. Đo đếm, giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện hoặc giao nhận điện năng giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối
a) Hồ sơ thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm đã được thỏa thuận thống nhất giữa các bên liên quan theo quy định;
b) Bản sao có chứng thực Giấy chứng nhận kiểm định đối với CT, VT, công tơ đo đếm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định trong trường hợp sử dụng với dấu kiểm định kiểu 1;
c) Biên bản thí nghiệm đối với CT, VT và công tơ đo đếm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
d) Biên bản kiểm tra, thí nghiệm tổng mạch nhị thứ của Hệ thống đo đếm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
đ) Biên bản cài đặt thông số của công tơ đo đếm;
e) Biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt Hệ thống đo đếm, ngày kiểm định và ký hiệu chì kiểm định;
g) Biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
h) Biên bản nghiệm thu, kiểm định, xử lý sự cố và thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm trong quá trình quản lý, vận hành;
i) Bản vẽ hoàn công mạch nhị thứ đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
k) Các biên bản liên quan đến việc ghi, chốt chỉ số công tơ đo đếm phục vụ thanh quyết toán điện năng giao nhận.
2. Giao nhận điện năng giữa bên bán điện với Khách hàng sử dụng điện
a) Cấp điện áp từ 110 kV trở lên: Các tài liệu được quy định tại Khoản 1 Điều này;
b) Cấp điện áp trung áp: Các tài liệu được quy định tại Điểm a, Điểm b (nếu có), Điểm c, Điểm d, Điểm e, Điểm g (nếu có) và Điểm k (nếu có) Khoản 1 Điều này;
c) Cấp điện áp hạ áp: Các tài liệu được quy định tại Điểm b (nếu có), Điểm đ (nếu có), Điểm e Khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.TT.23.24. Cấu hình của Hệ thống đo đếm
(Điều 24 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Cấu hình của Hệ thống đo đếm bao gồm:
a) Công tơ đo đếm;
b) CT;
c) VT;
d) Mạch điện và cáp nhị thứ đo đếm;
đ) Thiết bị phục vụ thu thập số liệu đo đếm;
e) Thiết bị bảo vệ an toàn, vị trí niêm phong, kẹp chì;
g) Thiết bị phụ trợ, tủ công tơ đo đếm, hộp đấu nối thử nghiệm, thiết bị chuyển đổi đấu nối, thiết bị cô lập mạch đo phục vụ thử nghiệm, thiết bị chuyển mạch logic, mạch áp (hoặc mạch dòng) cấp cho công tơ đo đếm, thiết bị kiểm tra điện áp và dòng điện, thiết bị chống sét cho kênh thông tin viễn thông của công tơ đo đếm.
2. Cấu hình cụ thể của một Hệ thống đo đếm được xác định chính xác theo cấp điện áp, quy mô mua bán điện và đặc thù của vị trí đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.25. Yêu cầu đối với công tơ đo đếm
(Điều 25 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Yêu cầu chung
a) Là loại 03 pha 04 dây hoặc 01 pha 02 dây;
b) Kiểu điện tử tích hợp chức năng và có thể lập trình được;
c) Có một hoặc nhiều biểu giá;
d) Đo đếm điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát riêng biệt theo 04 góc phần tư;
đ) Có chức năng đo công suất cực đại, ghi biểu đồ phụ tải tổng;
e) Có tính năng kết nối với máy tính, thu thập, đọc số liệu tại chỗ và từ xa;
g) Được cấp nguồn từ hệ thống điện áp thứ cấp đo lường và phải đảm bảo duy trì hoạt động khi mất điện áp 01 pha hoặc 02 pha bất kỳ;
h) Phải có nguồn bên trong để nuôi đồng hồ thời gian thực. Trong trường hợp cần thiết, công tơ đo đếm có thể tích hợp nguồn pin phục vụ cho việc đọc dữ liệu trên màn hình hiển thị;
i) Có nhiều mức mật khẩu;
k) Có các vị trí niêm phong, kẹp chì đảm bảo không thể tiếp cận với các đầu cực đấu dây và thay đổi các thông số cài đặt trong công tơ đo đếm nếu không phá bỏ chì niêm phong;
l) Có chức năng lưu trữ thông tin đo đếm, biểu đồ phụ tải ít nhất 60 ngày với chu kỳ ghi giá trị đo đếm 30 phút cho một kênh dữ liệu và có thể lập trình đặt được chu kỳ tích phân nhỏ hơn 30 phút;
m) Có dòng điện và điện áp phù hợp với dòng điện và điện áp thứ cấp của CT và VT;
n) Công tơ đo đếm phải được kết nối với Hệ thống thu thập số liệu đo đếm tại chỗ hoặc từ xa phù hợp với chuẩn kết nối và phần mềm thu thập số liệu đo đếm.
2. Yêu cầu về cấp chính xác đối với đo đếm cấp điện áp từ 220 kV trở lên hoặc đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện tham gia thị trường điện hoặc nhà máy điện lớn với lưới điện
a) Công tơ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 với điện năng tác dụng và 2,0 với điện năng phản kháng theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
b) Công tơ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 với điện năng tác dụng và 2,0 với điện năng phản kháng theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định.
3. Yêu cầu về cấp chính xác đối với đo đếm phục vụ giao nhận điện năng trong các trường hợp không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều này
a) Công tơ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác tối thiểu 0,5 với điện năng tác dụng và 2,0 với điện năng phản kháng theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
b) Cấp chính xác của công tơ đo đếm dự phòng được xác định theo thỏa thuận giữa các bên liên quan nhưng không thấp hơn cấp chính xác:
- 0,5 với điện năng tác dụng và 2,0 với điện năng phản kháng đối với đo đếm cấp điện áp 110 kV theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
- 1,0 với điện năng tác dụng và 2,0 với điện năng phản kháng đối với đo đếm cấp điện áp trung áp theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định.
4. Trường hợp Bộ Khoa học và Công nghệ chưa quy định các tiêu chuẩn về cấp chính xác đối với công tơ đo đếm thì sử dụng Tiêu chuẩn IEC hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.
Điều 7.3.TT.23.26. Yêu cầu đối với CT sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng
(Điều 26 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Yêu cầu chung
a) Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm điện năng;
b) Giá trị dòng điện thứ cấp danh định là 01 A hoặc 05 A;
c) Có vị trí niêm phong kẹp chì tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong.
2. Yêu cầu về cấp chính xác đối với đo đếm cấp điện áp từ 220 kV trở lên hoặc đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện tham gia thị trường điện hoặc nhà máy điện lớn với lưới điện
a) Cuộn thứ cấp đo lường của CT phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
b) Cuộn thứ cấp đo lường của CT phục vụ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ;
c) Dung lượng của cuộn thứ cấp đo lường của CT phải nằm trong giới hạn dung lượng cho phép của phụ tải mạch thứ cấp theo quy định của nhà chế tạo.
3. Yêu cầu về cấp chính xác đối với đo đếm phục vụ giao nhận điện năng trong các trường hợp không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều này
a) Cuộn thứ cấp đo lường của CT phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác tối thiểu 0,5 theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
b) Cấp chính xác của cuộn thứ cấp đo lường của CT phục vụ đo đếm dự phòng được xác định theo thỏa thuận giữa các bên liên quan nhưng không thấp hơn cấp chính xác 0,5 đối với đo đếm cấp điện áp 110 kV và 1,0 đối với đo đếm cấp điện áp trung áp theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định.
4. Trường hợp Bộ Khoa học và Công nghệ chưa quy định các tiêu chuẩn về cấp chính xác đối với CT thì sử dụng Tiêu chuẩn IEC hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.
Điều 7.3.TT.23.27. Yêu cầu đối với VT sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng
(Điều 27 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Yêu cầu chung
a) Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm;
b) Giá trị điện áp hệ thống thứ cấp danh định (điện áp dây) là 100 V hoặc 110 V;
c) Có vị trí niêm phong tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong.
2. Yêu cầu về cấp chính xác đối với đo đếm cấp điện áp từ 220 kV trở lên hoặc đo đếm phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện tham gia thị trường điện hoặc nhà máy điện lớn với lưới điện
a) VT phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,2 theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
b) VT phục vụ đo đếm dự phòng phải đạt cấp chính xác 0,5 theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
c) Dung lượng của cuộn thứ cấp đo lường của VT phải trong giới hạn dung lượng cho phép của phụ tải mạch thứ cấp theo quy định của nhà chế tạo.
3. Yêu cầu về cấp chính xác đối với đo đếm phục vụ giao nhận điện năng trong các trường hợp không thuộc trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều này
a) VT phục vụ đo đếm chính phải đạt cấp chính xác 0,5 theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định;
b) Cấp chính xác của VT phục vụ đo đếm dự phòng được xác định theo thỏa thuận giữa các bên liên quan nhưng không thấp hơn cấp chính xác 0,5 đối với đo đếm cấp điện áp 110 kV và 1,0 đối với đo đếm cấp điện áp trung áp theo các tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định.
4. Trường hợp Bộ Khoa học và Công nghệ chưa quy định các tiêu chuẩn về cấp chính xác đối với VT thì sử dụng Tiêu chuẩn IEC hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.
Điều 7.3.TT.23.28. Yêu cầu đối với công tơ đo đếm
(Điều 28 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Là loại 03 pha 04 dây đối với công tơ đo đếm 03 pha và loại 01 pha 02 dây đối với công tơ đo đếm 01 pha.
2. Có các vị trí niêm phong, kẹp chì đảm bảo không thể tiếp cận với các đầu cực đấu dây và thay đổi các thông số cài đặt trong công tơ đo đếm nếu không phá bỏ niêm phong.
3. Đối với công tơ đo đếm 03 pha, công tơ đo đếm điện năng tác dụng phải đạt cấp chính xác 1,0 theo tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định. Đối với công tơ đo đếm 01 pha, công tơ đo đếm điện năng tác dụng phải đạt cấp chính xác 1,0 đối với công tơ đo đếm điện tử và cấp chính xác 2,0 đối với công tơ đo đếm cơ khí theo tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định.
Trường hợp Bộ Khoa học và Công nghệ chưa quy định các tiêu chuẩn về cấp chính xác đối với công tơ đo đếm thì sử dụng Tiêu chuẩn IEC hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.
4. Đối với công tơ đo đếm điện tử: Có thể được trang bị đa chức năng, có thể lập trình được và kết nối với Hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa phù hợp với chuẩn kết nối và phần mềm thu thập số liệu đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.29. Yêu cầu đối với CT sử dụng cho mục đích đo đếm điện năng
(Điều 29 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Trong trường hợp sử dụng CT cho đo đếm điện năng hạ áp, CT phải đảm bảo các yêu cầu sau:
1. Có cuộn dây thứ cấp đo lường dùng riêng cho công tơ đo đếm.
2. Giá trị dòng điện thứ cấp danh định là 01A hoặc 05A.
3. Có vị trí niêm phong kẹp chì tại nắp hộp đấu dây cuộn thứ cấp đo lường cấp cho các thiết bị đo lường và công tơ đo đếm đảm bảo không thể tác động vào mạch điện đấu nối nếu không phá bỏ niêm phong.
4. Dung lượng của cuộn thứ cấp đo lường của CT phải nằm trong giới hạn dung lượng cho phép của phụ tải mạch thứ cấp theo quy định của nhà chế tạo.
5. Cấp chính xác 0,5 theo tiêu chuẩn do Bộ Khoa học và Công nghệ quy định. Trường hợp Bộ Khoa học và Công nghệ chưa quy định các tiêu chuẩn về cấp chính xác đối với CT thì sử dụng Tiêu chuẩn IEC hoặc các tiêu chuẩn khác tương đương.
Điều 7.3.TT.23.30. Quản lý Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm
(Điều 30 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trách nhiệm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm
a) Đầu tư, lắp đặt, quản lý và vận hành Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo các đơn vị có thể kết nối đáp ứng quy định tại Thông tư này;
b) Cung cấp cho các đơn vị liên quan định dạng tệp tin (sau đây viết tắt là file) dữ liệu, chuẩn giao diện kết nối trên cơ sở mô hình thu thập số liệu và phương thức truyền số liệu đo đếm áp dụng;
c) Thiết lập, cài đặt các thông số và triển khai các biện pháp đảm bảo an ninh, bảo mật và mã hóa an toàn thông tin cho Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm tại vị trí đo đếm và tại Trung tâm thu thập, lưu trữ và xử lý số liệu của đơn vị đang quản lý để đảm bảo tính chính xác, tin cậy của số liệu đo đếm.
2. Trách nhiệm của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm
a) Bảo mật các thông số cài đặt cho chương trình phần mềm đọc số liệu công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý của mình;
b) Không được can thiệp vào chương trình đọc và truyền số liệu để sửa đổi các thông số cài đặt ảnh hưởng đến tính chính xác của số liệu đo đếm. Không được sửa đổi các số liệu đọc từ công tơ đo đếm về máy tính hoặc bộ tập trung dữ liệu đặt tại chỗ (nếu có).
Điều 7.3.TT.23.31. Mô hình tổng thể Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm
(Điều 31 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp áp dụng công nghệ thu thập số liệu đo đếm từ xa, tùy theo điều kiện cơ sở hạ tầng và phạm vi quản lý vận hành, các đơn vị có thể lựa chọn và áp dụng các giải pháp công nghệ để thực hiện thu thập số liệu đo đếm từ xa thông qua môi trường truyền dẫn hữu tuyến hoặc vô tuyến, tự động hoặc bán tự động phù hợp với mô hình tổng thể Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm mô tả tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Các mô hình thu thập số liệu đo đếm
a) Tùy theo điều kiện thực tế và cơ sở hạ tầng, mô hình thu thập số liệu đo đếm bao gồm một trong các loại sau:
- Mô hình thu thập số liệu tại chỗ từ công tơ đo đếm riêng lẻ;
- Mô hình thu thập số liệu thông qua bộ tập trung.
b) Các trường hợp áp dụng mô hình thu thập số liệu tại chỗ từ công tơ đo đếm riêng lẻ
- Áp dụng đối với các công tơ đo đếm lắp đặt riêng lẻ, không thuận lợi cho việc kết nối nhóm các công tơ đo đếm;
- Truyền số liệu từ công tơ đo đếm về máy chủ thu thập số liệu thông qua mạng WAN/LAN/di động;
- Áp dụng cho các công tơ đo đếm đặt phân tán.
c) Các trường hợp áp dụng mô hình thu thập số liệu thông qua bộ tập trung
- Giao diện kết nối với công tơ đo đếm: LAN hoặc RS232/485;
- Áp dụng cho các công tơ đo đếm đặt cùng một địa điểm.
3. Các giải pháp công nghệ được phân loại theo môi trường và khoảng cách truyền dẫn thông tin như sau:
a) Môi trường truyền dẫn thông tin
- Hữu tuyến: Bao gồm PLC, RS485/RS232, Ethernet, cáp quang, xDSL;
- Vô tuyến: Bao gồm RF/RF-Mesh, mạng thông tin di động.
b) Khoảng cách truyền dẫn thông tin
- Tại chỗ: Là giải pháp dùng thiết bị ghi chỉ số cầm tay để thu thập dữ liệu trực tiếp tại vị trí đo đếm;
- Từ xa: Là giải pháp sử dụng hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa để thu thập số liệu của công tơ đo đếm hoặc bộ tập trung dữ liệu (DCU) từ xa qua kênh truyền hữu tuyến hoặc vô tuyến.
Phu luc 1 kem theo Thong tu so 42.2015.TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.23.32. Yêu cầu đối với Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 32 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Hệ thống thu thập số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm (nếu có) hoặc Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải được trang bị các chức năng và yêu cầu tối thiểu, bao gồm:
1. Có khả năng thu thập số liệu đo đếm thông qua kết nối đọc số liệu trực tiếp đến công tơ đo đếm tại mỗi vị trí đo đếm trong trường hợp có thỏa thuận giữa các bên liên quan.
2. Đồng bộ thời gian với nguồn thời gian chuẩn cho các công tơ đo đếm trong hệ thống.
3. Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phải có các chức năng tối thiểu sau đây:
a) Thực hiện thu thập và truyền số liệu đo đếm theo hình thức tự động theo lịch định trước hoặc đọc theo yêu cầu;
b) Quản lý danh sách điểm đo, lịch thu thập số liệu đối với từng công tơ đo đếm hoặc từng nhóm công tơ đo đếm; quản lý và lưu trữ số liệu đo đếm sau khi đọc từ công tơ đo đếm;
c) Quản lý việc truy cập hệ thống bao gồm xác thực tên người sử dụng và quyền truy cập hệ thống.
4. Môi trường truyền thông tin có thể sử dụng là các hệ thống hữu tuyến hoặc vô tuyến, đảm bảo tương thích với Hệ thống quản lý số liệu đo đếm. Môi trường và phương thức truyền tin phải có giải pháp an ninh, bảo mật và mã hóa an toàn thông tin.
5. Thiết bị thông tin ghép nối với công tơ đo đếm phải đảm bảo các yêu cầu sau:
a) Yêu cầu về an ninh, bảo mật và mã hóa an toàn thông tin để chống can thiệp trái phép và giả mạo thông tin;
b) Yêu cầu về an toàn điện và viễn thông để tránh gây hư hỏng cho Hệ thống đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm.
6. Hệ thống truyền dữ liệu, định dạng file dữ liệu và các chuẩn giao diện kết nối của Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phải phù hợp với Hệ thống quản lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.33. Yêu cầu đối với Hệ thống quản lý số liệu đo đếm
(Điều 33 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Hệ thống quản lý số liệu đo đếm phải được trang bị các chức năng và yêu cầu tối thiểu, bao gồm:
1. Môi trường truyền thông tin có thể sử dụng là môi trường hữu tuyến hoặc vô tuyến và phải áp dụng các giải pháp an ninh, bảo mật, mã hóa an toàn thông tin.
2. Thiết bị thông tin ghép nối với Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phải đảm bảo các yêu cầu sau đây:
a) Yêu cầu về an ninh, bảo mật và mã hóa an toàn thông tin để chống can thiệp trái phép và giả mạo thông tin;
b) Yêu cầu về an toàn điện và viễn thông để tránh gây hư hỏng Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
3. Có khả năng kết nối và thu thập số liệu đo đếm thông qua máy tính thuộc Hệ thống thu thập số liệu đo đếm. Khai báo và quản lý danh sách điểm đo và các thông tin liên quan.
4. Quản lý, lưu trữ và lập báo cáo đối với dữ liệu đo đếm và các sự kiện liên quan.
5. Hệ thống máy tính đọc và lưu trữ số liệu được cung cấp nguồn điện dự phòng, cài đặt các chương trình phòng chống virus, phân quyền quản trị và vận hành hệ thống. Hệ thống cơ sở dữ liệu phải luôn được sao lưu đảm bảo khôi phục lại dữ liệu trong thời gian nhanh nhất và dữ liệu phải được toàn vẹn.
6. Hệ thống máy chủ có khả năng lưu lại toàn bộ quá trình xử lý, xác thực, khai thác số liệu đo đếm và trang bị hệ thống dự phòng để đảm bảo số liệu đo đếm không bị mất trong bất kỳ trường hợp nào.
7. Quản lý truy cập bao gồm mã số và quyền truy cập hệ thống của người sử dụng. Phân quyền quản trị cho phần mềm ở các mức toàn quyền và mức vận hành, trong đó có mức toàn quyền (cài đặt, cấu hình, phân quyền cho người dùng vận hành và hiệu chỉnh số liệu) và mức vận hành (đọc, xem và xuất số liệu).
8. Kết nối và chia sẻ dữ liệu với các chương trình phần mềm ứng dụng khác để khai thác dữ liệu.
9. Quản lý thông tin đo đếm.
10. Xử lý số liệu đo đếm.
11. Kiểm tra, xác thực số liệu đo đếm.
12. Có khả năng lưu trữ dữ liệu ít nhất 05 năm.
Điều 7.3.TT.23.34. Định dạng file dữ liệu đo đếm
(Điều 34 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Các định dạng file dữ liệu đo đếm được sử dụng phổ biến là *.txt hoặc *.csv.
2. Đơn vị Quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm công bố định dạng file dữ liệu chuẩn, các chuẩn giao diện kết nối và các chủng loại công tơ đo đếm mà Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm do đơn vị quản lý, vận hành có thể kết nối và đọc được số liệu.
Điều 7.3.TT.23.35. Nguyên tắc thực hiện thỏa thuận thiết kế kỹ thuật
(Điều 35 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đối với các công trình điện mới
a) Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận, mua bán điện được thực hiện trong giai đoạn thiết kế kỹ thuật của dự án đầu tư ngay sau khi đạt được thoả thuận đấu nối công trình điện vào lưới điện;
b) Các nội dung liên quan đến thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phải thống nhất trước khi phê duyệt thiết kế kỹ thuật và tổng dự toán xây dựng công trình điện.
2. Đối với các công trình điện đã vận hành
a) Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm được thực hiện khi xuất hiện vị trí đo đếm mới hoặc khi nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm hiện có;
b) Việc thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phải thực hiện trước khi mua sắm hoặc lắp đặt thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm.
3. Nguyên tắc thực hiện thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
a) Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm lập Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
b) Công ty Mua bán điện, Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm chủ trì thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng trong phạm vi quản lý;
c) Các Đơn vị giao nhận điện liên quan khác có trách nhiệm phối hợp và tham gia góp ý khi nhận được yêu cầu về thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
4. Trường hợp Đơn vị phân phối điện đầu tư Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm để bán điện cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối (trừ trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối là Đơn vị phát điện) hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện đầu tư Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm để bán điện cho Khách hàng sử dụng điện thì Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thiết kế và thống nhất với khách hàng các nội dung liên quan trong thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trước khi thực hiện đầu tư, lắp đặt theo quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.23.36. Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 36 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Văn bản đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật.
2. Bản sao văn bản phê duyệt hoặc thỏa thuận đấu nối công trình điện vào hệ thống điện quốc gia.
3. Hồ sơ thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm bao gồm:
a) Tài liệu giới thiệu chung về công trình điện, bao gồm các nội dung: Vị trí xây dựng, quy mô và thông số kỹ thuật chính của công trình, thời gian dự kiến vận hành;
b) Tài liệu liên quan đến Hệ thống đo đếm bao gồm:
- Vị trí đo đếm chính, vị trí đo đếm dự phòng;
- Vị trí lắp đặt và thông số kỹ thuật của thiết bị đo đếm (chủng loại, điện áp, dòng điện, tỷ số biến dòng điện và điện áp, cấp chính xác, dung lượng và các thông số khác);
- Giải pháp đấu nối và niêm phong kẹp chì mạch nhị thứ của Hệ thống đo đếm;
- Vị trí lắp đặt tủ công tơ đo đếm.
c) Tài liệu liên quan đến Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, bao gồm:
- Giải pháp kết nối của Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
- Thông số thiết bị của Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
d) Danh mục, khối lượng thiết bị chính của Hệ thống đo đếm cần đầu tư.
4. Các bản vẽ liên quan, bao gồm:
a) Sơ đồ đấu nối công trình điện vào hệ thống điện quốc gia thể hiện đầy đủ các thông số kỹ thuật;
b) Sơ đồ nguyên lý đo lường và bảo vệ của công trình điện;
c) Sơ đồ nguyên lý Hệ thống đo đếm của công trình điện;
d) Sơ đồ mặt bằng bố trí các thiết bị thuộc Hệ thống đo đếm của công trình điện;
đ) Sơ đồ đấu nối mạch nhị thứ đo đếm, trong đó có thể hiện giải pháp niêm phong kẹp chì;
e) Sơ đồ đấu nối Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
g) Sơ đồ tủ công tơ đo đếm, tủ trung gian dùng cho đo đếm điện năng (nếu có).
5. Dự thảo Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc 2 kem theo Thong tu so 42.2015.TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.23.37. Thực hiện thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 37 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trách nhiệm lập và gửi Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
a) Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm lập và gửi Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm cho Công ty Mua bán điện trong các trường hợp sau:
- Đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện lớn với lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối;
- Đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện sử dụng nguồn năng lượng tái tạo với lưới điện;
- Đo đếm ranh giới giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;
- Đo đếm ranh giới phục vụ mua bán điện với nước ngoài qua cấp điện áp từ 110 kV trở lên;
- Đo đếm ranh giới giữa lưới điện truyền tải với Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện truyền tải.
b) Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm lập và gửi Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm cho Đơn vị phân phối điện trong các trường hợp sau:
- Đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện nhỏ với lưới điện phân phối;
- Đo đếm ranh giới giữa lưới điện phân phối với Đơn vị phân phối và bán lẻ điện hoặc Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào lưới điện phân phối trong trường hợp Đơn vị phân phối và bán lẻ điện hoặc Khách hàng sử dụng điện đầu tư Hệ thống đo đếm.
c) Đối với đo đếm ranh giới giữa hai Đơn vị phân phối điện
- Đo đếm ranh giới giữa hai Tổng công ty Điện lực: Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm lập và gửi Hồ sơ đề nghị thoả thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm cho Công ty Mua bán điện. Đơn vị còn lại có trách nhiệm phối hợp với Công ty Mua bán điện trong quá trình thỏa thuận;
- Đo đếm ranh giới giữa hai Công ty Điện lực tỉnh thuộc cùng một Tổng công ty Điện lực: Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm lập và gửi Hồ sơ đề nghị thoả thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm cho Tổng công ty Điện lực. Đơn vị còn lại có trách nhiệm phối hợp trong quá trình thỏa thuận.
d) Đối với các trường hợp khác với quy định tại các Điểm a, b và c Khoản này, thực hiện theo quy định tại Khoản 3 Điều 35 Thông tư này.
2. Trình tự thực hiện thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
a) Sau khi lập Hồ sơ theo quy định tại Điều 36 Thông tư này, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm gửi 03 (ba) bộ Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm cho Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này để tiến hành thỏa thuận;
b) Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi lấy ý kiến của các Đơn vị giao nhận điện liên quan trực tiếp về đề xuất thỏa thuận thiết kế;
c) Sau khi nhận được ý kiến góp ý của các Đơn vị giao nhận điện liên quan trực tiếp, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:
- Tổng hợp ý kiến của các Đơn vị giao nhận điện liên quan và đánh giá các nội dung trong hồ sơ: Vị trí đo đếm điện năng, thiết kế kỹ thuật của Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, phương thức giao nhận điện năng, dự thảo Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và các nội dung liên quan khác;
- Gửi ý kiến bằng văn bản cho Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm để hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận thiết kế.
d) Trên cơ sở ý kiến của Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm thỏa thuận thống nhất và hoàn thiện dự thảo Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm theo quy định tại Thông tư này;
đ) Sau khi đã thống nhất, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm và Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm ký kết Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm. Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm được lập thành 02 bản, mỗi bên giữ 01 bản. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm gửi bản sao Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (đã ký) đến các Đơn vị giao nhận điện liên quan.
3. Thời gian thỏa thuận và ký thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đối với các nội dung quy định tại Điều này được thực hiện theo quy định tại Điều 38 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.23.38. Thời gian thỏa thuận và ký thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 38 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Thời gian thỏa thuận thống nhất và ký Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm được quy định tại Bảng sau:
|
TT |
Nội dung thực hiện |
Thời gian thực hiện tối đa |
Trách nhiệm thực hiện |
|
1 |
Gửi Hồ sơ đề nghị thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm |
Ngay sau khi thống nhất thoả thuận đấu nối công trình điện vào lưới điện |
Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm |
|
2 |
Gửi lấy ý kiến của các Đơn vị giao nhận điện liên quan trực tiếp |
10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được Hồ sơ hợp lệ của Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm |
Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan |
|
3 |
Tổng hợp ý kiến và gửi ý kiến bằng văn bản cho Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm |
05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được ý kiến góp ý của các Đơn vị giao nhận điện liên quan |
Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện |
|
4 |
Thống nhất và hoàn thiện Dự thảo thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm |
07 ngày làm việc kể từ ngày nhận được ý kiến của Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện |
Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm chủ trì Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện phối hợp |
|
5 |
Ký và gửi Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm |
03 ngày làm việc kể từ khi hoàn thiện Dự thảo Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm |
Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm chủ trì Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện phối hợp |
Điều 7.3.TT.23.39. Yêu cầu trong quá trình đầu tư, lắp đặt
(Điều 39 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đảm bảo Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đáp ứng quy định tại Thông tư này, phù hợp với thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đã thống nhất.
2. Đảm bảo thiết bị đo đếm phù hợp quy định của pháp luật về đo lường.
Thiết bị đo đếm đưa vào sử dụng phải thực hiện quy định phê duyệt mẫu phương tiện đo do cơ quan nhà nước có thẩm quyền về đo lường thực hiện. Trường hợp đặc biệt, thiết bị đo đếm thuộc tủ hợp bộ hoặc công trình hợp bộ được đầu tư nhưng chưa được phê duyệt mẫu và không thể lắp đặt bổ sung thiết bị đo đếm bên ngoài, các đơn vị liên quan có trách nhiệm hướng dẫn Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm thực hiện thủ tục phê duyệt mẫu theo quy định của pháp luật về đo lường.
Điều 7.3.TT.23.40. Trách nhiệm của các đơn vị trong đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 40 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm
a) Đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm phù hợp với thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm đã được thỏa thuận thống nhất theo quy định tại Mục 1 Chương này;
b) Ký hợp đồng với Đơn vị thí nghiệm, kiểm định để thực hiện các công việc sau:
- Thí nghiệm, kiểm định ban đầu các thiết bị đo đếm theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường;
- Thí nghiệm mạch nhị thứ đo đếm đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật về đo lường, phù hợp với thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm;
- Niêm phong kẹp chì Hệ thống đo đếm đảm bảo không thể can thiệp vào mạch đo và thiết bị đo đếm nếu không phá bỏ niêm phong kẹp chì;
- Lập trình cài đặt các thông số làm việc, các mức mật khẩu công tơ đo đếm.
c) Cung cấp cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và Đơn vị giao nhận điện liên quan các thông tin về điểm đo (vị trí đo đếm, phương thức giao nhận, thông số kỹ thuật);
d) Phối hợp với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm trong việc lắp đặt, kiểm tra Hệ thống thu thập số liệu đo đếm tại chỗ và từ xa.
2. Đơn vị quản lý lưới điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm và các đơn vị liên quan trong quá trình lắp đặt, thí nghiệm, kiểm định ban đầu Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong trường hợp Hệ thống đo đếm đặt tại trạm điện của Đơn vị quản lý lưới điện.
3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm
a) Cấp phát mã vị trí điểm đo và mã địa chỉ của các công tơ đo đếm cho Hệ thống đo đếm mới lắp đặt trong phạm vi quản lý;
b) Bổ sung cơ sở dữ liệu đo đếm vào Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý;
c) Phối hợp với Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm trong việc lắp đặt, kiểm tra Hệ thống thu thập số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm và đường truyền dữ liệu đo đếm từ công trình điện về Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý;
d) Cài đặt các phần mềm mã hóa số liệu đo đếm sau khi đọc và truyền về máy tính đặt tại chỗ, chống mọi sự can thiệp trái phép và giả mạo thông tin đối với số liệu đo đếm trước khi được truyền về Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý.
4. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định
Thực hiện các nhiệm vụ theo hợp đồng ký kết với Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm bao gồm:
a) Thí nghiệm, kiểm định ban đầu các thiết bị đo đếm theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường;
b) Thí nghiệm mạch nhị thứ đo đếm đảm bảo đúng kỹ thuật, phù hợp với thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm;
c) Niêm phong kẹp chì Hệ thống đo đếm đảm bảo không thể can thiệp vào mạch đo và thiết bị đo;
d) Lập trình cài đặt các thông số làm việc, các mức mật khẩu công tơ đo đếm trong phạm vi thẩm quyền cho phép;
đ) Cung cấp cho Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm các biên bản thí nghiệm, kiểm định Hệ thống đo đếm, biên bản cài đặt công tơ đo đếm theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường.
Điều 7.3.TT.23.41. Thành phần tham gia nghiệm thu
(Điều 41 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Tùy theo từng trường hợp đo đếm giao nhận, thành phần tham gia nghiệm thu bao gồm các đơn vị sau:
1. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm.
2. Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện.
3. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm.
4. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
5. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định.
6. Đơn vị giao nhận điện liên quan.
Điều 7.3.TT.23.42. Hồ sơ phục vụ nghiệm thu
(Điều 42 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Hồ sơ kỹ thuật
a) Giấy chứng nhận thí nghiệm, kiểm định đối với CT, VT và công tơ đo đếm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
b) Quyết định phê duyệt mẫu đối với công tơ đo đếm, CT, VT (nếu có);
c) Biên bản thí nghiệm đối với CT, VT và công tơ đo đếm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
d) Biên bản kiểm tra, thí nghiệm tổng mạch nhị thứ của Hệ thống đo đếm của Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
đ) Biên bản cài đặt thông số của công tơ đo đếm.
2. Biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt Hệ thống đo đếm.
3. Biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.43. Trình tự thực hiện nghiệm thu
(Điều 43 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Sau khi hoàn thành việc lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, chậm nhất 14 ngày trước ngày dự kiến thực hiện nghiệm thu, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị tiến hành nghiệm thu kèm 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ nghiệm thu theo quy định tại Điều 42 Thông tư này cho Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan.
2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị tiến hành nghiệm thu và hồ sơ phục vụ nghiệm thu, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ theo quy định tại Điều 42 Thông tư này và thực hiện công việc sau:
a) Trường hợp hồ sơ hợp lệ theo quy định và đảm bảo điều kiện để tiến hành nghiệm thu, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi văn bản cho các đơn vị tham gia nghiệm thu để thống nhất kế hoạch nghiệm thu;
b) Trường hợp hồ sơ chưa đủ điều kiện nghiệm thu, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi văn bản yêu cầu Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm bổ sung và thông báo cho các đơn vị tham gia nghiệm thu.
3. Sau khi thống nhất kế hoạch nghiệm thu, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm chủ trì tổ chức triển khai nghiệm thu Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm với sự có mặt đại diện của các đơn vị liên quan quy định tại Điều 41 Thông tư này.
4. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm tập hợp toàn bộ hồ sơ nghiệm thu và gửi 01 (một) bộ hồ sơ (bản sao) cho mỗi đơn vị tham gia nghiệm thu.
5. Các đơn vị tham gia nghiệm thu có trách nhiệm lưu giữ hồ sơ nghiệm thu, cập nhật thông tin điểm đo vào danh sách vị trí đo đếm giao nhận và chương trình quản lý của đơn vị.
6. Hệ thống đo đếm chỉ được đưa vào vận hành khi các đơn vị tham gia nghiệm thu thống nhất kết quả nghiệm thu và cùng ký Biên bản nghiệm thu.
Điều 7.3.TT.23.44. Các nội dung chính trong quá trình nghiệm thu
(Điều 44 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Quá trình nghiệm thu được tiến hành theo hai bước, cụ thể như sau:
a) Kiểm tra lắp đặt thiết bị trước khi đóng điện
- Kiểm tra hồ sơ kỹ thuật của Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
- Kiểm tra thực tế lắp đặt Hệ thống đo đếm tại hiện trường bao gồm: Kiểm tra vị trí lắp đặt thiết bị nhất thứ, kiểm tra lắp đặt mạch nhị thứ, kiểm tra thông số của các thiết bị đo đếm, kiểm tra cài đặt của công tơ đo đếm;
- Đối chiếu kết quả kiểm tra thực tế lắp đặt Hệ thống đo đếm tại hiện trường với thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm đã thống nhất, hồ sơ kỹ thuật của thiết bị đo đếm và biên bản cài đặt công tơ đo đếm;
- Kiểm tra sự phù hợp của các thông số cài đặt công tơ đo đếm với thông số thiết bị đo đếm thực tế lắp đặt;
- Kiểm tra thông số, lắp đặt thực tế của Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và đối chiếu với thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm đã thống nhất;
- Đơn vị thí nghiệm, kiểm định cài đặt các mức mật khẩu của công tơ đo đếm, lưu giữ mật khẩu “Cài đặt” của công tơ đo đếm, bàn giao mật khẩu “Chỉ đọc” cho Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm và ban giao mật khẩu “Đồng bộ thời gian” cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;
- Chốt chỉ số công tơ đo đếm, ghi nhận các thông số lập trình công tơ đo đếm, số lần cài đặt và thời điểm lập trình cuối cùng của công tơ đo đếm;
- Niêm phong kẹp chì hộp đấu dây CT, VT, mạch nhị thứ đo đếm, các đấu nối trung gian, hộp thử nghiệm đảm bảo không thể can thiệp vào Hệ thống đo đếm nếu không phá bỏ niêm phong kẹp chì. Việc niêm phong kẹp chì phải có sự chứng kiến của các bên tham gia nghiệm thu.
b) Kiểm tra hoạt động của Hệ thống đo đếm ngay sau khi đóng điện mang tải
- Kiểm tra trị số dòng điện, điện áp, góc pha giữa dòng điện và điện áp;
- Phân tích, đánh giá các trị số dòng điện, điện áp, góc giữa dòng điện và điện áp, kết hợp với việc đối chiếu công suất công tơ đo đếm được với công suất của tải thực tế;
- Kiểm tra hoạt động của Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
- Sau khi hoàn tất các hạng mục kiểm tra, các bên khẳng định Hệ thống đo đếm làm việc bình thường, thực hiện niêm phong kẹp chì các phần còn lại của Hệ thống đo đếm;
- Kết thúc quá trình nghiệm thu, các bên tham gia nghiệm thu cùng ký Biên bản nghiệm thu theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Trong quá trình kiểm tra hoạt động của Hệ thống đo đếm khi mang tải, nếu phát hiện sai sót dẫn đến Hệ thống đo đếm hoạt động không chính xác, các đơn vị cùng phối hợp khắc phục và xác định sản lượng điện năng phải truy thu hoặc thoái hoàn.
3. Trường hợp Hệ thống đo đếm hoặc Hệ thống thu thập số liệu đo đếm chưa được nghiệm thu hoàn thành sau khi đóng điện công trình, các bên có trách nhiệm lập Biên bản nghiệm thu lần thứ nhất ghi nhận các tồn tại và yêu cầu xử lý, biện pháp khắc phục các tồn tại và thời gian khắc phục để làm căn cứ nghiệm thu lần tiếp theo. Điện năng giao nhận trong thời gian Hệ thống đo đếm chưa hoàn thành nghiệm thu được tính toán truy thu hoặc thoái hoàn (nếu có) ngay khi Hệ thống đo đếm được nghiệm thu hoàn thành.
Phu luc 3 kem theo Thong tu so 42.2015.TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.23.45. Yêu cầu chung về thiết kế, lắp đặt và nghiệm thu Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 45 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Yêu cầu trang bị Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) tùy thuộc vào từng đối tượng khách hàng sử dụng điện, nhu cầu về quản lý vận hành và kinh doanh bán điện.
2. Việc đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm phải đáp ứng các yêu cầu đối với Hệ thống đo đếm cấp điện áp từ trung áp trở xuống theo quy định tại Chương III Thông tư này và các quy định của pháp luật về đo lường.
3. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
a) Đầu tư, lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) đáp ứng kịp thời nhu cầu lắp đặt, thay thế thiết bị đo đếm và các thiết bị, phụ kiện khác để bán điện cho Khách hàng sử dụng điện;
b) Tổ chức kiểm định ban đầu, kiểm định định kỳ, kiểm định sau sửa chữa các thiết bị đo đếm theo quy định tại Thông tư này và quy định của pháp luật về đo lường;
c) Nghiệm thu, quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật về đo lường của thiết bị đo đếm trong quá trình sử dụng. Chỉ được phép đưa vào sử dụng các thiết bị đo đếm đã được phê duyệt mẫu, được kiểm định và đạt các yêu cầu kỹ thuật về đo lường.
Điều 7.3.TT.23.46. Thiết kế Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm
(Điều 46 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thiết kế Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) phục vụ bán điện cho Khách hàng sử dụng điện đồng thời với trình tự thỏa thuận đấu nối và cung cấp điện cho Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở xuống theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành, cụ thể như sau:
a) Trường hợp cung cấp điện cho Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp: Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ Hồ sơ đề nghị đấu nối hợp lệ của khách hàng theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải hoàn thiện thiết kế Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm;
b) Trường hợp cung cấp điện phục vụ mục đích sinh hoạt đấu nối cấp điện áp hạ áp: Trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận Hồ sơ đề nghị đấu nối hợp lệ của khách hàng theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải hoàn thiện thiết kế Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có), ký hợp đồng và cung cấp điện cho khách hàng;
c) Trường hợp cung cấp điện ngoài mục đích sinh hoạt đấu nối cấp điện áp hạ áp: Trong thời hạn 08 ngày làm việc kể từ ngày nhận Hồ sơ đề nghị đấu nối hợp lệ của khách hàng theo quy định tại Quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm kiểm tra, khảo sát, thiết kế Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có), lập phương án cấp điện cho khách hàng, ký hợp đồng và cung cấp điện cho khách hàng.
2. Trường hợp Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp đầu tư Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có), khách hàng có trách nhiệm lập thiết kế kỹ thuật và thỏa thuận thống nhất với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm. Thời gian tối đa thực hiện thỏa thuận thống nhất thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm là 05 ngày làm việc kể từ khi khách hàng gửi đầy đủ hồ sơ về thiết kế kỹ thuật.
Điều 7.3.TT.23.47. Treo, tháo Hệ thống đo đếm
(Điều 47 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Khi treo, tháo, lắp đặt Hệ thống đo đếm phải có phiếu công tác hoặc lệnh công tác. Trước khi treo, tháo, lắp đặt Hệ thống đo đếm, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm kiểm tra tính toàn vẹn của các thiết bị đo đếm, chì niêm, niêm phong; kiểm tra tình trạng hoạt động của Hệ thống đo đếm, ghi chỉ số công tơ đo đếm tại thời điểm treo, tháo thiết bị đo đếm; kiểm tra tỷ số cài đặt CT và VT, số lần lập trình cuối và thời điểm lập trình cuối.
2. Kết quả treo, tháo, lắp đặt Hệ thống đo đếm phải được ghi đầy đủ vào Biên bản treo, tháo, lắp đặt thiết bị đo đếm theo mẫu do Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện quy định. Biên bản treo, tháo, lắp đặt thiết bị đo đếm phải có chữ ký của đại diện Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và chữ ký của đại diện Khách hàng sử dụng điện, được lập thành 02 bản, mỗi bên giữ 01 bản.
3. Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) chỉ được đưa vào sử dụng phục vụ giao nhận, mua bán điện năng đảm bảo không gây hư hỏng thiết bị điện của Khách hàng sử dụng điện và an toàn tính mạng của con người khi Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện hoàn thành công tác treo, tháo Hệ thống đo đếm và Biên bản treo, tháo, lắp đặt thiết bị đo đếm được đại diện các bên ký thống nhất.
Điều 7.3.TT.23.48. Quản lý, vận hành Hệ thống đo đếm
(Điều 48 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm quản lý, vận hành, bảo dưỡng sửa chữa Hệ thống đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo tính chính xác, ổn định, tin cậy và bảo mật.
2. Trong quá trình quản lý vận hành, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thường xuyên theo dõi, kiểm tra tình trạng hoạt động của các Hệ thống đo đếm, kịp thời phát hiện các vấn đề bất thường hoặc nguy cơ xảy ra sự cố. Trường hợp phát hiện bất thường hoặc sự cố, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm phải thông báo ngay cho các đơn vị liên quan để phối hợp xử lý, quá trình xử lý phải thực hiện theo các quy định tại Mục 2 Chương này.
3. Việc thay thế thiết bị hoặc nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm chỉ thực hiện khi các đơn vị liên quan thoả thuận và thống nhất. Đối với Hệ thống đo đếm bán điện cho Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở xuống, trước khi thực hiện thay thế thiết bị hoặc nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo cho Khách hàng sử dụng điện biết để phối hợp thực hiện.
4. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm có trách nhiệm tổ chức quản lý niêm phong, kẹp chì của Hệ thống đo đếm theo quy định tại Thông tư này và quy định pháp luật về đo lường.
5. Niêm phong, chì kiểm định của thiết bị đo đếm chỉ được tháo dỡ khi tiến hành kiểm định, thử nghiệm và xử lý sự cố do Đơn vị thí nghiệm, kiểm định thực hiện với sự có mặt của đại diện các đơn vị liên quan.
6. Đồng hồ thời gian của công tơ đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm được lấy theo múi giờ Việt Nam và được đồng bộ với nguồn thời gian chuẩn lấy từ hệ thống định vị toàn cầu (GPS) hoặc từ nguồn thời gian chuẩn quốc gia phù hợp với điều kiện thực tế của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
7. Đối với Hệ thống đo đếm phục vụ bán điện cho Khách hàng sử dụng điện, nếu có bất kỳ phát hiện bất thường hoặc sự cố, Khách hàng sử dụng điện phải thông báo cho bên bán điện để có biện pháp xử lý kịp thời.
Điều 7.3.TT.23.49. Thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm
(Điều 49 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp đo đếm điện năng phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa các Đơn vị phân phối điện với nhau hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên với lưới điện
a) Chậm nhất 05 ngày làm việc trước ngày dự kiến thực hiện thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo (kèm theo các tài liệu liên quan về việc cần thiết phải thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm) cho Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan;
b) Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ khi nhận được thông báo của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận liên quan có trách nhiệm thống nhất về việc thay đổi hoặc cài lại thông số của Hệ thống đo đếm, kế hoạch thực hiện hoặc đề nghị Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm bổ sung tài liệu để có đầy đủ cơ sở thống nhất thực hiện thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm;
c) Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm chủ trì triển khai thực hiện thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm theo kế hoạch đã được thống nhất; việc thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm phải được thực hiện theo các quy định pháp luật về đo lường;
d) Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm tham gia thực hiện quá trình thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm theo kế hoạch đã được thống nhất;
đ) Các đơn vị phải cập nhật thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm vào cơ sở dữ liệu đo đếm do mình quản lý. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm cập nhật vào Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm sau khi có thông báo từ Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm.
2. Đối với đo đếm điện năng phục vụ giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở xuống, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thay đổi thông số Hệ thống đo đếm nhưng phải thông báo trước cho Khách hàng sử dụng điện biết lý do để phối hợp thực hiện.
Điều 7.3.TT.23.50. Thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm
(Điều 50 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp đo đếm điện năng phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa các Đơn vị phân phối điện với nhau hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên với lưới điện, khi cần thiết phải thay thế thiết bị hoặc nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm chủ trì thực hiện các nội dung cụ thể như sau:
a) Trừ trường hợp khẩn cấp quy định tại Khoản 3 Điều 53 Thông tư này, khi thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm bị sự cố hoặc hoạt động bất thường mà thông số kỹ thuật của thiết bị thay thế tương đương với thông số của thiết bị cũ hoặc đảm bảo theo đúng thỏa thuận với các đơn vị liên quan, trình tự thay thế thực hiện như sau:
- Chậm nhất 05 ngày làm việc trước ngày dự kiến thực hiện, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo (kèm theo các tài liệu liên quan) cho Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận liên quan kế hoạch thay thế, nghiệm thu Hệ thống đo đếm;
- Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ khi nhận được thông báo của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm thống nhất kế hoạch thay thế và nghiệm thu với Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm;
- Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm chủ trì tổ chức thay thế và nghiệm thu Hệ thống đo đếm theo kế hoạch đã thống nhất.
b) Đối với trường hợp thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm khi nâng cấp, cải tạo Hệ thống đo đếm
- Thực hiện thỏa thuận thiết kế kỹ thuật, đầu tư, lắp đặt, nghiệm thu thiết bị thay thế theo quy định tại Chương V Thông tư này;
- Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm cập nhật thay đổi thông số của Hệ thống đo đếm vào cơ sở dữ liệu đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm.
2. Trường hợp đo đếm điện năng phục vụ giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở xuống, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm theo quy định tại Điều 47 Thông tư này và phải thông báo trước cho khách hàng biết lý do. Khi tiến hành thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm phải có sự chứng kiến và xác nhận của đại diện Khách hàng sử dụng điện.
Điều 7.3.TT.23.51. Công tác tại hiện trường
(Điều 51 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Khi thực hiện thay đổi thông số hoặc thay thế thiết bị của Hệ thống đo đếm, các đơn vị tham gia có trách nhiệm thực hiện công việc sau:
1. Kiểm tra tình trạng niêm phong, hoạt động của Hệ thống đo đếm.
2. Chốt chỉ số công tơ đo đếm, tính toán sản lượng trong các chu kỳ không thông qua Hệ thống đo đếm.
3. Tính toán truy thu, thoái hoàn (nếu có).
4. Lập biên bản thay đổi thông số, thay thế thiết bị hoặc hủy bỏ vị trí đo đếm, trong đó phải có các thông tin sau: Vị trí đo đếm điện năng, thời điểm thực hiện, chỉ số công tơ đo đếm trước và sau khi treo, tháo và các nội dung công việc đã thực hiện. Biên bản xác nhận phải có chữ ký của đại diện của các đơn vị tham gia.
Điều 7.3.TT.23.52. Vận hành Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm
(Điều 52 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm quản lý, vận hành Hệ thống thu thập số liệu đo đếm tại vị trí đo đếm bao gồm các thiết bị thông tin, máy tính (nếu có), chương trình đọc số liệu công tơ đo đếm để đảm bảo cập nhật đầy đủ, chính xác số liệu từ các công tơ đo đếm tại vị trí đo đếm trong phạm vi quản lý và truyền về Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để cập nhật vào cơ sở dữ liệu chung.
2. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm quản lý, vận hành, bảo mật Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Hệ thống quản lý số liệu đo đếm và cơ sở dữ liệu đo đếm điện năng trong phạm vi quản lý đảm bảo cập nhật thông tin, số liệu đầy đủ, chính xác và tin cậy.
Điều 7.3.TT.23.53. Sự cố Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm
(Điều 53 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm chủ trì và phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc khắc phục các sự cố của Hệ thống đo đếm, Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý, trừ trường hợp khẩn cấp quy định tại Khoản 3 Điều này.
2. Quá trình xử lý sự cố Hệ thống đo đếm phải có sự tham gia, chứng kiến của đại diện Công ty mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan; phải được ghi lại bằng biên bản làm việc và có chữ ký của đại diện các đơn vị liên quan tham gia, trừ trường hợp khẩn cấp được quy định tại Khoản 3 Điều này.
3. Trường hợp khẩn cấp, khi sự cố xảy ra đối với Hệ thống đo đếm có thể gây nguy hiểm cho con người hoặc thiết bị, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm được quyền chủ động xử lý sự cố nhưng phải thông báo ngay tới Công ty mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan và phải thực hiện các công việc sau:
a) Lập biên bản ghi lại chi tiết các thông tin về sự cố và biện pháp khắc phục bao gồm các nội dung: Thời điểm xảy ra sự cố, tình trạng sự cố, thời gian khắc phục, chỉ số công tơ đo đếm tại các thời điểm bị sự cố và sau khi được phục hồi. Biên bản phải có chữ ký xác nhận của đại diện có thẩm quyền của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm;
b) Phối hợp với Công ty mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan để thực hiện các thủ tục niêm phong kẹp chì và tính toán sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn theo quy định.
4. Sản lượng điện năng truy thu, thoái hoàn trong thời gian Hệ thống đo đếm bị sự cố phải được Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan tính toán thống nhất.
Điều 7.3.TT.23.54. Xử lý sự cố Hệ thống đo đếm
(Điều 54 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Ngay khi nhận được thông báo về sự cố Hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm:
a) Thông báo cho Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;
b) Chủ trì, phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan xác định nguyên nhân sự cố và đưa ra biện pháp khắc phục sự cố Hệ thống đo đếm.
2. Trường hợp các thiết bị đo đếm bị sự cố phải thay thế và kiểm định, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm có trách nhiệm ký hợp đồng với Đơn vị thí nghiệm, kiểm định thực hiện các nội dung liên quan.
3. Tại hiện trường, các đơn vị tham gia xử lý sự cố thực hiện các công việc sau:
a) Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm có trách nhiệm cung cấp các tài liệu, số liệu liên quan phục vụ công tác xác định nguyên nhân và khắc phục sự cố Hệ thống đo đếm bao gồm: Nhật ký vận hành Hệ thống đo đếm, số liệu được ghi nhận trong công tơ đo đếm tại thời điểm trước khi xảy ra sự cố;
b) Sau khi xác định được nguyên nhân và đưa ra biện pháp khắc phục sự cố, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm khắc phục sự cố Hệ thống đo đếm, cụ thể như sau:
- Trường hợp thiết bị đo đếm bị hư hỏng, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm chủ trì, phối hợp với Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thay thế hoặc sửa chữa trong thời hạn ngắn nhất để các thiết bị đo đếm đảm bảo yêu cầu quy định tại Thông tư này và hoạt động trở lại bình thường. Việc thay thế hoặc sửa chữa phải thực hiện theo quy định tại Điều 50 Thông tư này;
- Trường hợp không thể khắc phục ngay sự cố, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm chủ trì, phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan xác định phương án đo đếm thay thế tạm thời (nếu cần thiết).
c) Kiểm tra, nghiệm thu Hệ thống đo đếm sau khi đã khắc phục sự cố;
d) Trường hợp sự cố Hệ thống đo đếm dẫn đến việc không xác định được chính xác số liệu đo đếm và sản lượng điện năng giao nhận, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm chủ trì, phối hợp các đơn vị liên quan ước tính, thống nhất số liệu đo đếm và sản lượng điện năng giao nhận bằng biên bản để làm căn cứ thanh toán tiền điện;
đ) Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm lập biên bản xử lý, khắc phục sự cố Hệ thống đo đếm. Biên bản phải được các đơn vị tham gia thống nhất và được đại diện các đơn vị ký xác nhận.
4. Đối với sự cố Hệ thống đo đếm cấp điện áp hạ áp, ngay sau khi phát hiện hoặc được Khách hàng sử dụng điện thông báo về sự cố hoặc hiện tượng bất thường, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Khách hàng sử dụng điện để khắc phục sự cố trong thời gian sớm nhất.
Điều 7.3.TT.23.55. Xử lý sự cố Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm
(Điều 55 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trong quá trình quản lý vận hành Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm, đơn vị phát hiện thấy xảy ra lỗi hoặc sự cố với hệ thống đọc và truyền số liệu dẫn đến việc truy cập số liệu từ xa không thực hiện được có trách nhiệm thông báo ngay về Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để phối hợp xử lý, giải quyết. Ngay khi nhận được thông tin, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm liên hệ với các đơn vị liên quan để phối hợp tiến hành kiểm tra, xác định lỗi hoặc sự cố và thực hiện biện pháp khắc phục kịp thời.
2. Sau khi kiểm tra, nếu phát hiện lỗi xảy ra tại khâu nào, đơn vị chịu trách nhiệm khâu đó phải khẩn trương xử lý, khắc phục để phục hồi tình trạng hoạt động của Hệ thống thu thập số liệu đo đếm hoặc Hệ thống quản lý số liệu đo đếm trong thời gian ngắn nhất.
3. Sau khi Hệ thống thu thập số liệu đo đếm hoặc Hệ thống quản lý số liệu đo đếm được khôi phục sau sự cố, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm thực hiện các biện pháp để thu thập số liệu đo đếm về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để bổ sung các số liệu còn thiếu trong quá trình hệ thống bị sự cố.
4. Trường hợp chưa thể xử lý sự cố Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm tiến hành thu thập số liệu công tơ đo đếm trực tiếp tại chỗ và sử dụng các biện pháp thích hợp (thư điện tử, fax) để chuyển số liệu kịp thời về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để cập nhật vào cơ sở dữ liệu đo đếm chung của toàn hệ thống.
5. Trường hợp Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm bị lỗi hoặc sự cố dẫn đến việc không đọc được số liệu công tơ đo đếm hoặc đọc được số liệu nhưng bị sai, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải phối hợp với Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và các đơn vị liên quan để thu thập số liệu đo đếm chính xác phục vụ việc truy thu, thoái hoàn. Số liệu đo đếm chính xác phải cập nhật vào cơ sở dữ liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.56. Quy định chung về kiểm định thiết bị đo đếm
(Điều 56 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Kiểm định thiết bị đo đếm bao gồm kiểm định ban đầu, kiểm định định kỳ, kiểm định sau sửa chữa và kiểm định theo yêu cầu.
2. Thiết bị đo đếm chỉ được đưa vào sử dụng sau khi được kiểm định theo quy định của pháp luật về đo lường và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định tại Thông tư này.
3. Kiểm định ban đầu là việc kiểm định lần đầu tiên đối với thiết bị đo đếm trước khi đưa vào sử dụng. Trong phạm vi quản lý, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm phải chịu toàn bộ chi phí cho việc kiểm định ban đầu thiết bị đo đếm.
4. Kiểm định định kỳ được thực hiện theo chu kỳ do cơ quan quản lý nhà nước về đo lường quy định hoặc theo quy định tại hợp đồng mua bán điện nhưng không được trái với quy định của pháp luật về đo lường. Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm phải chịu toàn bộ chi phí cho việc kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm.
5. Kiểm định sau sửa chữa được thực hiện theo quy định của pháp luật về đo lường.
6. Kiểm định theo yêu cầu được thực hiện trong các trường hợp sau:
a) Kiểm định theo yêu cầu của Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm;
b) Kiểm định theo yêu cầu của Đơn vị giao nhận điện liên quan không sở hữu hoặc đầu tư Hệ thống đo đếm, trừ trường hợp quy định tại Điểm c Khoản này;
c) Trường hợp Khách hàng sử dụng điện có yêu cầu thực hiện kiểm định thiết bị đo đếm đang được sử dụng để bán điện cho khách hàng, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện và Khách hàng sử dụng điện có trách nhiệm phối hợp thực hiện theo quy định tại Khoản 3, Khoản 4 Điều 25 Luật Điện lực và Điều 19 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực.
7. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm có trách nhiệm tập hợp toàn bộ hồ sơ kiểm định (Giấy chứng nhận kiểm định và Biên bản làm việc) và gửi 01 (một) bộ hồ sơ cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và mỗi đơn vị tham gia kiểm định thiết bị đo đếm.
8. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và các đơn vị tham gia kiểm định thiết bị đo đếm có trách nhiệm lưu giữ hồ sơ kiểm định, cập nhật thông tin điểm đo vào danh sách vị trí đo đếm giao nhận và chương trình quản lý của đơn vị.
Điều 7.3.TT.23.57. Thành phần tham gia kiểm định thiết bị đo đếm cấp điện áp từ trung áp trở lên
(Điều 57 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Tùy theo từng trường hợp đo đếm giao nhận và mục đích kiểm định thành phần tham gia kiểm định thiết bị đo đếm có thể bao gồm:
1. Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm.
2. Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện.
3. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm.
4. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định.
5. Đơn vị giao nhận điện liên quan.
Điều 7.3.TT.23.58. Kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm cấp điện áp từ trung áp trở lên
(Điều 58 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trước ngày 05 tháng 12 hàng năm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm phối hợp với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm gửi thông báo cho các Đơn vị giao nhận điện liên quan và Đơn vị thí nghiệm, kiểm định kế hoạch kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm cho từng tháng của năm tiếp theo.
2. Trước ngày 20 tháng 12 hàng năm, trên cơ sở kế hoạch kiểm định định kỳ do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm gửi, các Đơn vị giao nhận điện liên quan và Đơn vị thí nghiệm, kiểm định có trách nhiệm thống nhất kế hoạch kiểm định định kỳ của năm tiếp theo.
3. Trường hợp kế hoạch kiểm định định kỳ năm có sự thay đổi, trước ngày 20 tháng cuối cùng của mỗi Quý trong năm, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm phối hợp với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm cập nhật và thống nhất kế hoạch với các Đơn vị giao nhận điện liên quan và Đơn vị thí nghiệm, kiểm định kế hoạch kiểm định cho các tháng còn lại của năm.
4. Trên cơ sở kế hoạch kiểm định định kỳ năm tiếp theo và kế hoạch cập nhật hàng quý đã được các bên thống nhất, ít nhất 10 ngày trước ngày thực hiện kiểm định định kỳ, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo thời gian thực hiện kiểm định định kỳ cho các đơn vị quy định tại Điều 57 Thông tư này.
5. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm chủ trì và phối hợp với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm tổ chức việc kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm; Đơn vị thí nghiệm, kiểm định thực hiện kiểm định theo đúng quy định của pháp luật về đo lường và hợp đồng đã ký với Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm.
6. Trường hợp kết quả kiểm định định kỳ cho thấy thiết bị đo đếm không đạt các yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm phải thay thế thiết bị đo đếm trong thời gian ngắn nhất.
Điều 7.3.TT.23.59. Kiểm định theo yêu cầu thiết bị đo đếm cấp điện áp từ trung áp trở lên
(Điều 59 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp kiểm định theo yêu cầu của Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm
a) Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị giao nhận điện liên quan ít nhất 10 ngày trước ngày dự kiến thực hiện kiểm định theo yêu cầu. Trong thời hạn 03 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm gửi ý kiến cho Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm về kế hoạch kiểm định;
b) Kiểm định theo yêu cầu chỉ được tiến hành sau khi các Đơn vị giao nhận điện liên quan thống nhất kế hoạch;
c) Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm phải chịu mọi chi phí cho việc kiểm định theo yêu cầu.
2. Trường hợp kiểm định theo yêu cầu của Đơn vị giao nhận điện liên quan không sở hữu hoặc đầu tư Hệ thống đo đếm, trừ trường hợp quy định tại Điểm c Khoản 6 Điều 56 Thông tư này
a) Đơn vị giao nhận điện liên quan có yêu cầu kiểm định có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan khác ít nhất 10 ngày trước ngày dự kiến thực hiện kiểm định. Trong thời hạn 03 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan khác có trách nhiệm gửi ý kiến cho Đơn vị giao nhận điện liên quan có yêu cầu kiểm định;
b) Kiểm định theo yêu cầu chỉ được tiến hành sau khi các Đơn vị giao nhận điện liên quan thống nhất kế hoạch;
c) Chi phí cho việc kiểm định thiết bị đo đếm
- Trường hợp sau khi kiểm định theo yêu cầu, thiết bị đo đếm đạt các yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường thì đơn vị yêu cầu kiểm định chi trả mọi chi phí kiểm định;
- Trường hợp thiết bị đo đếm không đạt các yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường thì Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm chi trả mọi chi phí kiểm định.
3. Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm có trách nhiệm tổ chức việc kiểm định theo yêu cầu thiết bị đo đếm. Đơn vị thí nghiệm, kiểm định thực hiện kiểm định theo đúng quy định của pháp luật về đo lường và hợp đồng đã ký với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm.
4. Trường hợp kết quả kiểm định theo yêu cầu cho thấy thiết bị đo đếm không đạt các yêu cầu quy định tại Thông tư này và yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm phải thay thế thiết bị đo đếm trong thời gian ngắn nhất.
Điều 7.3.TT.23.60. Kiểm định sau sửa chữa thiết bị đo đếm cấp điện áp từ trung áp trở lên
(Điều 60 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Thiết bị đo đếm sau khi sửa chữa xong phải được kiểm định đảm bảo đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này và các yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường.
2. Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm tổ chức thực hiện kiểm định thiết bị đo đếm sau sửa chữa theo quy định pháp luật về đo lường.
3. Trình tự và nội dung kiểm định sau sửa chữa được thực hiện theo quy định của pháp luật về đo lường.
Điều 7.3.TT.23.61. Thực hiện kiểm định thiết bị đo đếm cấp điện áp từ trung áp trở lên
(Điều 61 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp đo đếm điện năng phục vụ giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa các Đơn vị phân phối điện với nhau hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên với lưới điện, trình tự kiểm định thiết bị đo đếm được thực hiện như sau:
a) Các đơn vị tham gia kiểm định kiểm tra niêm phong kẹp chì và tình trạng hoạt động của thiết bị đo đếm trước khi kiểm định;
b) Các đơn vị tham gia chốt chỉ số công tơ đo đếm và phá bỏ niêm phong kẹp chì;
c) Đơn vị thí nghiệm, kiểm định truy xuất dữ liệu công tơ đo đếm, đấu nối sơ đồ kiểm định và tiến hành kiểm định thiết bị đo đếm theo quy trình kiểm định công tơ đo đếm do cơ quan quản lý nhà nước về đo lường quy định;
d) Đơn vị thí nghiệm, kiểm định thiết lập lại thiết bị đo đếm, kết nối thông tin giữa công tơ đo đếm với Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, niêm phong kẹp chì Hệ thống đo đếm;
đ) Đơn vị thí nghiệm, kiểm định và các đơn vị tham gia kiểm định có trách nhiệm tính toán sản lượng điện năng tăng thêm và sản lượng điện năng không qua đo đếm (nếu có) trong quá trình kiểm định;
e) Lập biên bản làm việc có chữ ký của đại diện các đơn vị tham gia.
2. Trường hợp đo đếm điện năng phục vụ giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện tổ chức thực hiện kiểm định thiết bị đo đếm theo trình tự như sau:
a) Phối hợp với Khách hàng sử dụng điện kiểm tra niêm phong kẹp chì và tình trạng hoạt động của Hệ thống đo đếm, chốt chỉ số công tơ đo đếm và phá bỏ niêm phong kẹp chì trước khi thực hiện kiểm định hoặc thay thế định kỳ;
b) Tổ chức kiểm định hoặc thay thế định kỳ theo quy định của pháp luật về đo lường;
c) Tái lập lại Hệ thống đo đếm cho khách hàng và thực hiện niêm phong kẹp chì Hệ thống đo đếm;
d) Lập biên bản làm việc có chữ ký của đại diện các bên tham gia.
Điều 7.3.TT.23.62. Yêu cầu về kiểm định thiết bị đo đếm cấp điện áp hạ áp
(Điều 62 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Ngoài các quy định về kiểm định thiết bị đo đếm quy định tại Điều 56 Thông tư này, việc kiểm định thiết bị đo đếm cấp điện áp hạ áp phải đáp ứng các yêu cầu sau:
1. Hàng năm, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện lập kế hoạch kiểm định định kỳ các thiết bị đo đếm đang sử dụng để bán điện cho Khách hàng sử dụng điện trong phạm vi quản lý.
2. Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện chịu toàn bộ chi phí kiểm định ban đầu, kiểm định định kỳ, kiểm định sau sửa chữa thiết bị đo đếm để đảm bảo các thiết bị đo đếm hoạt động bình thường và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường và yêu cầu quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.23.63. Kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm cấp điện áp hạ áp
(Điều 63 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Kiểm định định kỳ thiết bị đo đếm có thể được thực hiện tại chỗ hoặc kiểm định trong phòng thí nghiệm. Trường hợp thực hiện kiểm định trong phòng thí nghiệm, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải lắp đặt thiết bị đo đếm điện khác đạt tiêu chuẩn theo quy định của pháp luật về đo lường để thay thế thiết bị đo đếm đã tháo ra.
2. Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện thay thế hoặc kiểm định định kỳ các thiết bị đo đếm theo trình tự như sau:
a) Phối hợp với Khách hàng sử dụng điện kiểm tra niêm phong kẹp chì và tình trạng hoạt động của Hệ thống đo đếm, chốt chỉ số công tơ đo đếm và phá bỏ niêm phong kẹp chì trước khi thực hiện kiểm định hoặc thay thế định kỳ;
b) Tổ chức kiểm định hoặc thay thế định kỳ theo quy định của pháp luật về đo lường;
c) Tái lập lại Hệ thống đo đếm cho khách hàng và thực hiện niêm phong kẹp chì Hệ thống đo đếm;
d) Lập biên bản làm việc có chữ ký của đại diện các bên tham gia.
Điều 7.3.TT.23.65. Nguyên tắc, căn cứ thiết lập phương thức giao nhận điện năng
(Điều 65 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Nguyên tắc thiết lập phương thức giao nhận điện năng
a) Phương thức giao nhận điện năng thể hiện mối quan hệ giữa các đơn vị trong giao nhận điện năng, phương thức giao nhận điện năng phải đảm bảo xác định đầy đủ, chính xác sản lượng điện năng giao nhận giữa bên bán và bên mua;
b) Phương thức giao nhận điện năng tại mỗi vị trí đo đếm phải chỉ rõ đơn vị giao nhận điện và chiều giao nhận điện năng, công thức xác định và tổng hợp điện năng qua một hoặc nhiều điểm đo liên quan làm căn cứ xác nhận điện năng giao nhận;
c) Trong quá trình thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm phải đề cập và xét đến các nguyên tắc, yêu cầu và tính khả thi của phương thức giao nhận điện năng;
d) Được phép phối hợp nhiều Hệ thống đo đếm để xác định chính xác sản lượng điện năng giao nhận cho từng trường hợp cụ thể.
2. Căn cứ thiết lập phương thức giao nhận điện năng bao gồm:
a) Sơ đồ nhất thứ của trạm biến áp hoặc nhà máy điện;
b) Sơ đồ kết dây lưới điện khu vực;
c) Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm, vị trí đo đếm điện năng (vị trí đo đếm chính, vị trí đo đếm dự phòng hoặc các vị trí đo đếm có liên quan);
d) Thời điểm chính thức đưa vào vận hành hoặc hủy bỏ Hệ thống đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.66. Thiết lập phương thức giao nhận điện năng
(Điều 66 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Phương thức giao nhận điện năng được thiết lập mới hoặc điều chỉnh trong các trường hợp:
a) Thiết lập mới vị trí đo đếm;
b) Hủy bỏ vị trí đo đếm;
c) Thay đổi đơn vị giao nhận điện năng.
2. Thiết lập mới phương thức giao nhận điện năng
a) Trong phạm vi quản lý, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện chủ trì thiết lập mới phương thức giao nhận điện năng cho vị trí đo đếm đã được thống nhất trong Thỏa thuận thiết kế kỹ thuật Hệ thống đo đếm và thông báo cho Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan bằng văn bản;
b) Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm thống nhất phương thức giao nhận điện năng mới bằng văn bản gửi cho đơn vị chủ trì thiết lập phương thức giao nhận điện năng (Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện).
3. Điều chỉnh phương thức giao nhận điện năng
a) Điều chỉnh phương thức giao nhận điện năng được thực hiện trong các trường hợp: Thay đổi kết dây của lưới điện hoặc thay đổi phạm vi quản lý vận hành và giao nhận điện năng giữa các đơn vị;
b) Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo bằng văn bản lý do và đề xuất điều chỉnh phương thức giao nhận điện năng (hủy bỏ vị trí đo đếm hoặc thay đổi đơn vị giao nhận điện năng), kèm theo các tài liệu có liên quan cho đơn vị chủ trì thiết lập phương thức giao nhận điện năng và các Đơn vị giao nhận điện liên quan;
c) Căn cứ văn bản thông báo và tài liệu gửi kèm theo, trong phạm vi quản lý, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện chủ trì xem xét việc điều chỉnh phương thức giao nhận điện năng và gửi văn bản thông báo cho Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan về việc điều chỉnh phương thức giao nhận điện năng kèm theo kế hoạch tổ chức thực hiện đã thống nhất.
4. Phương thức giao nhận điện năng đã được Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện thông báo là căn cứ để các bên thực hiện giao nhận và tổng hợp điện năng. Trường hợp có một Đơn vị giao nhận điện liên quan chưa thống nhất, thì trong thời gian chờ giải quyết tiếp tục áp dụng phương thức giao nhận điện năng do Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện đã thông báo.
Điều 7.3.TT.23.67. Nguyên tắc, căn cứ cơ sở đưa vị trí đo đếm vào giao nhận điện năng
(Điều 67 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Hệ thống đo đếm tại vị trí đo đếm chỉ được đưa vào làm căn cứ giao nhận điện năng khi đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật theo quy định của pháp luật về đo lường, được kiểm định, nghiệm thu theo quy định và hoàn thành thủ tục đưa vị trí đo đếm vào giao nhận điện năng quy định tại Điều 68 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.23.68. Đưa vị trí đo đếm vào giao nhận điện năng
(Điều 68 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa các Đơn vị phân phối điện với nhau hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên với lưới điện, căn cứ vào hồ sơ nghiệm thu Hệ thống đo đếm theo quy định tại Điều 42 Thông tư này, trong phạm vi quản lý, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện thông báo cho các Đơn vị giao nhận điện liên quan về phương thức giao nhận điện năng, thời điểm và kỳ tổng hợp điện năng giao nhận đầu tiên của vị trí đo đếm, phụ lục chốt chỉ số công tơ đo đếm, phiếu tổng hợp điện năng giao nhận.
2. Trường hợp giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở xuống, vị trí đo đếm chỉ được đưa vào giao nhận điện năng khi đã thực hiện xong các thủ tục quy định tại Điều 47 Thông tư này.
3. Các Đơn vị giao nhận điện liên quan và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm cập nhật vị trí đo đếm, thông số kỹ thuật của Hệ thống đo đếm và phương thức giao nhận điện năng.
Điều 7.3.TT.23.69. Hủy bỏ vị trí đo đếm
(Điều 69 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Trường hợp giao nhận điện năng giữa nhà máy điện với lưới điện hoặc giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối hoặc giữa các Đơn vị phân phối điện với nhau hoặc giữa Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên với lưới điện
a) Khi có yêu cầu hủy bỏ một hoặc nhiều vị trí đo đếm phục vụ giao nhận điện năng, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo bằng văn bản kế hoạch hủy bỏ vị trí đo đếm cho đơn vị chủ trì hủy bỏ vị trí đo đếm vào giao nhận điện năng (Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện) và các Đơn vị giao nhận điện liên quan ít nhất 10 ngày làm việc trước ngày thực hiện hủy bỏ vị trí đo đếm;
b) Trong thời hạn 05 ngày làm việc, trong phạm vi quản lý, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm thông báo cho các đơn vị liên quan thống nhất về việc hủy bỏ vị trí đo đếm và kế hoạch thực hiện hoặc đề nghị Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm bổ sung hồ sơ tài liệu để có đủ căn cứ xác định việc hủy bỏ vị trí đo đếm;
c) Tùy theo từng trường hợp cụ thể và mục đích giao nhận điện năng, các đơn vị tham gia hủy bỏ vị trí đo đếm có thể bao gồm:
- Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm;
- Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm;
- Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
- Đơn vị thí nghiệm, kiểm định;
- Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;
- Khách hàng sử dụng điện.
d) Kết thúc hủy bỏ vị trí đo đếm, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm hoặc Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm gửi văn bản hủy bỏ vị trí đo đếm tới các Đơn vị giao nhận điện liên quan để cập nhật vào cơ sở dữ liệu.
2. Trường hợp giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp từ trung áp trở xuống, Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện có trách nhiệm hủy bỏ vị trí đo đếm khi nhận được đề nghị của Khách hàng sử dụng điện.
3. Căn cứ các hồ sơ hủy bỏ vị trí đo đếm, các Đơn vị giao nhận điện liên quan và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện hủy bỏ vị trí đo đếm, phương thức giao nhận điện năng trong hệ thống quản lý giao nhận điện năng và danh sách vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý.
4. Tổng hợp điện năng khi hủy bỏ vị trí đo đếm: Điện năng giao nhận được tính đến chỉ số công tơ đo đếm đã được các bên liên quan ghi nhận trong biên bản chốt chỉ số.
Điều 7.3.TT.23.70. Phương pháp thu thập số liệu đo đếm
(Điều 70 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
Tùy theo điều kiện cụ thể, hệ thống cơ sở hạ tầng, các Đơn vị giao nhận điện liên quan có thể áp dụng một trong các phương pháp thu thập số liệu đo đếm sau:
1. Ghi tại chỗ (thu thập tại vị trí đo đếm) là phương pháp thu thập số liệu đo đếm bằng cách sử dụng một trong các phương tiện sau: Sổ ghi chỉ số, thiết bị ghi chỉ số cầm tay.
2. Ghi từ xa (thu thập số liệu đo đếm từ xa) là phương pháp thực hiện thu thập số liệu đo đếm từ xa thông qua môi trường truyền dẫn hữu tuyến hoặc vô tuyến.
Điều 7.3.TT.23.71. Yêu cầu đối với phương pháp ghi tại chỗ
(Điều 71 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Ghi đủ chỉ số của tất cả công tơ đo đếm có trong danh sách điểm đo giao nhận giữa các đơn vị.
2. Ghi đúng chu kỳ, đúng ngày, đúng thời điểm.
3. Ghi chính xác, rõ ràng tất cả các chữ số hiển thị trên màn hình hoặc trong bộ số đếm của công tơ đo đếm.
4. Chỉ số công tơ đo đếm và các thông số liên quan được đọc và xác nhận phải đáp ứng yêu cầu lập hồ sơ thanh toán.
5. Thực hiện ghi chỉ số công tơ đo đếm, tổng hợp điện năng giao nhận tại vị trí đo đếm đối với Hệ thống đo đếm thuộc tài sản và phạm vi quản lý, vận hành hoặc thuộc phạm vi giao nhận điện của đơn vị.
Điều 7.3.TT.23.72. Yêu cầu đối với phương pháp ghi từ xa
(Điều 72 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Dữ liệu thu thập từ công tơ đo đếm bao gồm các số liệu và thông tin của công tơ đo đếm lưu trữ theo khoảng thời gian xác định đáp ứng yêu cầu lập hồ sơ thanh toán và công tác quản lý, vận hành.
2. Ghi đủ chỉ số của tất cả công tơ đo đếm có trong danh sách điểm đo giao nhận giữa các đơn vị.
3. Ghi đúng chu kỳ, đúng ngày, đúng thời điểm.
4. Ghi chính xác tất cả các chữ số hiển thị trên màn hình hoặc trong bộ số đếm của công tơ đo đếm.
5. Thực hiện ghi chỉ số công tơ đo đếm, tổng hợp điện năng giao nhận tại vị trí đo đếm đối với Hệ thống đo đếm thuộc tài sản và phạm vi quản lý, vận hành hoặc thuộc phạm vi giao nhận điện của đơn vị.
Điều 7.3.TT.23.73. Đọc và truyền số liệu đo đếm
(Điều 73 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Việc đọc và truyền số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện năng phải được tiến hành bằng một hoặc các phương thức sau:
a) Phương thức 1: Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thu thập số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm thông qua Hệ thống thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý. Sau đó, các số liệu đo đếm này được truyền về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;
b) Phương thức 2: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm đồng bộ thời gian và thu thập số liệu đo đếm trực tiếp từ tất cả các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý thông qua Hệ thống thu thập số liệu đo đếm và Hệ thống quản lý số liệu đo đếm do đơn vị quản lý vận hành.
2. Hàng ngày, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm kiểm tra, theo dõi hệ thống đọc số liệu tại vị trí đo đếm để đảm bảo số liệu của công tơ đo đếm tại vị trí đo đếm được truyền đầy đủ và chính xác về Hệ thống thu thập số liệu đo đếm (nếu có) và về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thông qua Hệ thống quản lý số liệu đo đếm. Trường hợp sự cố hoặc do các nguyên nhân khác dẫn đến không đọc được hoặc số liệu không đầy đủ hoặc không chính xác, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm thông báo ngay cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm các thông tin và lý do thông qua thư điện tử hoặc điện thoại hoặc fax.
3. Trường hợp thu thập số liệu đo đếm từ xa không thực hiện được thì phải chuyển sang thu thập tại vị trí đo đếm, đồng thời phải kiểm tra tình trạng hoạt động của công tơ đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm.
4. Hàng ngày, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ, chính xác của số liệu đo đếm được thu thập từ tất cả công tơ đo đếm.
Điều 7.3.TT.23.74. Xử lý số liệu đo đếm
(Điều 74 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm xử lý số liệu đo đếm thu thập được đảm bảo chính xác và phù hợp với thực tế giao nhận điện năng tại các vị trí đo đếm; phối hợp với Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan trong quá trình xử lý số liệu đo đếm.
2. Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chi tiết các thông tin về kết quả xử lý sự cố hoặc kiểm định mà có ảnh hưởng đến số liệu đo đếm để phục vụ việc xử lý số liệu đo đếm thu thập được của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
3. Hàng tháng, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện đối chiếu giữa tổng sản lượng điện năng đo đếm thu thập theo chu kỳ xác định với sản lượng điện năng chốt hàng tháng.
4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành các Quy trình về thu thập, xử lý và quản lý số liệu đo đếm phù hợp với từng mục đích giao nhận điện năng phục vụ thanh toán.
Điều 7.3.TT.23.75. Kiểm toán Đơn vị quản lý số liệu đo đếm
(Điều 75 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm tổ chức kiểm toán các quy trình thực hiện, phần mềm và chương trình phục vụ thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm trong các trường hợp sau:
a) Kiểm toán định kỳ: Kiểm toán được thực hiện hàng năm;
b) Kiểm toán theo yêu cầu: Kiểm toán được thực hiện khi có yêu cầu của Đơn vị giao nhận điện liên quan. Chi phí kiểm toán theo yêu cầu do bên đề nghị chi trả.
2. Nội dung, trình tự thực hiện kiểm toán đối với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm được thực hiện theo các quy định pháp luật.
Điều 7.3.TT.23.76. Lưu trữ và quản lý số liệu đo đếm
(Điều 76 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chịu trách nhiệm tổng hợp các số liệu đo đếm phục vụ giao nhận giữa các đơn vị sau khi đã hoàn thành quá trình xử lý và xác thực số liệu.
2. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm thực hiện lưu trữ tối thiểu các dữ liệu sau đây:
a) Số liệu điện năng thu thập từ các công tơ đo đếm trước khi xử lý số liệu;
b) Số liệu điện năng của từng công tơ đo đếm sau khi đã xử lý số liệu;
c) Số liệu điện năng giao nhận tổng hợp theo ngày, tháng, năm của từng đơn vị.
3. Thời hạn lưu trữ các số liệu đo đếm quy định tại Khoản 2 Điều này ít nhất là 05 năm.
Điều 7.3.NĐ.1.17. Ghi chỉ số công tơ điện
(Điều 17 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Đối với việc mua bán điện sử dụng cho mục đích sinh hoạt, bên bán điện ghi chỉ số công tơ điện mỗi tháng một lần vào ngày ấn định, cho phép dịch chuyển thời điểm ghi chỉ số công tơ trước hoặc sau một ngày, trừ trường hợp bất khả kháng.
2. Đối với việc mua bán điện sử dụng ngoài mục đích sinh hoạt, việc ghi chỉ số công tơ điện của bên bán điện được quy định như sau:
a) Dưới 50.000 kWh/tháng, ghi chỉ số một lần trong một tháng;
b) Từ 50.000 đến 100.000 kWh/tháng, ghi chỉ số hai lần trong một tháng;
c) Trên 100.000 kWh/tháng, ghi chỉ số ba lần trong một tháng.
3. Đối với bên mua điện sử dụng điện năng ít hơn 15 kWh/tháng, chu kỳ ghi chỉ số công tơ do hai bên thỏa thuận.
4. Đối với việc mua bán buôn điện, việc ghi chỉ số công tơ do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng.
5. Bên bán điện phải bảo đảm tính chính xác của chỉ số công tơ điện đã ghi.
Điều 7.3.NĐ.1.18. Trách nhiệm bảo vệ công tơ điện của bên mua điện
(Điều 18 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bảo vệ công tơ điện đặt trong phạm vi quản lý của mình theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp công tơ điện bị mất phải bồi thường, làm hư hỏng phải chịu chi phí cho việc sửa chữa, kiểm định.
2. Không được tự ý tháo gỡ, di chuyển công tơ điện. Khi có nhu cầu di chuyển công tơ điện sang vị trí khác, phải được sự đồng ý của bên bán điện và phải chịu chi phí di chuyển.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.46. Quyền và nghĩa vụ của khách hàng sử dụng điện; Điều 7.3.LQ.47. Quyền và nghĩa vụ của khách hàng sử dụng điện lớn)
Điều 7.3.LQ.25. Kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm thiết bị đo đếm điện
(Điều 25 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Chỉ những tổ chức kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm đã đăng ký hoặc được chỉ định theo quy định của pháp luật về đo lường mới được phép kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm thiết bị đo đếm điện.
2. Bên bán điện có trách nhiệm tổ chức việc kiểm định, hiệu chuẩn, thử nghiệm thiết bị đo đếm điện theo đúng yêu cầu và thời hạn quy định của pháp luật về đo lường.
3. Khi có nghi ngờ thiết bị đo đếm điện không chính xác, bên mua điện có quyền yêu cầu bên bán điện kiểm tra; trong thời hạn ba ngày, kể từ ngày nhận được yêu cầu của bên mua điện, bên bán điện phải kiểm tra, sửa chữa hoặc thay thế xong. Trường hợp không đồng ý với kết quả kiểm tra, sửa chữa hoặc thay thế của bên bán điện, bên mua điện có quyền đề nghị cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương tổ chức kiểm định độc lập. Trong thời hạn mười lăm ngày, kể từ ngày nhận được đề nghị của bên mua điện, cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương có trách nhiệm tổ chức việc kiểm định.
4. Chi phí cho việc kiểm định thiết bị đo đếm điện theo quy định tại khoản 3 Điều này được thực hiện như sau:
a) Trường hợp tổ chức kiểm định độc lập xác định thiết bị đo đếm điện hoạt động theo đúng Tiêu chuẩn Việt Nam thì bên mua điện phải trả phí kiểm định;
b) Trường hợp tổ chức kiểm định độc lập xác định thiết bị đo đếm điện hoạt động không đúng Tiêu chuẩn Việt Nam thì bên bán điện phải trả phí kiểm định.
5. Trường hợp tổ chức kiểm định độc lập xác định chỉ số đo đếm của thiết bị đo đếm điện vượt quá số lượng điện sử dụng thực tế thì bên bán điện phải hoàn trả khoản tiền thu thừa cho bên mua điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 34.1.LQ.8. Quyền của người tiêu dùng; Điều 34.1.LQ.9. Nghĩa vụ của người tiêu dùng)
Điều 7.3.NĐ.1.19. Kiểm định thiết bị đo đếm điện bị khiếu nại
(Điều 19 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Sở Công Thương tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương là cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương có trách nhiệm tổ chức việc kiểm định thiết bị đo đếm điện theo yêu cầu của bên mua điện theo quy định tại Khoản 3 Điều 25 Luật điện lực.
2. Tổ chức kiểm định độc lập được Sở Công Thương mời thực hiện việc kiểm định thiết bị đo đếm điện phải là tổ chức không có quyền và lợi ích liên quan đến các bên mua bán điện và trước đó chưa tham gia vào việc kiểm định thiết bị đo đếm điện đang bị khiếu nại.
Điều 7.3.LQ.26. Bảo đảm chất lượng điện năng
(Điều 26 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện phải bảo đảm điện áp, tần số dòng điện phù hợp với Tiêu chuẩn Việt Nam, công suất, điện năng và thời gian cung cấp điện theo hợp đồng. Trường hợp không bảo đảm tiêu chuẩn điện áp, tần số dòng điện, công suất, điện năng và thời gian cung cấp điện theo hợp đồng đã ký mà gây thiệt hại cho bên mua điện thì bên bán điện phải bồi thường cho bên mua điện theo quy định của pháp luật.
2. Bên mua điện có trách nhiệm bảo đảm các trang thiết bị sử dụng điện của mình hoạt động an toàn để không gây ra sự cố cho hệ thống điện, không làm ảnh hưởng đến chất lượng điện áp của lưới điện.
Điều 7.3.NĐ.1.15. Chất lượng điện năng
(Điều 15 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Điện áp và tần số cho sử dụng điện phải đảm bảo các tiêu chuẩn sau đây:
a) Về điện áp: Trong điều kiện bình thường, độ lệch điện áp cho phép trong khoảng ± 5% so với điện áp danh định của lưới điện và được xác định tại vị trí đặt thiết bị đo đếm điện hoặc tại vị trí khác do hai bên thỏa thuận. Đối với lưới điện chưa ổn định sau sự cố, độ lệch điện áp cho phép từ +5% đến -10%;
b) Về tần số: Trong điều kiện bình thường, độ lệch tần số hệ thống điện cho phép trong phạm vi ± 0,2Hz so với tần số danh định là 50Hz. Đối với lưới điện chưa ổn định sau sự cố đơn lẻ, độ lệch tần số cho phép là ± 0,5Hz.
2. Bộ Công Thương có trách nhiệm ban hành quy định các tiêu chuẩn chất lượng điện năng trong hệ thống điện.
3. Bên mua điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có trạm biến áp riêng hoặc không có trạm biến áp riêng, nhưng có công suất sử dụng cực đại từ 40 kw trở lên có trách nhiệm:
a) Đăng ký biểu đồ phụ tải và đặc tính kỹ thuật công nghệ của thiết bị sử dụng điện với bên bán điện;
b) Đảm bảo hệ số cosφ ≥ 0,9 tại điểm đặt thiết bị đo đếm điện trong điều kiện hệ thống điện đảm bảo chất lượng điện năng theo quy định tại Khoản 1 Điều này;
c) Lắp đặt thiết bị bù công suất phản kháng trong trường hợp hệ số cosφ < 0,9 để nâng hệ số cosφ ≥ 0,9 hoặc mua thêm công suất phản kháng trên hệ thống điện của bên bán điện.
Trong thời hạn 01 năm kể từ ngày Nghị định này có hiệu lực, bên mua điện không phải mua công suất phản kháng khi thực hiện hệ số công suất cosφ từ 0,85 trở lên;
d) Đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật về sóng hài, dao động điện áp, nhấp nháy điện áp theo quy định.
4. Trường hợp bên mua điện có khả năng phát công suất phản kháng lên hệ thống điện và bên bán điện có nhu cầu mua công suất phản kháng, hai bên có thể thỏa thuận việc mua, bán công suất phản kháng thông qua hợp đồng.
5. Trong trường hợp đặc biệt, các bên mua bán điện có thể thỏa thuận chất lượng điện năng khác với tiêu chuẩn quy định tại Khoản 1 Điều này.
6. Bộ Công Thương hướng dẫn việc mua, bán công suất phản kháng quy định tại Điều này.
Điều 7.3.TT.9.3. Hướng dẫn thực hiện mua, bán công suất phản kháng
(Điều 3 Thông tư số 15/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2014)
1. Bên mua điện có trạm biến áp riêng hoặc không có trạm biến áp riêng, nhưng có công suất sử dụng cực đại đăng ký tại hợp đồng mua bán điện từ 40 kW trở lên và có hệ số công suất cosφ< 0,9 phải mua công suất phản kháng. Phương pháp xác định hệ số công suất cosφ được quy định tại khoản 2 Điều này.
Trường hợp bên mua điện có công suất sử dụng cực đại đăng ký tại hợp đồng mua bán điện dưới 40 kW nhưng có công suất sử dụng điện thực tế cực đại từ 40 kW trở lên trong 3 chu kỳ ghi chỉ số công tơ liên tiếp thì bên mua điện thuộc đối tượng phải mua công suất phản kháng kể từ chu kỳ ghi chỉ số kế tiếp của 3 chu kỳ ghi chỉ số trên. Bên mua điện có trách nhiệm thỏa thuận lại hợp đồng mua bán điện với bên bán điện để thực hiện theo quy định tại khoản 3 Điều 15 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP.
2. Hệ số công suất cosφ dùng để xác định việc mua công suất phản kháng của bên mua điện được tính trên cơ sở số liệu đo đếm được tại công tơ đo đếm điện năng trong một chu kỳ ghi chỉ số công tơ theo công thức sau:
Trong đó:
Ap: Điện năng tác dụng trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ (kWh);
Aq: Điện năng phản kháng nhận về trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ là lượng công suất phản kháng tiêu thụ bởi các thiết bị điện trong khoảng thời gian giữa hai lần ghi chỉ số công tơ (kVArh).
3. Trường hợp bên mua điện ký một Hợp đồng cho nhiều công tơ đo đếm điện tại một địa điểm được cấp chung cùng một đường dây trung thế hoặc cao thế thì điện năng tác dụng là tổng sản lượng điện năng tác dụng của các công tơ và điện năng phản kháng là tổng sản lượng điện năng phản kháng của các công tơ.
4. Trường hợp bên mua điện có sử dụng điện cho các mục đích khác chung với mục đích sản xuất, kinh doanh, dịch vụ thì việc xác định hệ số công suất cosφ như sau:
a) Khi có công tơ đo đếm riêng cho phần điện năng sử dụng để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ thì chỉ áp dụng mua công suất phản kháng đối với phần điện năng sử dụng cho mục đích này.
b) Khi không có công tơ đo đếm riêng cho phần điện năng sử dụng để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ mà chỉ có công tơ đo đếm điện năng chung, nếu hệ số công suất cosφ< 0,9 thì bên mua điện vẫn phải mua công suất phản kháng cho cả phần điện năng chung đó.
5. Tiền mua công suất phản kháng là số tiền bên mua điện phải trả cho bên bán điện để bù đắp các khoản chi phí phát sinh thêm do bên mua điện sử dụng quá lượng công suất phản kháng quy định được tính theo công thức sau:
Trong đó:
Tq= Tp x k %
Tq: Tiền mua công suất phản kháng (chưa có thuế giá trị gia tăng);
Tp: Tiền mua điện năng tác dụng (chưa có thuế giá trị gia tăng);
k : Hệ số bù đắp chi phí do bên mua điện sử dụng quá lượng công suất phản kháng quy định (%).
Hệ số k được xác định theo bảng sau:
|
Hệ số công suất Cosφ |
k (%) |
Hệ số công suất Cosφ |
k (%) |
|
Từ 0,9 trở lên |
0 |
0,74 |
21,62 |
|
0,89 |
1,12 |
0,73 |
23,29 |
|
0,88 |
2,27 |
0,72 |
25 |
|
0,87 |
3,45 |
0,71 |
26,76 |
|
0,86 |
4,65 |
0,7 |
28,57 |
|
0,85 |
5,88 |
0,69 |
30,43 |
|
0,84 |
7,14 |
0,68 |
32,35 |
|
0,83 |
8,43 |
0,67 |
34,33 |
|
0,82 |
9,76 |
0,66 |
36,36 |
|
0,81 |
11,11 |
0,65 |
38,46 |
|
0,8 |
12,5 |
0,64 |
40,63 |
|
0,79 |
13,92 |
0,63 |
42,86 |
|
0,78 |
15,38 |
0,62 |
45,16 |
|
0,77 |
16,88 |
0,61 |
47,54 |
|
0,76 |
18,42 |
0,6 |
50 |
|
0,75 |
20 |
Dưới 0,6 |
52,54 |
6. Bên mua điện phải thanh toán tiền mua công suất phản kháng cùng kỳ với tiền mua điện năng tác dụng. Hoá đơn mua công suất phản kháng thực hiện theo quy định của Bộ Tài chính. Việc xử lý nợ tiền mua công suất phản kháng được thực hiện như xử lý nợ tiền mua điện năng tác dụng.
7. Trường hợp bên bán điện không đảm bảo chất lượng điện theo quy định tại Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực thì bên mua điện không phải mua công suất phản kháng khi hệ số công suất cosφ < 0,9.
8. Trường hợp bên mua điện có khả năng phát công suất phản kháng lên hệ thống điện và bên bán điện có nhu cầu mua công suất phản kháng, hai bên có thể thoả thuận việc mua bán công suất phản kháng thông qua hợp đồng. Trường hợp hai bên không thỏa thuận được thì kiến nghị Bộ Công Thương xem xét quyết định.
Điều 7.3.LQ.27. Ngừng, giảm mức cung cấp điện
(Điều 27 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Trường hợp ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp, trừ trường hợp quy định tại khoản 6 Điều 23 của Luật này, bên bán điện phải thông báo cho bên mua điện biết trước thời điểm ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện ít nhất năm ngày bằng cách thông báo trong ba ngày liên tiếp trên phương tiện thông tin đại chúng hoặc các hình thức thông tin khác.
2. Trường hợp ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện khẩn cấp do sự cố, do sự kiện bất khả kháng mà bên bán điện không kiểm soát được có nguy cơ làm mất an toàn nghiêm trọng cho người, trang thiết bị hoặc do thiếu nguồn điện đe dọa đến an toàn của hệ thống điện thì đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện được ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện đối với bên mua điện để xử lý và trong thời hạn 24 giờ phải thông báo cho bên mua điện biết nguyên nhân, dự kiến thời gian cấp điện trở lại.
3. Trường hợp đơn vị điện lực ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện trái các quy định về ngừng, giảm mức cung cấp điện thì bị xử phạt theo quy định của pháp luật về xử lý vi phạm hành chính; nếu gây thiệt hại thì phải bồi thường cho bên mua điện theo quy định của pháp luật.
4. Trường hợp bên mua điện không thực hiện đúng các quy định tại điểm a và điểm b khoản 2 Điều 46, điểm b và điểm c khoản 2 Điều 47 của Luật này thì bên bán điện có quyền ngừng cấp điện cho bên mua điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.4.9. Nguyên tắc thực hiện điều hoà, tiết giảm điện; Điều 7.3.TT.36.29. Phương pháp tính giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm đối với hành vi vi phạm của bên mua điện)
Điều 7.3.NĐ.1.14. Ngừng, giảm mức cung cấp điện
(Điều 14 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bên bán điện được ngừng, giảm mức cung cấp điện trong các trường hợp sau:
a) Ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện theo quy định tại Điều 27 Luật điện lực;
b) Bên mua điện có hành vi vi phạm quy định tại các Khoản 1, 4, 5, 6, 7 và 8 Điều 7 Luật điện lực;
c) Theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền trong trường hợp tổ chức, cá nhân vi phạm quy định của Luật điện lực, Luật xây dựng, pháp luật về bảo vệ môi trường.
2. Bộ Công Thương quy định cụ thể về điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện; chi phí ngừng và cấp điện trở lại.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.1. Phạm vi điều chỉnh; Điều 7.3.LQ.4. Chính sách phát triển điện lực; Điều 7.3.LQ.5. Hợp tác quốc tế trong hoạt động điện lực; Điều 7.3.LQ.6. Tuyên truyền, phổ biến, giáo dục pháp luật về điện lực; Điều 7.3.LQ.7. Các hành vi bị cấm trong hoạt động điện lực và sử dụng điện; Điều 7.3.LQ.8. Quy hoạch phát triển điện lực)
Điều 7.3.TT.7.4. Thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện
(Điều 4 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Mọi trường hợp ngừng, giảm mức cung cấp điện, bên bán điện phải thông báo trước cho bên mua điện, trừ trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều 7 Luật Điện lực (hành vi trộm cắp điện dưới mọi hình thức) và Điều 6 Thông tư này.
2. Nội dung thông báo ngừng cấp điện hoặc giảm mức cung cấp điện bao gồm:
a) Địa điểm ngừng cấp điện hoặc giảm mức cung cấp điện;
b) Lý do ngừng cấp điện hoặc giảm mức cung cấp điện;
c) Thời gian bắt đầu ngừng cấp điện hoặc giảm mức cung cấp điện;
d) Thời gian dự kiến đóng điện trở lại hoặc bảo đảm mức cung cấp điện bình thường.
3. Thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện được thực hiện bằng một trong các hình thức: văn bản, điện báo, điện thoại, fax, tin nhắn (SMS), thư điện tử (Email), các phương tiện thông tin đại chúng do hai bên thỏa thuận và ghi trong hợp đồng mua bán điện.
4. Người của bên bán điện ký thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện phải là một trong những người sau:
a) Người đại diện hoặc người được ủy quyền theo quy định của pháp luật;
b) Người được ủy quyền ký thông báo ngừng, giảm cung cấp điện do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.TT.7.5. Ngừng, giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp
(Điều 5 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Bên bán điện ngừng, giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp trong các trường hợp sau:
1. Ngừng, giảm mức cung cấp điện theo kế hoạch của bên bán điện khi có nhu cầu sửa chữa, bảo dưỡng, đại tu, xây lắp các công trình điện, điều hòa, hạn chế phụ tải do thiếu điện và các nhu cầu khác theo kế hoạch.
2. Ngừng cấp điện theo yêu cầu của tổ chức, cá nhân có liên quan trong trường hợp để đảm bảo an toàn phục vụ thi công các công trình.
3. Ngừng, giảm mức cung cấp điện theo yêu cầu của bên mua điện.
Điều 7.3.TT.7.6. Ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp
(Điều 6 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Bên bán điện ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp trong các trường hợp sau:
1. Do có sự cố xảy ra trên lưới điện cấp điện cho bên mua điện; sự cố trong hệ thống điện gây mất điện mà bên bán điện không kiểm soát được.
2. Có nguy cơ gây sự cố, mất an toàn nghiêm trọng cho người, thiết bị và hệ thống điện.
3. Do hệ thống điện thiếu công suất dẫn đến đe dọa sự an toàn của hệ thống điện.
4. Do sự kiện bất khả kháng.
Điều 7.3.TT.7.7. Ngừng cấp điện do tổ chức, cá nhân vi phạm quy định của pháp luật
(Điều 7 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Bên bán điện được ngừng cấp điện trong các trường hợp sau:
1. Bên mua điện có hành vi vi phạm quy định tại:
a) Các Khoản 1, 4, 5, 6, 7 và Khoản 8 Điều 7 Luật Điện lực (Các hành vi bị cấm trong hoạt động điện lực và sử dụng điện).
b) Điểm a và Điểm b Khoản 2 Điều 46; Điểm b và Điểm c Khoản 2 Điều 47 Luật Điện lực.
2. Bên mua điện không thực hiện thanh toán tiền điện theo quy định tại Khoản 9 Điều 1 Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực.
3. Theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền trong trường hợp tổ chức, cá nhân vi phạm quy định của Luật Điện lực, Luật Xây dựng, pháp luật về bảo vệ môi trường.
4. Bên mua điện không thực hiện biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng, không duy trì biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng theo quy định tại Điều 12 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực.
Điều 7.3.TT.7.8. Trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp
(Điều 8 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Trường hợp ngừng, giảm mức cung cấp điện không khẩn cấp, bên bán điện phải thông báo cho bên mua điện biết trước thời điểm ngừng, giảm mức cung cấp điện ít nhất 05 ngày, cụ thể như sau:
a) Gửi thông báo bằng văn bản hoặc thông báo bằng hình thức khác đã được hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện cho khách hàng sử dụng điện trung bình trên 100.000kWh/tháng và khách hàng sử dụng điện quan trọng biết;
b) Thông báo trong 03 ngày liên tiếp trên phương tiện thông tin đại chúng đối với các tổ chức, cá nhân sử dụng điện còn lại.
2. Sau khi thông báo ngừng, giảm mức cung cấp điện, bên bán điện có trách nhiệm tiến hành ngừng, giảm mức cung cấp điện theo đúng nội dung đã thông báo.
Trường hợp không thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện theo nội dung đã thông báo, bên bán điện có trách nhiệm thông báo lại cho bên mua điện trước thời điểm ngừng, giảm cung cấp điện đã thông báo ít nhất 24 giờ.
3. Trường hợp bên mua điện có đề nghị thay đổi thời gian ngừng, giảm mức cung cấp điện đã được thông báo thì phải trao đổi với bên bán điện trước thời điểm ngừng, giảm mức cung cấp điện ít nhất 48 giờ. Bên bán điện có trách nhiệm xem xét, giải quyết hợp lý đề nghị của bên mua điện, cụ thể như sau:
a) Trường hợp không thể thay đổi việc ngừng, giảm mức cung cấp điện, bên bán điện vẫn được ngừng, giảm mức cung cấp điện theo kế hoạch nhưng phải thông báo lại cho bên mua điện và nêu rõ lý do trước thời điểm ngừng, giảm mức cung cấp điện đã thông báo ít nhất 24 giờ;
b) Trường hợp chấp nhận thay đổi thời gian ngừng, giảm mức cung cấp điện, bên bán điện phải thông báo trước cho bên mua điện trước thời điểm ngừng, giảm mức cung cấp điện đã thông báo ít nhất 24 giờ.
4. Sau khi tiến hành ngừng, giảm mức cung cấp điện, bên bán điện phải ghi đầy đủ thời gian, nội dung, trình tự thao tác ngừng, giảm mức cung cấp điện vào sổ nhật ký công tác hoặc nhật ký vận hành.
5. Bên bán điện phải cấp điện trở lại theo đúng thời hạn đã thông báo. Trường hợp thời gian cấp điện trở lại bị chậm so với thời gian đã thông báo từ 01 giờ trở lên, bên bán điện phải thông báo cho khách hàng sử dụng điện trung bình trên 100.000kWh/tháng và khách hàng sử dụng điện quan trọng biết thời gian cấp điện trở lại bằng điện thoại hoặc hình thức thông báo khác do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
6. Việc ngừng hoặc cấp điện trở lại đối với các trường hợp quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 5 Thông tư này chỉ tiến hành sau khi bên yêu cầu ngừng cấp điện đã thanh toán đủ cho bên bán điện các chi phí liên quan đến việc ngừng và cấp điện trở lại.
Điều 7.3.TT.7.9. Trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp
(Điều 9 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Khi xảy ra một trong các trường hợp quy định tại Điều 6 Thông tư này, bên bán điện có quyền ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp, sau đó thực hiện các công việc sau:
1. Xác định nguyên nhân, phạm vi ảnh hưởng, thời gian dự kiến cấp điện trở lại.
2. Thông báo cho bên mua điện biết theo hình thức thông báo đã được hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện, bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này trong thời hạn 24 giờ kể từ thời điểm thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp.
3. Bên bán điện phải ghi đầy đủ thời gian, nguyên nhân, trình tự thao tác ngừng, giảm mức cung cấp điện vào sổ nhật ký công tác hoặc nhật ký vận hành.
4. Trường hợp ngừng, giảm mức cung cấp điện do hệ thống điện thiếu công suất dẫn đến đe dọa sự an toàn của hệ thống điện, bên bán điện phải đảm bảo thực hiện cắt, giảm đúng lượng công suất phụ tải được tính toán và phân bổ theo quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện.
5. Phối hợp với các bên có liên quan khẩn trương khắc phục các nguyên nhân dẫn đến ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp để cấp điện trở lại trong thời gian nhanh nhất.
Điều 7.3.TT.7.10. Trình tự ngừng cấp điện do tổ chức, cá nhân vi phạm quy định của pháp luật
(Điều 10 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Đối với trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này
a) Trường hợp bên mua điện thực hiện hành vi quy định tại Khoản 6 Điều 7 Luật Điện lực (hành vi trộm cắp điện), bên bán điện được ngừng cấp điện ngay sau khi Biên bản vi phạm hành chính được lập theo quy định tại Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (sau đây viết tắt là Nghị định số 134/2013/NĐ- CP);
b) Trường hợp bên mua điện thực hiện hành vi quy định tại các Khoản 1, 4, 5, 7 và Khoản 8 Điều 7 Luật Điện lực, nếu mức độ vi phạm chưa tới mức phải ngừng cấp điện khẩn cấp thì sau khi Biên bản vi phạm hành chính được lập theo quy định tại Nghị định số 134/2013/NĐ-CP, bên bán điện có trách nhiệm gửi thông báo ngừng cấp điện cho bên mua điện trước thời điểm ngừng cấp điện ít nhất 24 giờ. Nếu quá thời hạn này mà bên mua điện không chấm dứt hành vi vi phạm và không tiến hành khắc phục hậu quả do hành vi vi phạm gây ra theo yêu cầu của bên bán điện thì bên bán điện có quyền ngừng cấp điện theo nội dung đã thông báo;
c) Trường hợp bên mua điện vi phạm quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều 7 Thông tư này, bên bán điện có quyền ngừng cấp điện cho bên mua điện và phải thông báo cho bên mua điện trước thời điểm ngừng cấp điện ít nhất 24 giờ.
2. Đối với trường hợp quy định tại Khoản 2 Điều 7 Thông tư này
a) Trường hợp không có thỏa thuận lùi ngày thanh toán tiền điện và bên mua điện đã được bên bán điện thông báo về việc thanh toán tiền điện 02 (hai) lần thì sau 15 ngày kể từ ngày thông báo lần đầu tiên, bên bán điện có quyền ngừng cấp điện cho bên mua điện;
b) Trường hợp bên mua điện có đề nghị thỏa thuận và được bên bán điện đồng ý lùi ngày thanh toán tiền điện, nếu quá thời hạn thỏa thuận lùi ngày thanh toán tiền điện mà bên mua điện vẫn chưa thanh toán đủ các khoản tiền còn nợ, bên bán điện có quyền ngừng cấp điện cho bên mua điện;
c) Khi thực hiện ngừng cấp điện, bên bán điện phải thông báo cho bên mua điện trước thời điểm ngừng cấp điện ít nhất 24 giờ và không phải chịu trách nhiệm về các thiệt hại do việc ngừng cấp điện gây ra.
3. Đối với trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều 7 Thông tư này
Bên bán điện phải thông báo ngừng cấp điện cho bên mua trước thời điểm ngừng cấp điện ít nhất 24 giờ và nêu rõ lý do ngừng cấp điện. Sau khi ngừng cấp điện, bên bán điện phải thông báo bằng văn bản về việc ngừng cấp điện cho cơ quan nhà nước có yêu cầu ngừng cấp điện.
4. Đối với trường hợp quy định tại Khoản 4 Điều 7 Thông tư này
Bên bán điện có quyền ngừng cấp điện cho bên mua điện theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và phải thông báo cho bên mua điện trước thời điểm ngừng cấp điện ít nhất 24 giờ.
5. Việc cấp điện trở lại chỉ được tiến hành trong các trường hợp sau:
a) Bên mua điện đã thực hiện đầy đủ quyết định xử lý vi phạm hành chính của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, đã chấm dứt hành vi vi phạm, đã tiến hành khắc phục hậu quả do hành vi vi phạm gây ra và đã thanh toán đầy đủ chi phí ngừng và cấp điện trở lại cho bên bán điện đối với trường hợp ngừng cấp điện theo quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này;
b) Thanh toán đầy đủ tiền nợ hoặc đã thực hiện biện pháp bảo đảm thực hiện các thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện và chi phí ngừng và cấp điện trở lại cho bên bán điện đối với trường hợp ngừng cấp điện theo quy định tại Điểm c Khoản 1 và Điểm a, Điểm b Khoản 2 Điều này;
c) Có yêu cầu cấp điện trở lại bằng văn bản của cơ quan có thẩm quyền và bên mua điện đã thanh toán đầy đủ chi phí ngừng và cấp điện trở lại cho bên bán điện đối với trường hợp ngừng cấp điện theo quy định tại Khoản 3 Điều này;
d) Bên mua điện đã thực hiện biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng hoặc duy trì biện pháp bảo đảm thực hiện hợp đồng và đã thanh toán đầy đủ chi phí ngừng và cấp điện trở lại cho bên bán điện đối với trường hợp ngừng cấp điện theo quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều 7.3.TT.7.11. Báo cáo định kỳ hàng tháng
(Điều 11 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Trước ngày 15 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh, Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện được Cục Điều tiết điện lực cấp giấy phép hoạt động điện lực có tổng quy mô công suất lắp đặt của các trạm biến áp từ 03 MVA trở lên có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo Sở Công Thương tại địa phương kết quả thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện tháng trước liền kề trong phạm vi quản lý. Báo cáo phải bao gồm:
a) Báo cáo tổng hợp về tổng số lần ngừng, giảm mức cung cấp điện; tổng thời gian ngừng, giảm mức cung cấp điện; ước tính tổng công suất, điện năng phụ tải điện và tổng số khách hàng bị ngừng, giảm cung cấp của toàn đơn vị theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm Thông tư này;
b) Báo cáo chi tiết đối với từng trường hợp ngừng, giảm mức cung cấp điện, gồm các nội dung về tên trạm biến áp hoặc đường dây bị mất điện; thời gian ngừng, giảm mức cung cấp điện; nguyên nhân ngừng, giảm mức cung cấp điện; số lượng khách hàng bị ảnh hưởng theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm Thông tư này. Báo cáo chi tiết được gửi bằng văn bản hoặc thư điện tử (Email).
2. Trước ngày 15 hàng tháng, các Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện tháng trước liền kề trong phạm vi quản lý. Báo cáo bao gồm các nội dung quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này.
Phu luc I_Kem theo Thong tu so 30-2013-TT-BCT.doc
Phu luc II_Kem theo Thong tu so 30-2013-TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.7.12. Báo cáo đột xuất
(Điều 12 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Khi xảy ra sự cố nghiêm trọng dẫn đến phải thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp trên diện rộng trong hệ thống điện quốc gia, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực bằng thư điện tử (Email) hoặc fax ngay sau khi xảy ra sự cố và bằng văn bản trong thời hạn 24 giờ kể từ thời điểm xảy ra sự cố.
2. Khi phải thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện khẩn cấp trong trường hợp sự cố lưới điện truyền tải từ 220kV trở lên hoặc sự cố các trạm biến áp 110kV có vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện cho một khu vực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực tỉnh có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và Sở Công Thương các tỉnh bị ngừng, giảm cung cấp điện bằng thư điện tử (Email) hoặc fax ngay sau khi xảy ra sự cố và bằng văn bản trong thời hạn 24 giờ kể từ thời điểm xảy ra sự cố.
3. Bên bán điện có trách nhiệm báo cáo việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực hoặc Sở Công Thương tại địa phương.
4. Báo cáo đột xuất phải bao gồm tối thiểu các nội dung quy định tại Khoản 2 Điều 4 Thông tư này.
Điều 7.3.TT.7.13. Giám sát thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện
(Điều 13 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Sở Công Thương có trách nhiệm:
a) Hàng năm, căn cứ vào tầm quan trọng về chính trị, xã hội, an ninh và quốc phòng, Sở Công Thương chủ trì và phối hợp với Công ty Điện lực tại địa phương để trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt danh sách khách hàng sử dụng điện quan trọng thuộc diện ưu tiên cấp điện khi bên bán điện thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện trong hệ thống điện.
b) Giám sát việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị phân phối và bán lẻ điện tại địa phương theo quy định tại Thông tư này.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát chung việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện của các đơn vị điện lực theo quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.LQ.28. Mua bán điện với nước ngoài
(Điều 28 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1, Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Việc mua bán điện với nước ngoài phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép và được ghi trong giấy phép hoạt động điện lực.
2. Việc mua bán điện với nước ngoài thông qua hệ thống điện quốc gia phải bảo đảm các nguyên tắc sau đây:
a) Không làm ảnh hưởng đến độ an toàn, tin cậy và tính ổn định trong vận hành hệ thống điện quốc gia;
b) Đáp ứng các tiêu chuẩn kinh tế - kỹ thuật, quy trình, quy chuẩn kỹ thuật quản lý vận hành hệ thống điện quốc gia;
c) Không làm tổn hại đến lợi ích của khách hàng sử dụng điện, lợi ích của Nhà nước và an ninh năng lượng quốc gia.
3. Khách hàng sử dụng điện ở khu vực biên giới được mua điện trực tiếp với nước ngoài không qua hệ thống điện quốc gia nhưng phải bảo đảm các tiêu chuẩn an toàn điện và các quy định khác của pháp luật có liên quan.
Điều 7.3.NĐ.1.22. Mua bán điện với nước ngoài
(Điều 22 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Cơ quan có thẩm quyền cho phép mua bán điện với nước ngoài quy định tại Khoản 1 Điều 28 Luật điện lực bao gồm:
a) Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ trương mua bán điện với nước ngoài qua lưới điện quốc gia từ cấp điện áp 220 kV trở lên. Bộ Công Thương xem xét đề nghị mua bán điện với nước ngoài của các đơn vị điện lực, trình Thủ tướng Chính phủ;
b) Bộ Công Thương phê duyệt chủ trương mua bán điện với nước ngoài qua lưới điện quốc gia có cấp điện áp dưới 220 kV theo đề nghị của đơn vị điện lực.
2. Khách hàng sử dụng điện ở khu vực biên giới quy định tại Khoản 3 Điều 28 Luật điện lực chỉ được mua điện trực tiếp với nước ngoài ở cấp điện áp 0,4 kV và phải đáp ứng đủ các điều kiện sau:
a) Là công dân Việt Nam;
b) Có quy mô công suất sử dụng điện dưới 10 kW và không đấu nối được vào hệ thống điện quốc gia hoặc lưới điện tại chỗ;
c) Toàn bộ phần lưới điện từ biên giới đến địa điểm sử dụng điện do bên mua điện đầu tư và quản lý vận hành;
d) Đảm bảo các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật an toàn điện;
đ) Được sự đồng ý của Ủy ban nhân dân cấp huyện.
3. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm hướng dẫn, quản lý, giám sát, kiểm tra việc mua điện với nước ngoài quy định tại Khoản 2 Điều này.
Điều 7.3.TT.17.3. Yêu cầu chung
(Điều 3 Thông tư số 09/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/07/2015)
1. Việc mua, bán điện với nước ngoài đối với từng dự án xuất, nhập khẩu điện phải được cấp có thẩm quyền phê duyệt chủ trương trước khi thực hiện.
2. Phương án mua, bán điện với nước ngoài của dự án xuất, nhập khẩu điện phải phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực được phê duyệt hoặc Kế hoạch phát triển lưới điện khu vực phục vụ cho việc đấu nối của cả hai nước đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt hoặc điều chỉnh, bổ sung; đảm bảo an ninh và an toàn cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia cũng như cung cấp điện của địa phương.
3. Trường hợp việc mua, bán điện với nước ngoài có sử dụng lưới điện của một đơn vị quản lý lưới điện khác để thực hiện hoạt động mua, bán điện với nước ngoài thì Đơn vị điện lực phải thỏa thuận bằng văn bản với đơn vị quản lý lưới điện này.
Điều 7.3.TT.17.4. Hồ sơ đề nghị phê duyệt chủ trương mua, bán điện với nước ngoài
(Điều 4 Thông tư số 09/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/07/2015)
1. Hồ sơ đề nghị phê duyệt chủ trương mua, bán điện với nước ngoài của dự án bao gồm:
a) Tờ trình đề nghị phê duyệt chủ trương mua, bán điện với nước ngoài;
b) Bản sao văn bản đề nghị mua điện hoặc chấp thuận bán điện của phía nước ngoài;
c) Bản sao văn bản thỏa thuận của Đơn vị quản lý lưới điện khác trong trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều 3 Thông tư này;
d) Phương án dự kiến mua, bán điện với nước ngoài của dự án xuất, nhập khẩu điện bao gồm các nội dung sau:
- Mô tả sơ bộ hiện trạng lưới điện khu vực đấu nối của cả 2 nước;
- Nhu cầu điện (công suất, điện năng, biểu đồ phụ tải năm, ngày điển hình) dự kiến của dự án xuất, nhập khẩu điện cho từng năm trong giai đoạn phù hợp với giai đoạn của Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia hoặc Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương được phê duyệt;
- Phương án đấu nối lưới điện giữa hệ thống điện Việt Nam với lưới điện phía nước ngoài để cấp điện cho dự án xuất, nhập khẩu điện bao gồm:
+ Bản sao Kế hoạch phát triển lưới điện khu vực phục vụ cho việc đấu nối của cả hai nước đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt hoặc điều chỉnh, bổ sung;
+ Phương án đấu nối lưới điện bao gồm các nội dung: Công suất, điện năng; thời điểm dự kiến mua hoặc bán điện; lưới điện đấu nối và điểm đấu nối; điểm đặt thiết bị đo đếm mua hoặc bán điện; cấp điện áp mua, bán điện; bản đồ địa lý và sơ đồ đấu nối lưới điện khu vực của hai nước thể hiện phương án mua bán điện cho dự án;
- Đối với các dự án xuất, nhập khẩu điện đấu nối ở cấp điện áp từ 110 kV trở lên: Phân tích, lựa chọn sơ bộ về công nghệ, kỹ thuật của phương án đấu nối lưới điện; phương án giải phóng mặt bằng, tái định cư (nếu có), các ảnh hưởng của dự án đối với môi trường, sinh thái, phòng chống cháy nổ, an ninh quốc phòng (nếu có);
- Hình thức đầu tư, xác định sơ bộ khối lượng xây dựng, tổng mức đầu tư, thời gian thực hiện dự án, phương án huy động vốn theo tiến độ và hiệu quả kinh tế - xã hội của dự án và phân kỳ vốn đầu tư nếu có của phía Việt Nam;
- Kiến nghị và các giải pháp tổ chức thực hiện.
2. Số lượng hồ sơ: 05 (năm) bộ.
Điều 7.3.TT.17.5. Trình tự thẩm định và phê duyệt chủ trương mua bán điện với nước ngoài
(Điều 5 Thông tư số 09/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/07/2015)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm lập và nộp trực tiếp Hồ sơ quy định tại Điều 4 Thông tư này về Cục Điều tiết điện lực để thẩm định.
2. Trường hợp Hồ sơ chưa hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam bổ sung hồ sơ trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhận được Hồ sơ.
3. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ khi nhận đủ Hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:
a) Chủ trì tổ chức thẩm định Hồ sơ đề nghị phê duyệt chủ trương mua, bán điện với nước ngoài cho dự án xuất, nhập khẩu điện;
b) Lấy ý kiến bằng văn bản về phương án mua, bán điện với nước ngoài của dự án xuất, nhập khẩu điện của các cơ quan, đơn vị sau:
- Bộ, ngành có liên quan đối với các dự án xuất, nhập khẩu điện đấu nối ở cấp điện áp từ 220 kV trở lên;
- Đơn vị điện lực có liên quan đối với các dự án xuất, nhập khẩu điện đấu nối ở cấp điện áp dưới 220 kV;
c) Yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam giải trình ý kiến thẩm định hoặc tổ chức cho Cơ quan thẩm định xem xét và đánh giá dự án xuất, nhập khẩu điện tại hiện trường trong trường hợp cần thiết.
4. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ khi hết hạn lấy ý kiến bằng văn bản của các Bộ, ngành và các đơn vị điện lực có liên quan đến phương án mua, bán điện với nước ngoài, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hoàn thành báo cáo thẩm định trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét để:
a) Trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đối với các dự án xuất, nhập khẩu điện đấu nối ở cấp điện áp từ 220 kV trở lên;
b) Phê duyệt đối với các dự án xuất, nhập khẩu điện đấu nối ở cấp điện áp dưới 220 kV.
Điều 7.3.TT.17.7. Hiệu lực thi hành
(Điều 7 Thông tư số 09/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/07/2015)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 10 tháng 7 năm 2015. Thông tư số 11/2008/TT-BCT ngày 22 tháng 10 năm 2008 của Bộ trưởng Bộ Công Thương hướng dẫn trình tự, thủ tục mua bán điện với nước ngoài hết hiệu lực thi hành từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
GIÁ ĐIỆN
Điều 7.3.LQ.29. Chính sách giá điện
(Điều 29 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Tạo điều kiện cho các thành phần kinh tế đầu tư phát triển điện lực có lợi nhuận hợp lý, tiết kiệm tài nguyên năng lượng, sử dụng các dạng năng lượng mới, năng lượng tái tạo không gây ô nhiễm môi trường trong hoạt động điện lực, góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội, đặc biệt là ở nông thôn, miền núi, hải đảo.
1a. Giá bán điện thực hiện theo cơ chế thị trường có sự điều tiết của Nhà nước phù hợp với cấp độ phát triển của thị trường điện lực.
2. Khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm và có hiệu quả.
3. Thực hiện cơ cấu biểu giá bán lẻ điện hợp lý đối với các nhóm khách hàng; Nhà nước hỗ trợ giá bán lẻ điện cho mục đích sinh hoạt đối với hộ nghèo, hộ chính sách xã hội theo tiêu chí do Thủ tướng Chính phủ quy định phù hợp với tình hình kinh tế - xã hội từng thời kỳ.
4. Bảo đảm quyền tự quyết định giá mua, bán điện trong khung giá, cơ cấu biểu giá bán lẻ điện do Nhà nước quy định của các đối tượng mua bán điện trên thị trường điện lực.
5. Bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp của các đơn vị điện lực và khách hàng sử dụng điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 15. Ưu đãi, hỗ trợ đối với các dự án điện sinh khối không nối lưới của Quyết định 24/2014/QĐ-TTg Về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam ban hành ngày 24/03/2014; Điều 3. Điều kiện được hỗ trợ giá điện; Điều 4. Mức hỗ trợ giá điện của Thông tư 96/2012/TT-BTC Hướng dẫn cơ chế tài chính hỗ trợ giá điện đối với dự án điện gió nối lưới ban hành ngày 08/06/2012; Điều 7.3.QĐ.6.14. Giá điện đối với dự án điện sinh khối; Điều 7.3.QĐ.7.14. Hỗ trợ giá điện đối với dự án phát điện sử dụng chất thải rắn)
Điều 7.3.LQ.30. Căn cứ lập và điều chỉnh giá điện
(Điều 30 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Chính sách giá điện.
2. Điều kiện phát triển kinh tế - xã hội của đất nước, thu nhập của người dân trong từng thời kỳ.
3. Quan hệ cung cầu về điện.
4. Các chi phí sản xuất, kinh doanh điện và lợi nhuận hợp lý của đơn vị điện lực.
5. Cấp độ phát triển của thị trường điện lực.
6. Báo cáo tài chính đã được kiểm toán hàng năm của đơn vị điện lực.
Điều 7.3.LQ.31. Giá điện và các loại phí
(Điều 31 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Giá bán lẻ điện do đơn vị bán lẻ điện xây dựng căn cứ khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân, cơ chế điều chỉnh giá và cơ cấu biểu giá bán lẻ điện do Thủ tướng Chính phủ quy định phù hợp với cấp độ phát triển của thị trường điện lực, trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều 62 của Luật này.
Bộ Công thương chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính xây dựng khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân, cơ chế điều chỉnh giá và cơ cấu biểu giá bán lẻ điện trình Thủ tướng Chính phủ quyết định.
Việc điều chỉnh giá bán lẻ điện phải được thực hiện công khai, minh bạch về sự biến đổi của các yếu tố cấu thành liên quan đến việc điều chỉnh giá. Nhà nước sử dụng các biện pháp để bình ổn giá bán điện phù hợp với quy định của pháp luật về giá.
2. Khung giá phát điện, khung giá bán buôn điện, giá truyền tải điện, giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, phí điều độ vận hành hệ thống điện và phí điều hành giao dịch thị trường điện lực do đơn vị điện lực có liên quan xây dựng; cơ quan điều tiết điện lực thẩm định trình Bộ trưởng Bộ Công thương, Bộ trưởng Bộ Tài chính phê duyệt theo sự phân công của Chính phủ, trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều 62 của Luật này.
Bộ Công thương chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính hướng dẫn phương pháp lập khung giá phát điện, khung giá bán buôn điện, giá truyền tải điện, giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, phí điều độ vận hành hệ thống điện và phí điều hành giao dịch thị trường điện lực.
3. Giá phát điện theo hợp đồng mua bán điện có thời hạn, giá bán buôn điện do các đơn vị điện lực thỏa thuận nhưng không được vượt quá khung giá phát điện, khung giá bán buôn điện đã được phê duyệt.
4. Giá mua bán điện giao ngay được hình thành theo thời điểm giao dịch trên thị trường điện lực và do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực công bố phù hợp với quy định tại điểm e và điểm h khoản 1 Điều 21 của Luật này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 26.1.TT.11.3. Nguyên tắc xác định chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện)
Điều 7.3.NĐ.1.24. Phê duyệt giá điện và phí
(Điều 24 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm quy định phương pháp, trình tự lập và thẩm định khung giá phát điện, khung giá bán buôn điện, giá truyền tải điện, giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, phí điều độ vận hành hệ thống điện, phí điều hành giao dịch thị trường điện lực sau khi lấy ý kiến của Bộ Tài chính.
2. Bộ trưởng Bộ Công Thương có trách nhiệm phê duyệt:
a) Phí điều độ vận hành hệ thống điện, phí điều hành giao dịch thị trường điện lực sau khi lấy ý kiến của Bộ Tài chính;
b) Khung giá phát điện, khung giá bán buôn điện, giá truyền tải điện, giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện trừ trường hợp quy định tại Khoản 22 Điều 1 Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.62. Giá bán điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo)
Điều 7.3.NĐ.1.25. Giá điện hai thành phần
(Điều 25 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
Áp dụng giá điện hai thành phần gồm giá công suất và giá điện năng. Bộ Công Thương xây dựng, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt lộ trình thực hiện và đối tượng áp dụng.
Điều 7.3.NĐ.1.26. Giá phát điện và giá bán buôn điện
(Điều 26 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Giá phát điện và giá bán buôn điện theo hợp đồng mua bán điện có thời hạn do bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận theo phương pháp do Bộ Công Thương hướng dẫn, nhưng không được vượt quá khung giá đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
2. Trong quá trình đàm phán, trường hợp chưa thỏa thuận được về giá phát điện, giá bán buôn điện để ký hợp đồng mua bán điện có thời hạn, Bộ Công Thương quyết định mức giá tạm thời để áp dụng cho đến khi bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận được mức giá chính thức.
3. Bộ Công Thương có trách nhiệm hướng dẫn thực hiện Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
GIẤY PHÉP HOẠT ĐỘNG ĐIỆN LỰC
Điều 7.3.LQ.32. Đối tượng, điều kiện được cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 32 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép để thực hiện một hoặc nhiều lĩnh vực hoạt động điện lực.
2. Tổ chức, cá nhân được cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực khi có đủ các điều kiện sau đây:
a) Có dự án hoặc phương án hoạt động điện lực khả thi;
b) Có hồ sơ hợp lệ đề nghị cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực;
c) Người quản trị, người điều hành có năng lực quản lý, trình độ chuyên môn, nghiệp vụ phù hợp với lĩnh vực hoạt động điện lực.
3. Tổ chức, cá nhân đề nghị cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực phải nộp lệ phí theo quy định của pháp luật.
4. Chính phủ quy định cụ thể điều kiện cấp giấy phép đối với từng lĩnh vực hoạt động điện lực.
5. Bộ Công thương quy định trình tự, thủ tục cấp, gia hạn, sửa đổi, bổ sung và thời hạn giấy phép hoạt động điện lực đối với từng lĩnh vực hoạt động điện lực.
Điều 7.3.NĐ.1.29. Điều kiện cấp giấy phép hoạt động phát điện
(Điều 29 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 6 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động phát điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Có dự án đầu tư xây dựng nhà máy điện phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực được duyệt. Các hạng mục công trình nhà máy điện được xây dựng, lắp đặt theo thiết kế được phê duyệt, được kiểm tra, nghiệm thu đạt yêu cầu theo quy định.
2. Người trực tiếp quản lý kỹ thuật, vận hành phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc chuyên ngành điện hoặc kỹ thuật phù hợp và có thời gian làm việc trong lĩnh vực phát điện ít nhất 05 năm. Người trực tiếp vận hành phải được đào tạo chuyên ngành phù hợp, được đào tạo về an toàn, được đào tạo và cấp chứng chỉ vận hành nhà máy điện, thị trường điện theo quy định.
3. Có hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin, hệ thống điều khiển giám sát, thu thập dữ liệu phù hợp với yêu cầu của hệ thống điện và thị trường điện lực theo quy định của pháp luật.
5. Có báo cáo đánh giá tác động môi trường, bản cam kết bảo vệ môi trường của dự án phát điện đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt hoặc chấp nhận, phù hợp với quy định của pháp luật về bảo vệ môi trường.
7. Có quy trình vận hành hồ chứa đối với nhà máy thủy điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt.
8. Các tài liệu pháp lý về an toàn đập thủy điện đối với nhà máy thủy điện theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.35.7. Hồ sơ đề nghị cấp giấy phép trong lĩnh vực phát điện
(Điều 7 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
3. Danh sách trích ngang người trực tiếp quản lý kỹ thuật, đội ngũ trưởng ca nhà máy điện theo Mẫu 3b quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này; bản sao bằng tốt nghiệp và hợp đồng lao động với chủ đầu tư hoặc đơn vị quản lý vận hành của người trực tiếp quản lý kỹ thuật, đội ngũ trưởng ca nhà máy điện; tài liệu chứng minh thời gian làm việc trong lĩnh vực phát điện của người trực tiếp quản lý kỹ thuật (Bản khai lý lịch công tác có xác nhận của người sử dụng lao động hoặc các giấy tờ có giá trị tương đương); tài liệu về kết quả tập huấn sát hạch đạt yêu cầu về an toàn và giấy chứng nhận vận hành được cấp điều độ có quyền điều khiển cấp theo Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành của đội ngũ trưởng ca nhà máy điện.
4. Bản sao văn bản chấp thuận hoặc quyết định phê duyệt chủ trương đầu tư hoặc bản sao Giấy chứng nhận đầu tư của cơ quan có thẩm quyền trong trường hợp pháp luật về đầu tư có quy định hoặc Quyết định đầu tư của chủ đầu tư; bản sao văn bản phê duyệt quy hoạch công trình của cơ quan có thẩm quyền.
5. Bản sao Quyết định phê duyệt Báo cáo đánh giá tác động môi trường hoặc văn bản xác nhận Kế hoạch bảo vệ môi trường dự án đầu tư nhà máy điện của cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật về môi trường.
6. Bản sao Quyết định phê duyệt Quy trình vận hành hồ chứa của cơ quan có thẩm quyền (đối với nhà máy thủy điện).
7. Bản sao biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt tổ máy hoặc hệ thống pin năng lượng mặt trời; bản sao tài liệu xác định thông số chính của nhà máy điện (thông số tua bin, máy phát hoặc tấm pin, bộ chuyển đổi; máy biến áp
chính).
8. Bản sao biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin, hạ tầng viễn thông phục vụ vận hành thị trường điện; bản sao biên bản nghiệm thu hoàn thành lắp đặt hệ thống SCADA phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện (đối với nhà máy tham gia thị trường điện).
9.
Đối với nhà máy thủy điện: Bản sao biên bản nghiệm thu đập thủy điện, phương án bảo vệ đập và hồ chứa nước, phương án ứng phó thiên tai, phương án ứng phó với tình huống khẩn cấp, báo cáo kiểm định an toàn đập (đối với trường hợp đập đã đến thời hạn kiểm định theo quy định).
10. Trường hợp nhà máy điện, tổ máy phát điện dự phòng không nối lưới và chỉ phát điện để bán điện cho khách hàng khi sự cố mất điện từ lưới điện quốc gia, hồ sơ đề nghị cấp giấy phép không bao gồm nội dung quy định tại Khoản 8 Điều này.
Điều 7.3.NĐ.1.30. Điều kiện cấp giấy phép hoạt động truyền tải điện
(Điều 30 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 6 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động truyền tải điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Có trang thiết bị công nghệ, công trình đường dây và trạm biến áp được xây dựng, lắp đặt theo thiết kế kỹ thuật được duyệt; được kiểm tra, nghiệm thu đạt yêu cầu theo quy định.
2. Người trực tiếp quản lý kỹ thuật phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc nhóm ngành công nghệ kỹ thuật điện và có kinh nghiệm trong lĩnh vực truyền tải điện ít nhất 05 năm.
Người trực tiếp vận hành phải được đào tạo chuyên ngành điện, được đào tạo về an toàn điện và có giấy chứng nhận vận hành theo quy định.
Điều 7.3.TT.35.8. Hồ sơ đề nghị cấp giấy phép trong lĩnh vực truyền tải điện, phân phối điện
(Điều 8 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
Điều 7.3.NĐ.1.31. Điều kiện cấp giấy phép hoạt động phân phối điện
(Điều 31 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động phân phối điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Có trang thiết bị công nghệ, công trình đường dây và trạm biến áp được xây dựng, lắp đặt theo thiết kế kỹ thuật được duyệt; được kiểm tra, nghiệm thu đạt yêu cầu theo quy định.
2. Người trực tiếp quản lý kỹ thuật phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc nhóm ngành công nghệ kỹ thuật điện và có thời gian làm việc trong lĩnh vực phân phối điện ít nhất 03 năm.
Người trực tiếp vận hành phải được đào tạo chuyên ngành điện, được 15 đào tạo về an toàn điện và có giấy chứng nhận vận hành theo quy định.
Điều 7.3.NĐ.1.31a. Yêu cầu về phòng cháy và chữa cháy trong quá trình hoạt động điện lực
(Điều 31a Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, được bổ sung bởi Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức hoạt động phát điện, truyền tải điện, phân phối điện phải tuân thủ quy định của pháp luật về phòng cháy và chữa cháy.
Điều 7.3.NĐ.1.32. Điều kiện cấp giấy phép hoạt động bán buôn điện
(Điều 32 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động bán buôn điện phải đáp ứng điều kiện:
Người trực tiếp quản lý kinh doanh bán buôn điện phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành công nghệ kỹ thuật điện, kỹ thuật, kinh tế, tài chính và có thời gian làm việc trong lĩnh vực kinh doanh mua bán điện ít nhất 05 năm.
Đơn vị đáp ứng được điều kiện về bán buôn điện được phép hoạt động xuất khẩu, nhập khẩu điện.
Điều 7.3.TT.35.9. Hồ sơ đề nghị cấp giấy phép trong lĩnh vực bán buôn điện, bán lẻ điện
(Điều 9 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
3. Danh sách trích ngang người trực tiếp quản lý kinh doanh theo Mẫu 3b quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này; bản sao hợp đồng lao động và bản sao bằng tốt nghiệp của người có tên trong danh sách; tài liệu chứng minh thời gian làm việc trong lĩnh vực bán buôn, bán lẻ điện của người trực tiếp quản lý kinh doanh (Bản khai lý lịch công tác có xác nhận của cơ quan sử dụng lao động hoặc các giấy tờ có giá trị tương đương)
Điều 7.3.NĐ.1.33. Điều kiện cấp giấy phép hoạt động bán lẻ điện
(Điều 33 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật và cá nhân đăng ký hoạt động bán lẻ điện phải đáp ứng điều kiện sau:
1. Người trực tiếp quản lý kinh doanh bán lẻ điện phải có bằng trung cấp trở lên thuộc một trong các chuyên ngành điện, kỹ thuật, kinh tế, tài chính và có thời gian làm việc trong lĩnh vực kinh doanh mua bán điện ít nhất 03 năm.
Điều 7.3.NĐ.1.39. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn đầu tư xây dựng công trình nhà máy thủy điện
(Điều 39 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3, Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
a) Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn thiết kế công trình nhà máy thủy điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
3. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh chủ nhiệm phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện hoặc thủy điện hoặc thủy lợi; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã chủ nhiệm ít nhất 01 dự án hoặc tham gia thiết kế ít nhất 02 dự án nhà máy thủy điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
6. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành trắc địa, địa chất, xây dựng, thủy lợi, thủy điện, điện, hệ thống điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia thiết kế ít nhất 01 dự án nhà máy thủy điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.39a. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn thiết kế công trình nhà máy điện gió, điện mặt trời
(Điều 39a Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, được bổ sung bởi Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn thiết kế công trình nhà máy điện gió, điện mặt trời phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh chủ nhiệm phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện hoặc năng lượng tái tạo; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã chủ nhiệm ít nhất 01 dự án hoặc tham gia thiết kế ít nhất 02 dự án nhà máy điện gió, điện mặt trời có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
2. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành trắc địa, địa chất, xây dựng, năng lượng tái tạo, điện xây dựng, năng lượng tái tạo, điện, hệ thống điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia thiết kế ít nhất 01 dự án nhà máy điện gió, điện mặt trời có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.40. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn thiết kế công trình nhà máy nhiệt điện
(Điều 40 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3, Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn thiết kế công trình nhà máy nhiệt điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
3. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh chủ nhiệm phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện hoặc nhiệt điện; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã chủ nhiệm ít nhất 01 dự án hoặc tham gia thiết kế ít nhất 02 dự án nhà máy nhiệt điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
6. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành trắc địa, địa chất, xây dựng, điện, nhiệt điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia thiết kế ít nhất 01 dự án nhà máy nhiệt điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
Điều 7.3.TT.35.6. Hồ sơ đề nghị cấp giấy phép trong lĩnh vực tư vấn chuyên ngành điện lực
(Điều 6 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
Điều 7.3.NĐ.1.41. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn thiết kế công trình đường dây và trạm biến áp
(Điều 41 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3, Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn thiết kế công trình đường dây và trạm biến áp phải đáp ứng các điều kiện sau:
3. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh chủ nhiệm phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã chủ nhiệm ít nhất 01 dự án hoặc tham gia thiết kế ít nhất 02 dự án công trình đường dây và trạm biến áp có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
6. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành trắc địa, địa chất, xây dựng, điện, hệ thống điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia thiết kế ít nhất 01 dự án công trình đường dây và trạm biến áp có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực thiết kế hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.42. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn giám sát thi công công trình nhà máy thủy điện
(Điều 42 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung bị bãi bỏ, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3, Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn giám sát thi công công trình nhà máy thủy điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
3. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh giám sát trưởng phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện hoặc thủy điện hoặc thủy lợi; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã đảm nhận giám sát trưởng ít nhất 01 dự án hoặc tham gia giám sát thi công ít nhất 02 dự án nhà máy thủy điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
6. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành xây dựng, thủy lợi, thủy điện, điện, hệ thống điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia giám sát thi công ít nhất 01 dự án nhà máy thủy điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.42a. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn giám sát thi công công trình nhà máy điện gió, điện mặt trời
(Điều 42a Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, được bổ sung bởi Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn giám sát thi công công trình nhà máy điện gió, điện mặt trời phải đáp ứng các điều kiện sau:
1. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh giám sát trưởng phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện hoặc năng lượng tái tạo; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã đảm nhận giám sát trưởng ít nhất 01 dự án hoặc tham gia giám sát thi công ít nhất 02 dự án nhà máy điện gió, điện mặt trời có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
2. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành xây dựng, năng lượng tái tạo, điện, hệ thống điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia giám sát thi công ít nhất 01 dự án nhà máy điện gió, điện mặt trời có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.43. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn giám sát thi công công trình nhà máy nhiệt điện
(Điều 43 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 6, Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3, Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn giám sát thi công công trình nhà máy nhiệt điện phải đáp ứng các điều kiện sau:
3. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh giám sát trưởng phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện hoặc nhiệt điện; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã đảm nhận giám sát trưởng ít nhất 01 dự án hoặc tham gia giám sát thi công ít nhất 02 dự án nhà máy nhiệt điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
6. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành xây dựng, điện, nhiệt điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia giám sát thi công ít nhất 01 dự án nhà máy nhiệt điện có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.44. Điều kiện cấp giấy phép tư vấn giám sát thi công công trình đường dây và trạm biến áp
(Điều 44 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 6, Điều 7 Nghị định số 08/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/01/2018; Điều 3, Điều 4 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
Tổ chức được thành lập theo quy định của pháp luật đăng ký hoạt động tư vấn giám sát thi công công trình đường dây và trạm biến áp phải đáp ứng các điều kiện sau:
3. Chuyên gia tư vấn đảm nhận chức danh giám sát trưởng phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên chuyên ngành điện; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã đảm nhận giám sát trưởng ít nhất 01 dự án hoặc tham gia giám sát thi công ít nhất 02 dự án công trình đường dây và trạm biến áp có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
6. Chuyên gia tư vấn khác phải có bằng tốt nghiệp đại học trở lên thuộc một trong các chuyên ngành xây dựng, điện, hệ thống điện, thiết bị điện, tự động hóa; có kinh nghiệm công tác ít nhất 05 năm trong lĩnh vực tư vấn; đã tham gia giám sát thi công ít nhất 01 dự án công trình đường dây và trạm biến áp có hạng tương đương; có chứng chỉ hành nghề hoạt động xây dựng trong lĩnh vực giám sát thi công hạng tương đương.
Điều 7.3.NĐ.1.45. Thẩm quyền cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 45 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
1. Thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực
a) Bộ Công Thương cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với hoạt động truyền tải điện và hoạt động phát điện đối với nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh trong danh mục được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt;
b) Cục Điều tiết điện lực cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với hoạt động phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện, tư vấn chuyên ngành điện lực và hoạt động phát điện đối với nhà máy điện có quy mô công suất từ 03 MW trở lên không thuộc trường hợp quy định tại điểm a khoản này;
c) Ủy ban nhân dân cấp tỉnh cấp giấy phép hoạt động điện lực cho tổ chức, cá nhân có hoạt động điện lực với quy mô nhỏ trong phạm vi địa phương theo hướng dẫn của Bộ Công Thương.
2. Giấy phép hoạt động điện lực được sửa đổi, bổ sung trong các trường hợp sau đây:
a) Theo đề nghị của tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép khi có sự thay đổi một trong các nội dung quy định trong giấy phép hoạt động điện lực;
b) Trường hợp cần bảo vệ lợi ích kinh tế - xã hội và lợi ích công cộng, cơ quan cấp giấy phép có quyền sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực về truyền tải điện, phân phối điện. Việc sửa đổi hoặc bổ sung đó phải phù hợp với khả năng của đơn vị được cấp giấy phép.
c) Trường hợp có sai sót về các nội dung ghi trong Giấy phép đã cấp, cơ quan cấp giấy phép có trách nhiệm sửa đổi Giấy phép đã cấp.
Điều 7.3.TT.35.12. Thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 12 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
1. Thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực của Bộ Công Thương và Cục Điều tiết điện lực được quy định tại Khoản 19 Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP ngày 05 tháng 02 năm 2020 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của các Nghị định liên quan đến điều kiện đầu tư kinh doanh thuộc lĩnh vực quản lý nhà nước của Bộ Công Thương.
2. Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương cấp hoặc uỷ quyền cho Sở Công Thương cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với các lĩnh vực sau:
a) Hoạt động phát điện đối với nhà máy điện có quy mô công suất dưới 03 MW đặt tại địa phương;
b) Hoạt động phân phối điện đến cấp điện áp 35 kV tại địa phương;
c) Hoạt động bán lẻ điện đến cấp điện áp 0,4 kV tại địa phương;
d) Tư vấn chuyên ngành điện lực, bao gồm:
- Tư vấn thiết kế công trình đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp đến 35 kV, đăng ký doanh nghiệp tại địa phương;
- Tư vấn giám sát thi công công trình đường dây và trạm biến áp có cấp điện áp đến 35 kV, đăng ký doanh nghiệp tại địa phương.
3. Trong trường hợp giấy phép hoạt động điện lực lĩnh vực bán lẻ điện được cấp đồng thời với lĩnh vực phân phối điện, trong đó có lĩnh vực thuộc thẩm quyền cấp giấy phép của Cục Điều tiết điện lực thì cơ quan cấp giấy phép là Cục Điều tiết điện lực.
Điều 7.3.NĐ.1.47. Lệ phí, phí thẩm định cấp giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 47 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm:
a) Nộp lệ phí cấp giấy phép hoạt động điện lực;
b) Nộp phí thẩm định cấp giấy phép hoạt động điện lực.
2. Bộ Tài chính hướng dẫn chi tiết mức thu, chế độ thu, nộp, quản lý và sử dụng lệ phí và phí thẩm định cấp giấy phép hoạt động điện lực quy định tại Khoản 1 Điều này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 33.3.TT.19.1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng; Điều 33.3.TT.19.4. Mức thu phí)
Điều 7.3.TT.35.4. Nguyên tắc cấp giấy phép và thời hạn của giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 4 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Trước giai đoạn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, giấy phép hoạt động điện lực lĩnh vực bán lẻ điện được cấp đồng thời với lĩnh vực phân phối điện, trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều này.
2. Đối với đơn vị phát điện đăng ký hoạt động bán lẻ điện, không mua điện từ hệ thống điện quốc gia và có lưới điện để thực hiện hoạt động bán lẻ điện: Giấy phép hoạt động điện lực lĩnh vực bán lẻ điện được cấp đồng thời với lĩnh vực phát điện.
3. Giấy phép phát điện được cấp cho tổ chức là đơn vị sở hữu nhà máy điện đối với từng nhà máy.
4. Thời hạn tối đa trong giấy phép hoạt động điện lực cấp cho đơn vị hoạt động điện lực quy định như sau:
|
TT |
Lĩnh vực hoạt động điện lực |
Thời hạn của giấy phép |
|
1 |
Tư vấn chuyên ngành điện lực |
05 năm |
|
2 |
Phát điện |
|
|
a) |
Nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh theo danh mục được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt |
20 năm |
|
b) |
Nhà máy điện không thuộc danh mục nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt |
10 năm |
|
3 |
Truyền tải điện |
20 năm |
|
4 |
Phân phối điện |
10 năm |
|
5 |
Bán buôn điện, bán lẻ điện |
10 năm |
5. Thời hạn của giấy phép hoạt động điện lực sẽ được cấp theo thời hạn của giấy phép cũ trong trường hợp cấp sửa đổi, bổ sung giấy phép do thay đổi một trong các nội dung ghi trên Giấy phép gồm: tên, địa chỉ trụ sở, phạm vi hoạt động đã được cấp giấy phép.
6. Tổ chức, cá nhân đề nghị thời hạn giấy phép hoạt động điện lực ngắn hơn thời hạn quy định tại Khoản 4 Điều này thì cấp theo thời hạn đề nghị, trừ trường hợp quy định tại Khoản 7 Điều này.
7. Căn cứ điều kiện thực tế về hạng mục công trình điện, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực cấp giấy phép hoạt động điện lực có thời hạn ngắn hơn thời hạn quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều 7.3.TT.35.5. Phạm vi hoạt động trong lĩnh vực được cấp giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 5 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Lĩnh vực tư vấn chuyên ngành điện lực có phạm vi hoạt động trong cả nước.
2. Lĩnh vực truyền tải điện, phân phối điện có phạm vi hoạt động trong phạm vi quản lý, vận hành lưới điện cụ thể.
3. Lĩnh vực bán buôn điện, bán lẻ điện có phạm vi hoạt động trong khu vực cụ thể.
4. Lĩnh vực phát điện có phạm vi hoạt động cho từng nhà máy điện.
Điều 7.3.LQ.33. Hồ sơ đề nghị cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 33 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đơn đề nghị cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực.
2. Dự án hoặc phương án hoạt động điện lực.
3. Báo cáo đánh giá tác động môi trường của dự án hoạt động điện lực đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
4. Danh sách, lý lịch, các văn bằng chứng minh năng lực quản lý, trình độ chuyên môn, nghiệp vụ của người quản trị, người điều hành đơn vị điện lực.
Điều 7.3.TT.35.10. Hồ sơ đề nghị sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 10 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
c) Tài liệu chứng minh việc chuyển giao tài sản; tài liệu chứng minh việc chuyển giao nhân sự hoặc tài liệu về đội ngũ trực tiếp quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành, chuyên gia tư vấn theo các quy định tương ứng tại khoản 3 Điều 6, khoản 3 Điều 7, khoản 3 Điều 8 và khoản 3 Điều 9 Thông tư này trong trường hợp có sự thay đổi nhân sự.
Điều 7.3.TT.35.11. Trình tự, thủ tục cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 11 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Chậm nhất trước 15 ngày làm việc kể từ ngày dự kiến chính thức vận hành thương mại, tổ chức tham gia hoạt động phát điện phải nộp đầy đủ hồ sơ đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực.
2. Tổ chức, cá nhân đề nghị cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực gửi cho cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực 01 bộ hồ sơ theo quy định tại Chương II Thông tư này và chịu trách nhiệm về tính chính xác, trung thực của hồ sơ đề nghị cấp giấy phép.
3. Hình thức nộp hồ sơ được quy định như sau:
a) Đối với hồ sơ thuộc thẩm quyền cấp giấy phép của Bộ Công Thương và Cục Điều tiết điện lực: Thực hiện trên Cổng Dịch vụ công trực tuyến tại địa chỉ https://dichvucong.moit.gov.vn.
Trong trường hợp hồ sơ điện tử có dung lượng lớn hoặc các tài liệu theo quy định của pháp luật không được gửi qua mạng thông tin điện tử thì có thể gửi trực tiếp hoặc qua đường dịch vụ bưu chính.
b) Đối với hồ sơ thuộc thẩm quyền cấp giấy phép của Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương: Thực hiện gửi trực tiếp, qua đường dịch vụ bưu chính hoặc trực tuyến trên trang thông tin điện tử của cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực (nếu có).
4. Trình tự, thủ tục cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực trực tuyến được thực hiện như sau:
a) Hồ sơ trực tuyến thực hiện theo hướng dẫn trên Cổng Dịch vụ công trực tuyến của Bộ Công Thương, cụ thể như sau:
- Tổ chức, cá nhân đề nghị cấp giấy phép thực hiện đăng ký tài khoản trên Cổng Dịch vụ công trực tuyến của Bộ Công Thương sử dụng tài khoản đã đăng ký để khai báo và gửi hồ sơ trực tuyến;
- Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu bổ sung, sửa đổi số liệu, tài liệu và các thông tin liên quan của cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực, tổ chức, cá nhân đề nghị cấp giấy phép phải bổ sung, sửa đổi số liệu, tài liệu, các thông tin liên quan trên Cổng Dịch vụ công trực tuyến của Bộ Công Thương. Hết thời hạn trên, tổ chức, cá nhân không sửa đổi, bổ sung hồ sơ theo yêu cầu, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có quyền trả lại hồ sơ đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực;
- Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ trên Cổng Dịch vụ công trực tuyến của Bộ Công Thương, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ và cấp giấy phép hoạt động điện lực;
- Trường hợp sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực, trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ trên Cổng Dịch vụ công trực tuyến của Bộ Công Thương theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ và cấp giấy phép hoạt động điện lực.
b) Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hướng dẫn việc cấp giấy phép thuộc thẩm quyền theo hình thức trực tuyến (nếu có) phù hợp với quy định tại Thông tư này.
5. Trình tự, thủ tục cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực không qua trực tuyến được thực hiện như sau:
a) Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho tổ chức, cá nhân đề nghị cấp giấy phép nếu hồ sơ không đầy đủ, hợp lệ. Trong văn bản thông báo, phải nêu rõ lý do và yêu cầu bổ sung, sửa đổi số liệu, tài liệu và các thông tin liên quan để hoàn thiện hồ sơ;
b) Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu bổ sung, sửa đổi số liệu, tài liệu và các thông tin liên quan của cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực, tổ chức, cá nhân đề nghị cấp giấy phép phải bổ sung, sửa đổi số liệu, tài liệu, các thông tin liên quan và trả lời bằng văn bản. Hết thời hạn trên, tổ chức, cá nhân không sửa đổi, bổ sung hồ sơ theo yêu cầu, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có quyền trả lại hồ sơ đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực;
c) Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ và cấp giấy phép hoạt động điện lực, trừ trường hợp quy định tại điểm d Khoản này;
d) Trường hợp sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực, trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ và cấp giấy phép hoạt động điện lực.
6. Giấy phép hoạt động điện lực được cấp gồm 03 bản chính: 01 bản giao cho đơn vị được cấp giấy phép, 02 bản lưu tại cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực.
7. Đối với trường hợp giấy phép bị mất hoặc bị hỏng, đơn vị điện lực phải có văn bản đề nghị theo Mẫu 01 quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này, trong đó nêu rõ lý do.
Điều 7.3.LQ.34. Trường hợp miễn trừ giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 34 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Các trường hợp sau đây được miễn trừ giấy phép hoạt động điện lực:
a) Tổ chức, cá nhân đầu tư xây dựng cơ sở phát điện để tự sử dụng, không bán điện cho tổ chức, cá nhân khác;
b) Tổ chức, cá nhân hoạt động phát điện có công suất lắp đặt dưới mức công suất theo quy định của Bộ Công thương;
c) Tổ chức, cá nhân kinh doanh điện tại vùng nông thôn, miền núi, hải đảo mua điện với công suất nhỏ hơn 50 kVA từ lưới điện phân phối để bán điện trực tiếp tới khách hàng sử dụng điện tại vùng nông thôn, miền núi, hải đảo;
d) Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực.
2. Tổ chức, cá nhân được miễn trừ giấy phép hoạt động điện lực theo quy định tại khoản 1 Điều này phải tuân thủ các quy trình, quy chuẩn kỹ thuật quản lý vận hành, các quy định về giá điện, điều kiện về kỹ thuật, an toàn của Luật này.
3. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm quản lý, kiểm tra tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực quy định tại các điểm a, b và c khoản 1 Điều này.
Điều 7.3.TT.35.3. Trường hợp miễn trừ giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 3 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Phát điện để tự sử dụng không bán điện cho tổ chức, cá nhân khác.
2. Phát điện có công suất lắp đặt đến 01 MW để bán điện cho tổ chức, cá nhân khác.
3. Kinh doanh điện tại vùng nông thôn, miền núi, hải đảo mua điện với công suất nhỏ hơn 50 kVA từ lưới điện phân phối để bán điện trực tiếp tới khách hàng sử dụng điện tại vùng nông thôn, miền núi, hải đảo.
4. Điều độ hệ thống điện quốc gia và điều hành giao dịch thị trường điện lực.
Điều 7.3.LQ.35. Nội dung của giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 35 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Tên, địa chỉ trụ sở của tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép hoạt động điện lực.
2. Loại hình hoạt động điện lực.
3. Quyền và nghĩa vụ của tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép hoạt động điện lực.
4. Phạm vi hoạt động điện lực.
5. Kỹ thuật, công nghệ sử dụng trong hoạt động điện lực.
6. Thời hạn của giấy phép hoạt động điện lực.
Điều 7.3.LQ.36. Thời hạn cấp, sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 36 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Trong thời hạn ba mươi ngày làm việc, kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, cơ quan nhà nước có thẩm quyền phải cấp hoặc sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực; trường hợp từ chối thì phải thông báo bằng văn bản và nêu rõ lý do.
Điều 7.3.LQ.37. Thu hồi giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 37 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Tổ chức, cá nhân bị thu hồi giấy phép hoạt động điện lực trong các trường hợp sau đây:
1. Không triển khai hoạt động sau sáu tháng kể từ ngày được cấp giấy phép hoạt động điện lực;
2. Không bảo đảm các điều kiện hoạt động điện lực theo quy định của Luật này;
3. Không thực hiện đúng các nội dung ghi trong giấy phép hoạt động điện lực;
4. Cho thuê, cho mượn, tự ý sửa chữa giấy phép hoạt động điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 39.13.NĐ.19.45. Thông báo cho cơ quan có thẩm quyền cấp Giấy phép hoạt động điện lực)
Điều 7.3.NĐ.1.46. Thu hồi giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 46 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi giấy phép hoạt động điện lực trong các trường hợp quy định tại Điều 37 Luật điện lực.
2. Khi thu hồi giấy phép hoạt động điện lực, cơ quan có thẩm quyền có trách nhiệm xác định rõ thời hạn đơn vị điện lực phải tiếp tục hoạt động để không làm ảnh hưởng đến cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện.
3. Trong thời hạn 90 ngày kể từ ngày bị thu hồi giấy phép, đơn vị điện lực có quyền khiếu nại với cơ quan nhà nước có thẩm quyền về việc thu hồi giấy phép.
Điều 7.3.TT.35.13. Trách nhiệm của cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 13 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
Điều 7.3.TT.35.14. Trách nhiệm của đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 14 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
2. Trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày thay đổi về tên hoặc địa chỉ trụ sở tại Giấy chứng nhận đăng ký doanh nghiệp hoặc Quyết định thành lập hoặc Giấy chứng nhận thành lập của đơn vị (đối với các tổ chức không có Giấy chứng nhận đăng ký doanh nghiệp) được ghi trên Giấy phép hoạt động điện lực đã được cấp hoặc thay đổi một trong các nội dung: loại hình hoạt động, phạm vi hoạt động, thời hạn của Giấy phép hoạt động điện lực đã được cấp, đơn vị điện lực phải thực hiện thủ tục đề nghị sửa đổi, bổ sung giấy phép.
3. Lập hồ sơ đề nghị sửa đổi giấy phép hoạt động điện lực trong trường hợp bị thu hồi một phần lĩnh vực, phạm vi hoạt động.
4. Đảm bảo các điều kiện hoạt động điện lực theo quy định của pháp luật trong suốt thời gian hoạt động và tuân thủ các quy định của pháp luật có liên quan. Tuân thủ quy định của pháp luật về phòng cháy và chữa cháy đối với hoạt động phát điện, truyền tải điện, phân phối điện.
5. Nộp đầy đủ các loại phí liên quan đến giấy phép hoạt động điện lực theo quy định của pháp luật.
6. Không cho thuê, cho mượn, tự sửa chữa nội dung giấy phép hoạt động điện lực.
7. Trước ngày vận hành thương mại, các đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thành:
7a. Các đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện phải đáp ứng đầy đủ các quy định pháp luật về quy hoạch, đất đai, xây dựng, phòng cháy chữa cháy, môi trường, đấu nối và các quy định pháp luật có liên quan trước khi đưa công trình điện lực vào vận hành chính thức. Đối với công trình điện lực thuộc trường hợp phải có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền theo quy định của pháp luật về xây dựng, đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện phải có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu hoàn thành hạng mục công trình, công trình xây dựng của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền theo quy định của pháp luật xây dựng trước ngày công trình điện lực vận hành thương mại hoặc được đưa vào vận hành chính thức.
8. Chịu sự kiểm tra, thanh tra và chấp hành quyết định xử lý của cơ quan nhà nước có thẩm quyền về việc sử dụng giấy phép và đảm bảo các điều kiện hoạt động điện lực theo quy định của pháp luật.
9. Lưu giữ bản chính giấy phép hoạt động điện lực đã được cấp tại trụ sở đơn vị và bản sao giấy phép hoạt động điện lực tại văn phòng giao dịch của đơn vị.
10. Trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày được cấp giấy phép hoạt động điện lực, đơn vị được cấp giấy phép hoạt động điện lực có trách nhiệm gửi bản sao Giấy phép hoạt động điện lực đã được cấp đến cơ quan quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực tại địa phương.
11. Trách nhiệm báo cáo
a) Hàng năm, đơn vị điện lực (hoặc đơn vị trực tiếp quản lý vận hành công trình điện lực được ủy quyền) phải lập báo cáo về tình hình hoạt động trong lĩnh vực được cấp phép của năm trước theo các Mẫu 4a, 4b, 4c và 4d quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này và gửi đến cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực, Sở Công Thương tại địa phương bằng một trong các phương thức sau: gửi trực tiếp hoặc gửi qua dịch vụ bưu chính hoặc gửi qua hình thức trực tuyến.
Đối với trường hợp gửi báo cáo cho Bộ Công Thương hoặc Cục Điều tiết điện lực theo hình thức trực tuyến: thực hiện qua hệ thống thư điện tử (địa chỉ: BChoatdongdienluc@moit.gov.vn) hoặc gửi qua Cổng dịch vụ công Bộ Công Thương. Đối với trường hợp gửi báo cáo cho Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Sở Công Thương địa phương theo hình thức trực tuyến (nếu có) thực hiện theo hướng dẫn của Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Sở Công Thương địa phương.
Đơn vị điện lực được xác định là báo cáo không đúng thời hạn chế độ báo cáo định kỳ hàng năm nếu đến hết ngày 01 tháng 3 hàng năm, cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực không nhận được báo cáo về tình hình hoạt động trong lĩnh vực được cấp phép của năm trước;
b) Báo cáo cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực trong thời hạn 60 ngày trước ngày ngừng hoạt động điện lực hoặc chuyển giao hoạt động điện lực bằng phương thức gửi trực tiếp hoặc gửi qua dịch vụ bưu chính;
c) Báo cáo và cung cấp đầy đủ, chính xác các thông tin khi cơ quan cấp giấy phép, cơ quan có thẩm quyền yêu cầu.
12. Trước khi giấy phép hoạt động điện lực hết thời hạn 30 ngày, đơn vị điện lực được cấp giấy phép có nhu cầu tiếp tục hoạt động phải lập hồ sơ đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực theo quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này và thực hiện trình tự, thủ tục đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực theo quy định.
Điều 7.3.LQ.38. Thẩm quyền cấp, sửa đổi, bổ sung, thu hồi giấy phép hoạt động điện lực
(Điều 38 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Bộ Công thương cấp giấy phép hoạt động điện lực cho các đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện có đấu nối với hệ thống điện quốc gia, đơn vị bán buôn điện, bán lẻ điện, tư vấn chuyên ngành điện lực.
2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh cấp giấy phép hoạt động điện lực cho tổ chức, cá nhân có hoạt động điện lực với quy mô nhỏ trong phạm vi địa phương theo hướng dẫn của Bộ Công thương.
3. Cơ quan cấp giấy phép hoạt động điện lực có quyền sửa đổi, bổ sung, thu hồi giấy phép hoạt động điện lực. Việc sửa đổi, bổ sung giấy phép hoạt động điện lực phải phù hợp với khả năng thực hiện của tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép.
4. Việc cấp giấy phép hoạt động điện lực về phát điện, truyền tải, phân phối điện phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 39.13.NĐ.19.45. Thông báo cho cơ quan có thẩm quyền cấp Giấy phép hoạt động điện lực)
QUYỀN, NGHĨA VỤ CỦA ĐƠN VỊ ĐIỆN LỰC VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN
Điều 7.3.LQ.39. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phát điện
(Điều 39 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đơn vị phát điện có các quyền sau đây:
a) Hoạt động phát điện và các hoạt động khác theo giấy phép hoạt động điện lực;
b) Đấu nối vào hệ thống điện quốc gia khi đáp ứng các điều kiện và tiêu chuẩn kỹ thuật;
c) Bán điện cho bên mua điện theo hợp đồng có thời hạn và chào giá bán điện giao ngay trên thị trường điện lực;
d) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến hoạt động phát điện;
đ) Đề nghị cơ quan nhà nước có thẩm quyền sửa đổi, bổ sung các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn, định mức kinh tế - kỹ thuật phục vụ hoạt động phát điện;
e) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị phát điện có các nghĩa vụ sau đây:
a) Tuân thủ quy trình, quy chuẩn kỹ thuật về vận hành nhà máy điện, lưới điện; đối với nhà máy thủy điện còn phải tuân thủ quy định về an toàn đập thủy điện và vận hành hồ chứa nước;
b) Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh chỉ huy, điều khiển của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia;
c) Xử lý sự cố;
d) Trường hợp có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn của trang thiết bị phải ngừng hoặc giảm mức phát điện nếu không có giải pháp khác;
đ) Tuân thủ các quy định về thị trường điện lực của Luật này và các quy định khác của pháp luật có liên quan;
e) Báo cáo về khả năng sẵn sàng phát điện, mức dự phòng công suất, tình hình thực hiện phương thức vận hành của nhà máy điện theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực, cơ quan điều tiết điện lực hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
g) Thực hiện các quy định của pháp luật về bảo vệ môi trường trong hoạt động phát điện;
h) Thông báo ngay cho đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và các tổ chức, cá nhân có liên quan khi có sự cố về phát điện;
i) Đầu tư trạm điện, công tơ và đường dây dẫn điện đến công tơ cho bên mua, trừ trường hợp có thỏa thuận khác với đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện hoặc bên mua điện bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật;
k) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.13.30. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện)
Điều 7.3.NĐ.1.5. Trách nhiệm đầu tư xây dựng trạm điện
(Điều 5 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm đầu tư xây dựng trạm cắt, trạm biến áp trong phạm vi quản lý của mình đồng bộ với trang thiết bị công nghệ phát điện để đấu nối với hệ thống điện, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
2. Đơn vị truyền tải điện, phân phối điện có trách nhiệm đầu tư xây dựng trạm biến áp, trạm cắt, trạm bù công suất phản kháng trong phạm vi quản lý của mình, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.40. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị truyền tải điện; Điều 7.3.LQ.41. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phân phối điện)
Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính
(Điều 23 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Đơn vị điện lực có trách nhiệm báo cáo Cơ quan Điều tiết điện lực chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính hàng năm đã được kiểm toán.
2. Bộ Công Thương quy định cụ thể đơn vị điện lực có trách nhiệm báo cáo; hướng dẫn nội dung báo cáo và trình tự lập báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện, kiểm tra và xác nhận giá thành sản xuất, kinh doanh điện của đơn vị điện lực quy định tại Khoản 1 Điều này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.40. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị truyền tải điện; Điều 7.3.LQ.41. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phân phối điện; Điều 7.3.LQ.42. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia; Điều 7.3.LQ.43. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán buôn điện; Điều 7.3.LQ.44. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán lẻ điện; Điều 7.3.LQ.45. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị tư vấn chuyên ngành điện lực)
Điều 7.3.TT.35.15. Quy định về quản lý, vận hành nhà máy điện trong trường hợp cho thuê khoán nhà máy, thuê hoặc giao quản lý vận hành
(Điều 15 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Chủ đầu tư nhà máy điện phải chịu trách nhiệm về các nghĩa vụ liên quan đến quá trình đầu tư, vận hành nhà máy điện theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị được thuê khoán nhà máy điện, được thuê hoặc giao quản lý vận hành hoặc được ủy quyền quản lý vận hành nhà máy điện có trách nhiệm thực hiện đầy đủ các nghĩa vụ liên quan đến quá trình vận hành nhà máy theo nội dung trong hợp đồng thuê khoán, thuê hoặc giao quản lý vận hành nhà máy điện.
Điều 7.3.LQ.40. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị truyền tải điện
(Điều 40 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013; Điều 6 Luật số 03/2022/QH15 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/03/2022)
1. Đơn vị truyền tải điện có các quyền sau đây:
a) Hoạt động truyền tải điện theo giấy phép hoạt động điện lực;
b) Xây dựng và trình duyệt giá truyền tải điện;
c) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến hoạt động truyền tải điện;
d) Đề nghị cơ quan nhà nước có thẩm quyền sửa đổi, bổ sung các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn, định mức kinh tế - kỹ thuật phục vụ hoạt động truyền tải điện;
d1) Đấu nối vào lưới điện truyền tải do các thành phần kinh tế đầu tư xây dựng khi đáp ứng các điều kiện và tiêu chuẩn kỹ thuật;
đ) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị truyền tải điện có các nghĩa vụ sau đây:
a) Bảo đảm lưới điện và các trang thiết bị truyền tải điện vận hành an toàn, ổn định, tin cậy;
b) Bảo đảm cung cấp dịch vụ truyền tải và các dịch vụ phụ trợ cho các bên có liên quan, trừ trường hợp lưới điện bị quá tải theo xác nhận của cơ quan điều tiết điện lực;
c) Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh chỉ huy, điều khiển của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia;
d) Xử lý sự cố;
đ) Trường hợp có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn của trang thiết bị phải ngừng hoặc yêu cầu đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia giảm mức truyền tải điện nếu không có giải pháp khác;
e) Xây dựng kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải và thực hiện đầu tư phát triển lưới điện truyền tải đáp ứng nhu cầu truyền tải điện theo quy hoạch phát triển điện lực; đầu tư thiết bị đo đếm điện và các thiết bị phụ trợ, trừ trường hợp có thỏa thuận khác với đơn vị phát điện, đơn vị phân phối điện hoặc khách hàng sử dụng điện bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật;
g) Báo cáo về khả năng sẵn sàng truyền tải, độ dự phòng của trang thiết bị truyền tải điện theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực, cơ quan điều tiết điện lực hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
h) Thông báo ngay cho đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và các tổ chức, cá nhân có liên quan khi có sự cố về lưới điện truyền tải;
h1) Bảo đảm quyền đấu nối của các tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực vào lưới điện truyền tải do mình đầu tư xây dựng; trường hợp từ chối đấu nối thì thực hiện theo quy định của Bộ trưởng Bộ Công Thương;
i) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.5. Trách nhiệm đầu tư xây dựng trạm điện; Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính; Điều 7.3.TT.13.31. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện)
Điều 7.3.NĐ.1.6. Xây dựng, cải tạo lưới điện
(Điều 6 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Các đường dây, trạm biến áp truyền tải và phân phối điện xây dựng mới phải được thiết kế và sử dụng các trang thiết bị kỹ thuật, công nghệ phù hợp với các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn quốc gia (TCVN) hoặc tiêu chuẩn nước ngoài tương đương hoặc cao hơn được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép áp dụng tại Việt Nam.
2. Đơn vị truyền tải điện, phân phối điện có trách nhiệm xây dựng kế hoạch, lộ trình cải tạo, nâng cấp các đường dây, trạm biến áp truyền tải và phân phối điện hiện có để đảm bảo các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn quốc gia (TCVN) hoặc tiêu chuẩn nước ngoài tương đương hoặc cao hơn được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép áp dụng tại Việt Nam.
3. Tổ chức, cá nhân có đường dây, trạm biến áp riêng chịu trách nhiệm đầu tư để cải tạo, nâng cấp đường dây, trạm biến áp của mình khi đơn vị truyền tải điện, phân phối điện xác định đường dây, trạm biến áp riêng đó không bảo đảm tiêu chuẩn vận hành do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.41. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phân phối điện)
Điều 7.3.LQ.41. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị phân phối điện
(Điều 41 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đơn vị phân phối điện có các quyền sau đây:
a) Hoạt động phân phối điện và các hoạt động khác theo giấy phép hoạt động điện lực;
b) (được bãi bỏ)
c) Được vào khu vực quản lý của bên mua điện để thao tác, bảo dưỡng, sửa chữa và thay thế mới trang thiết bị điện của đơn vị phân phối điện;
d) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến hoạt động phân phối điện;
đ) Đề nghị cơ quan nhà nước có thẩm quyền sửa đổi, bổ sung các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn, định mức kinh tế - kỹ thuật phục vụ hoạt động phân phối điện;
e) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị phân phối điện có các nghĩa vụ sau đây:
a) Bảo đảm lưới điện và các trang thiết bị phân phối điện vận hành an toàn, ổn định, tin cậy;
b) Bảo đảm cung cấp dịch vụ phân phối điện cho khách hàng sử dụng điện, đơn vị bán lẻ điện, đơn vị bán buôn điện đáp ứng các tiêu chuẩn về kỹ thuật, chất lượng dịch vụ, an toàn theo hợp đồng, trừ trường hợp lưới điện phân phối bị quá tải theo xác nhận của cơ quan điều tiết điện lực;
c) Xây dựng kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối và thực hiện đầu tư phát triển lưới điện phân phối đáp ứng nhu cầu điện theo quy hoạch phát triển điện lực; đầu tư công tơ và đường dây dẫn điện đến công tơ cho bên mua điện, trừ trường hợp có thỏa thuận khác với bên mua điện bảo đảm quyền lợi giữa các bên nhưng không trái với quy định của pháp luật;
d) Thực hiện chương trình mục tiêu quốc gia về quản lý nhu cầu sử dụng điện;
đ) Tuân thủ phương thức vận hành, lệnh chỉ huy, điều khiển của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia;
e) Báo cáo về khả năng sẵn sàng vận hành, mức dự phòng của lưới điện và trang thiết bị phân phối điện, nhu cầu sử dụng điện trên địa bàn hoạt động của mình theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực, cơ quan điều tiết điện lực hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
g) Xử lý sự cố;
h) Trường hợp có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn của trang thiết bị phải ngừng hoặc giảm mức phân phối điện nếu không có giải pháp khác;
i) Khôi phục việc cấp điện chậm nhất là 2 giờ kể từ khi phát hiện sự cố hoặc nhận được thông báo của bên mua điện; trường hợp không thực hiện được trong thời hạn trên thì phải thông báo ngay cho bên mua điện về nguyên nhân và dự kiến thời gian cấp điện trở lại;
k) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.5. Trách nhiệm đầu tư xây dựng trạm điện; Điều 7.3.NĐ.1.6. Xây dựng, cải tạo lưới điện; Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính; Điều 7.3.TT.13.32. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện)
Điều 7.3.NĐ.1.21. Quyền được vào khu vực quản lý của bên mua điện
(Điều 21 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
Người được đơn vị điện lực cử vào khu vực quản lý của bên mua điện để thực hiện nhiệm vụ theo quy định tại Điểm c Khoản 1 Điều 41, Điểm đ Khoản 1 Điều 43 và Điểm đ Khoản 1 Điều 44 Luật điện lực phải xuất trình với bên mua điện một trong các giấy tờ sau:
1. Thẻ Kiểm tra viên điện lực đối với hoạt động kiểm tra điện.
2. Thẻ cán bộ, nhân viên do đơn vị bán điện cấp đối với nhân viên ghi chỉ số công tơ, bảo dưỡng, sửa chữa và thay thế trang thiết bị điện của đơn vị phân phối điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.43. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán buôn điện; Điều 7.3.LQ.44. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán lẻ điện)
Điều 7.3.LQ.42. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia
(Điều 42 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có các quyền sau đây:
a) Chỉ huy, điều khiển các đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện thực hiện phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia;
b) Được điều chỉnh kế hoạch, phương thức huy động công suất các nhà máy điện;
c) Chỉ huy xử lý các tình huống khẩn cấp hoặc bất thường trong hệ thống điện quốc gia; huy động công suất, điện năng của các nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia; chỉ huy việc thao tác lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối; ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện trong trường hợp có nguy cơ đe dọa đến sự vận hành an toàn, tin cậy của hệ thống điện quốc gia;
d) Yêu cầu các đơn vị điện lực có liên quan cung cấp thông tin về đặc tính kỹ thuật, khả năng sẵn sàng tham gia vận hành và mang tải của các trang thiết bị phát điện, truyền tải điện và phân phối điện; nhu cầu sử dụng điện của khách hàng để xác định phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia;
đ) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có các nghĩa vụ sau đây:
a) Bảo đảm vận hành hệ thống điện quốc gia an toàn, ổn định, kinh tế;
b) Bảo đảm các tiêu chuẩn tần số hệ thống điện quốc gia và điện áp trên lưới điện truyền tải quốc gia;
c) Tuân thủ các quy định về điều độ hệ thống điện quốc gia trong thị trường điện lực, lưới điện truyền tải và các hướng dẫn của cơ quan điều tiết điện lực, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực; không phân biệt đối xử trong việc huy động công suất, điện năng của các đơn vị phát điện trong hệ thống điện quốc gia;
d) Lập và thực hiện phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia trên cơ sở kế hoạch, phương thức huy động công suất các nhà máy điện và các dịch vụ phụ trợ do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực công bố;
đ) Thông báo số lượng công suất, điện năng và các dịch vụ phụ trợ đã được huy động để đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực lập hóa đơn thanh toán;
e) Báo cáo kịp thời với cơ quan điều tiết điện lực và thông báo cho đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực về những tình huống khẩn cấp hoặc bất thường đe dọa nghiêm trọng đến sự vận hành an toàn, tin cậy của hệ thống điện quốc gia;
g) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính)
Điều 7.3.LQ.43. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán buôn điện
(Điều 43 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Đơn vị bán buôn điện có các quyền sau đây:
a) Hoạt động bán buôn điện và các hoạt động khác theo giấy phép hoạt động điện lực;
b) Mua điện trực tiếp của đơn vị phát điện theo hợp đồng có thời hạn hoặc mua điện giao ngay trên thị trường điện lực;
c) Định giá bán buôn điện trong khung giá bán buôn điện đã được duyệt để cạnh tranh mua, bán điện trên thị trường điện lực;
d) Sử dụng dịch vụ truyền tải, phân phối điện phù hợp với từng cấp độ của thị trường điện lực;
đ) Được vào khu vực quản lý của bên mua điện để kiểm tra, ghi chỉ số công tơ và liên hệ với khách hàng;
e) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến hoạt động bán buôn điện;
g) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị bán buôn điện có các nghĩa vụ sau đây:
a) Bán điện theo đúng số lượng, chất lượng và giá điện đã được thỏa thuận trong hợp đồng;
b) Tuân thủ các quy định về thị trường điện lực của Luật này và các quy định khác của pháp luật có liên quan;
c) Bồi thường khi gây thiệt hại cho bên mua hoặc bên bán điện theo quy định của pháp luật;
d) Cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến lượng điện bán buôn theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
đ) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.21. Quyền được vào khu vực quản lý của bên mua điện; Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính)
Điều 7.3.LQ.44. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị bán lẻ điện
(Điều 44 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đơn vị bán lẻ điện có các quyền sau đây:
a) Hoạt động bán lẻ điện theo giấy phép hoạt động điện lực;
b) Cạnh tranh mua, bán điện trên thị trường điện lực;
c) Định giá bán trên thị trường bán lẻ điện cạnh tranh theo quy định tại khoản 1 Điều 31 của Luật này, trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều 62 của Luật này;
d) Sử dụng dịch vụ truyền tải điện, phân phối điện phù hợp với từng cấp độ của thị trường điện lực;
đ) Được vào khu vực quản lý của bên mua điện để kiểm tra, ghi chỉ số công tơ và liên hệ với khách hàng;
e) Được cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến hoạt động bán lẻ điện;
g) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị bán lẻ điện có các nghĩa vụ sau đây:
a) Bán điện theo đúng số lượng, chất lượng và giá điện đã được thỏa thuận trong hợp đồng;
b) Tuân thủ các quy định về thị trường điện lực của Luật này và các quy định khác của pháp luật có liên quan;
c) Xây dựng và trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt giá bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn, miền núi, hải đảo ở những khu vực mà việc sản xuất, cung cấp điện theo cơ chế thị trường không đủ bù đắp chi phí cho đơn vị bán lẻ điện;
d) Niêm yết công khai tại trụ sở và nơi giao dịch biểu giá điện đã được duyệt; văn bản hướng dẫn thủ tục thực hiện cấp điện, đo đếm điện, ghi chỉ số công tơ, lập hóa đơn, thu tiền điện và kết thúc dịch vụ điện; nội dung giấy phép và tiêu chuẩn kỹ thuật áp dụng cho tổ chức, cá nhân được cấp giấy phép hoạt động điện lực về bán lẻ điện; văn bản quy định về thời gian và chi phí cần thiết để cấp điện cho khách hàng mới đấu nối vào hệ thống điện; các quy định về ngừng hoặc giảm mức cung cấp điện theo quy định tại Điều 27 của Luật này;
đ) Hướng dẫn về an toàn điện cho khách hàng sử dụng điện;
e) Bồi thường khi gây thiệt hại cho bên mua hoặc bên bán điện theo quy định của pháp luật;
g) Cung cấp các thông tin cần thiết liên quan đến lượng điện bán lẻ theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
h) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.21. Quyền được vào khu vực quản lý của bên mua điện; Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính; Điều 7.3.TT.13.33. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện và bán lẻ điện)
Điều 7.3.LQ.45. Quyền và nghĩa vụ của đơn vị tư vấn chuyên ngành điện lực
(Điều 45 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đơn vị tư vấn chuyên ngành điện lực có các quyền sau đây:
a) Hoạt động tư vấn theo giấy phép hoạt động điện lực;
b) Đề nghị cơ quan nhà nước có thẩm quyền sửa đổi, bổ sung quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn, định mức kinh tế - kỹ thuật phục vụ cho hoạt động tư vấn chuyên ngành điện lực;
c) Đề nghị các cơ quan có liên quan cung cấp thông tin cần thiết phù hợp với quy định của pháp luật phục vụ cho hoạt động tư vấn chuyên ngành điện lực;
d) Hợp tác với tổ chức, cá nhân nước ngoài trong lĩnh vực tư vấn chuyên ngành điện lực;
đ) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Đơn vị tư vấn chuyên ngành điện lực có các nghĩa vụ sau đây:
a) Áp dụng các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn, định mức kinh tế - kỹ thuật của Việt Nam liên quan đến công tác tư vấn quy hoạch và đầu tư xây dựng điện. Trường hợp áp dụng quy chuẩn kỹ thuật và tiêu chuẩn của nước ngoài thì phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền chấp thuận;
b) Áp dụng công nghệ và phương pháp tính toán tiên tiến để lập đề án quy hoạch phát triển điện lực và hồ sơ, tài liệu về đầu tư xây dựng công trình điện lực phù hợp với yêu cầu hiện đại hóa trong lĩnh vực phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế và bảo đảm độ an toàn, tin cậy cao trong đầu tư xây dựng công trình điện lực;
c) Chịu trách nhiệm về chất lượng sản phẩm, dịch vụ đã thực hiện;
d) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.23. Trách nhiệm báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện và báo cáo tài chính)
Điều 7.3.NĐ.1.38. Hoạt động tư vấn chuyên ngành điện lực
(Điều 38 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Nghị định số 17/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/03/2020)
1. Điều kiện hoạt động tư vấn chuyên ngành điện lực chỉ áp dụng đối với các hạng mục công trình liên quan trực tiếp đến chuyên ngành điện, các hạng mục công trình xây dựng khác áp dụng theo quy định pháp luật về xây dựng.
2. Hoạt động tư vấn chuyên ngành điện lực bao gồm: Tư vấn thiết kế công trình điện và tư vấn giám sát thi công công trình điện.
3. Công trình điện bao gồm:
a) Nhà máy điện: Thủy điện, điện gió, điện mặt trời, nhiệt điện (than, khí, dầu, sinh khối, chất thải rắn);
b) Công trình đường dây và trạm biến áp.
4. Bảng phân hạng về quy mô của công trình điện áp dụng trong hoạt động tư vấn chuyên ngành điện lực:
|
|
Thủy điện, điện gió, điện mặt trời |
Nhiệt điện |
Đường dây và trạm biến áp |
|
Hạng 1 |
Không giới hạn quy mô công suất |
Không giới hạn quy mô công suất |
Không giới hạn quy mô cấp điện áp |
|
Hạng 2 |
Đến 300 MW |
Đến 300 MW |
Đến 220 kV |
|
Hạng 3 |
Đến 100 MW |
|
Đến 110 kV |
|
Hạng 4 |
Đến 30 MW |
|
Đến 35 kV |
Điều 7.3.LQ.46. Quyền và nghĩa vụ của khách hàng sử dụng điện
(Điều 46 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Khách hàng sử dụng điện có các quyền sau đây:
a) Được lựa chọn bên bán điện trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh;
b) Được cung cấp đủ số lượng công suất, điện năng, bảo đảm chất lượng điện đã được thỏa thuận trong hợp đồng;
c) Yêu cầu bên bán điện kịp thời khôi phục việc cấp điện sau khi mất điện;
d) Được cung cấp hoặc giới thiệu thông tin liên quan đến việc mua bán điện và hướng dẫn về an toàn điện;
đ) Được bồi thường thiệt hại do bên bán điện gây ra theo quy định của pháp luật;
e) Yêu cầu bên bán điện kiểm tra chất lượng dịch vụ điện, tính chính xác của thiết bị đo đếm điện, số tiền điện phải thanh toán;
g) Khiếu nại, tố cáo các hành vi vi phạm pháp luật về điện lực của bên bán điện;
h) Các quyền khác theo quy định của pháp luật.
2. Khách hàng sử dụng điện có các nghĩa vụ sau đây:
a) Thanh toán tiền điện đầy đủ, đúng thời hạn và thực hiện các thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện;
b) Sử dụng điện an toàn, tiết kiệm và hiệu quả; thực hiện các quy định về quản lý nhu cầu sử dụng điện;
c) Kịp thời cắt điện hoặc giảm mức tiêu thụ điện khi nhận được thông báo của bên bán điện trong các trường hợp quy định tại Điều 27 của Luật này;
d) Thông báo cho bên bán điện biết trước năm ngày khi có nhu cầu tạm ngừng sử dụng điện, trước mười lăm ngày khi có nhu cầu chấm dứt hợp đồng mua bán điện;
đ) Thông báo kịp thời cho bên bán điện khi phát hiện những hiện tượng bất thường có thể gây mất điện, mất an toàn cho người và tài sản;
e) Tạo điều kiện để bên bán điện kiểm tra, ghi chỉ số công tơ và liên hệ với khách hàng;
g) Bảo đảm các trang thiết bị sử dụng điện đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật và yêu cầu về an toàn điện;
h) Bồi thường khi gây thiệt hại cho bên bán điện theo quy định của pháp luật;
i) Chịu trách nhiệm đầu tư đường dây dẫn điện từ sau công tơ mua điện đến nơi sử dụng điện;
k) Các nghĩa vụ khác theo quy định của pháp luật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 34.1.LQ.6. Bảo vệ thông tin của người tiêu dùng; Điều 34.1.LQ.8. Quyền của người tiêu dùng; Điều 34.1.LQ.9. Nghĩa vụ của người tiêu dùng; Điều 7.3.NĐ.1.18. Trách nhiệm bảo vệ công tơ điện của bên mua điện)
Điều 7.3.LQ.47. Quyền và nghĩa vụ của khách hàng sử dụng điện lớn
(Điều 47 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Khách hàng sử dụng điện lớn có các quyền sau đây:
a) Các quyền quy định tại khoản 1 Điều 46 của Luật này;
b) Mua điện trực tiếp của đơn vị phát điện thông qua hợp đồng có thời hạn hoặc mua điện giao ngay trên thị trường điện lực;
c) Được đấu nối trực tiếp vào lưới điện truyền tải quốc gia.
2. Khách hàng sử dụng điện lớn có các nghĩa vụ sau đây:
a) Các nghĩa vụ quy định tại khoản 2 Điều 46 của Luật này;
b) Thực hiện chế độ sử dụng điện theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, biện pháp bảo đảm tiêu chuẩn điện áp, an toàn điện và nội dung khác đã được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện, truyền tải điện;
c) Bảo đảm trang thiết bị sử dụng điện, trang thiết bị đấu nối đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật và yêu cầu về an toàn điện để đấu nối vào lưới điện truyền tải quốc gia;
d) Thực hiện các lệnh thao tác của đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.18. Trách nhiệm bảo vệ công tơ điện của bên mua điện)
BẢO VỆ TRANG THIẾT BỊ ĐIỆN, CÔNG TRÌNH ĐIỆN LỰC VÀ AN TOÀN ĐIỆN
Điều 7.3.LQ.48. Trách nhiệm bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện
(Điều 48 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm thực hiện các quy định của pháp luật về bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện.
2. Tổ chức, cá nhân có trách nhiệm thông báo kịp thời với đơn vị điện lực hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền khi phát hiện các hiện tượng mất an toàn điện, các hành vi vi phạm quy định về bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện.
3. Các bộ, cơ quan ngang bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Ủy ban nhân dân các cấp có trách nhiệm tổ chức và chỉ đạo thực hiện các quy định của pháp luật về bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.6. Quy định về huấn luyện, sát hạch an toàn điện)
Điều 7.3.NĐ.2.3. Quy định chung về an toàn đối với thiết bị điện và công trình điện lực
(Điều 3 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Việc thiết kế, chế tạo thiết bị, xây dựng công trình điện lực phải thực hiện theo tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật hoặc tiêu chuẩn nước ngoài, quốc tế được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép áp dụng tại Việt Nam và phải đảm bảo các yêu cầu sau đây:
a) An toàn về điện;
b) An toàn về xây dựng;
c) An toàn về công nghệ sử dụng nguồn năng lượng sơ cấp (thủy năng, than, dầu mỏ, khí đốt thiên nhiên và các dạng năng lượng khác);
d) An toàn về phòng, chống cháy nổ;
đ) Các quy định về bảo vệ môi trường.
2. Các thiết bị điện, dụng cụ điện mới sản xuất trong nước hoặc nhập khẩu phải có chứng chỉ chất lượng hoặc có nhãn hiệu hàng hóa, đăng ký chất lượng phù hợp với tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật và các quy định khác có liên quan của pháp luật; phải có bản hướng dẫn sử dụng kèm theo về các thông số kỹ thuật, tính năng, tác dụng cũng như các điều khác cần lưu ý để hướng dẫn người sử dụng phòng tránh sự cố và tai nạn điện.
Điều 7.3.TT.21.4. Danh mục các thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định
(Điều 4 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017)
1. Danh mục các thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định được quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Căn cứ tình hình thực tế, Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung “Danh mục các thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định” phù hợp với yêu cầu quản lý, điều kiện kỹ thuật, công nghệ của các thiết bị, dụng cụ điện và quy định của pháp luật có liên quan.
Phu luc I kem theo Thong tu so 33.2015.TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.24. Trách nhiệm quản lý nhà nước về an toàn điện)
Điều 7.3.TT.21.5. Nội dung kiểm định
(Điều 5 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017)
Nội dung kiểm định được quy định cụ thể trong các quy trình kiểm định được ban hành tương ứng với từng loại thiết bị, dụng cụ điện, bao gồm một hoặc nhiều nội dung chính sau:
1. Kiểm tra bên ngoài;
2. Đo điện trở cách điện;
3. Đo điện trở của các cuộn dây;
4. Kiểm tra độ bền của điện môi;
5. Đo điện trở tiếp xúc;
6. Đo dòng điện rò;
7. Đo các thông số đóng cắt thiết bị;
8. Kiểm tra hoạt động của các cơ cấu an toàn, các bộ phận có chức năng bảo vệ như bộ điều tốc, phanh hãm;
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.24. Trách nhiệm quản lý nhà nước về an toàn điện)
Điều 7.3.TT.21.6. Chu kỳ kiểm định
(Điều 6 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 28/2017/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2018)
1. Kiểm định lần đầu
Kiểm định lần đầu thực hiện trước khi đưa vào sử dụng, vận hành thiết bị, dụng cụ điện.
2. Kiểm định định kỳ được thực hiện trong quá trình sử dụng, vận hành thiết bị, dụng cụ điện;
a) Đối với các thiết bị điện trong dây chuyền đang vận hành không thể tách rời để kiểm định riêng lẻ, được kiểm định theo chu kỳ đại tu dây chuyền thiết bị trừ trường hợp được quy định tại Khoản 3 Điều này;
b) Đối với các thiết bị điện không thuộc điểm a khoản này, được kiểm định định kỳ theo quy định của nhà sản xuất, nhưng không quá 36 tháng đối với các thiết bị, dụng cụ điện quy định tại Mục II và Mục III Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư số 33/2015/TT-BCT.
3. Kiểm định bất thường
Thực hiện khi có yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền hoặc khi đã khắc phục xong sự cố hoặc theo nhu cầu của các tổ chức/cá nhân sử dụng, vận hành thiết bị, dụng cụ điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.24. Trách nhiệm quản lý nhà nước về an toàn điện)
Điều 7.3.TT.21.7. Kiểm định thiết bị, dụng cụ điện
(Điều 7 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 3 Thông tư số 28/2017/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2018)
1. Việc kiểm định các thiết bị, dụng cụ điện được thực hiện bởi tổ chức kiểm định đáp ứng yêu cầu tại Điều 9 Nghị định số 107/2016/NĐ-CP ngày 01 tháng 7 năm 2016 của Chính phủ quy định về điều kiện kinh doanh dịch vụ đánh giá sự phù hợp và được Bộ Công Thương cấp Giấy chứng nhận đăng ký hoạt động kiểm định theo quy định.
Hồ sơ, trình tự, thủ tục cấp Giấy chứng nhận đăng ký hoạt động kiểm định thực hiện theo quy định tại Điều 10, Điều 11 và Điều 12 Nghị định số 107/2016/NĐ-CP.
2. Nội dung quy trình kiểm định do tổ chức kiểm định xây dựng cho từng loại thiết bị, dụng cụ trên cơ sở các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật quốc gia tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư số 33/2015/TT-BCT; tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật nước ngoài được áp dụng tại Việt Nam; quy định, hướng dẫn của nhà chế tạo. Các hạng mục và phương pháp kiểm định phải được thể hiện trong từng quy trình cụ thể.
3. Ngay sau khi kết thúc kiểm định, thiết bị, tổ chức thực hiện việc kiểm định thực hiện dán tem kiểm định cho thiết bị, dụng cụ điện đạt yêu cầu.
a) Mẫu tem kiểm định theo Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư số 33/2015/TT-BCT. Vị trí dán tem không bị che khuất, dễ quan sát và tránh được tác động không có lợi của môi trường;
b) Trường hợp thiết bị, dụng cụ điện ở vị trí hoặc môi trường không thể thực hiện việc dán tem thì khi kết thúc kiểm định, tổ chức thực hiện việc kiểm định cấp Giấy chứng nhận kiểm định cho thiết bị, dụng cụ điện thay cho việc dán tem.
Phu luc II kem theo Thong tu so 33.2015.TT-BCT.doc
Phu luc III kem theo Thong tu so 33.2015.TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.24. Trách nhiệm quản lý nhà nước về an toàn điện)
Điều 7.3.TT.21.10. Tổ chức thực hiện
(Điều 10 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 3 Thông tư số 28/2017/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2018)
1. Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp
a) Hướng dẫn, tổ chức triển khai thực hiện các quy định tại Thông tư này;
b) Tiếp nhận hồ sơ đăng ký hoạt động kiểm định, xem xét và công bố danh sách các tổ chức kiểm định trên Cổng thông tin điện tử Bộ Công Thương;
c) Định kỳ hoặc đột xuất thanh tra, kiểm tra việc thực hiện quy định trong lĩnh vực kiểm định an toàn kỹ thuật các thiết bị, dụng cụ điện của các tổ chức kiểm định, các tổ chức/cá nhân sử dụng, vận hành thiết bị, dụng cụ điện trên phạm vi toàn quốc.
2. Sở Công Thương có trách nhiệm hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện quy định của pháp luật trong lĩnh vực kiểm định của các tổ chức kiểm định, các tổ chức/cá nhân sử dụng, vận hành thiết bị, dụng cụ điện trên địa bàn quản lý.
3. Tổ chức/cá nhân sử dụng, vận hành thiết bị, dụng cụ điện
a) Lựa chọn tổ chức kiểm định đủ điều kiện theo quy định tại Thông tư này;
b) Xây dựng danh mục các thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định để theo dõi quản lý;
c) Lập kế hoạch tách thiết bị điện ra khỏi vận hành để kiểm định, đảm bảo thiết bị và dụng cụ điện được kiểm định đúng chu kỳ quy định tại Điều 6 Thông tư này;
d) Có phương án bảo đảm an toàn cho kiểm định viên thực hiện kiểm định và hệ thống thiết bị điện liên quan đang vận hành;
đ) Giám sát việc thực hiện kiểm định của tổ chức kiểm định theo quy trình đã được ban hành;
e) Duy trì và đảm bảo sự phù hợp của các thiết bị và dụng cụ điện trong quá trình sử dụng sau khi được kiểm định, theo các yêu cầu của tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật Việt Nam và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật nước ngoài được áp dụng tại Việt Nam.
4. Tổ chức kiểm định
b) Kiểm định trong phạm vi, đối tượng mà tổ chức đã đăng ký hoạt động kiểm định;
c) Thực hiện đầy đủ các hạng mục, nội dung quy định trong quy trình kiểm định, đảm bảo chất lượng và thời gian thực hiện;
d) Bảo đảm tính chính xác về năng lực thực hiện kiểm định;
đ) Chỉ được sử dụng kiểm định viên thuộc tổ chức kiểm định khác khi đã có thỏa thuận hợp tác bằng văn bản với tổ chức của mình để thực hiện kiểm định;
e) Chịu trách nhiệm trước pháp luật về kết quả kiểm định của kiểm định viên thuộc thẩm quyền quản lý và kiểm định viên thuộc tổ chức kiểm định có thỏa thuận hợp tác bằng văn bản để thực hiện kiểm định;
g) Chịu trách nhiệm bồi thường thiệt hại do tổ chức kiểm định gây ra theo quy định của pháp luật. Thu hồi kết quả kiểm định đã ban hành khi phát hiện sai phạm;
h) Tổ chức huấn luyện nghiệp vụ, cấp thẻ kiểm định viên thực hiện kiểm định an toàn kỹ thuật thiết bị dụng cụ điện theo quy định của pháp luật. Tài liệu huấn luyện bao gồm các nội dung về đo lường, chất lượng sản phẩm hàng hóa theo quy định pháp luật và nội dung kiểm định theo quy định tại Thông tư số 33/2015/TT-BCT.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.22.21.7. Điều khoản chuyển tiếp; Điều 7.3.TT.22.21.8. Điều khoản thi hành)
Điều 7.3.NĐ.2.4. Các hành vi bị nghiêm cấm
(Điều 4 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Trộm cắp hoặc tháo gỡ dây néo, dây tiếp địa, trang thiết bị của lưới điện; trèo lên cột điện, vào trạm điện hoặc khu vực bảo vệ an toàn công trình điện khi không có nhiệm vụ.
2. Sử dụng công trình lưới điện cao áp vào những mục đích khác khi chưa được sự thỏa thuận với đơn vị quản lý công trình lưới điện cao áp.
3. Thả diều, vật bay gần công trình lưới điện cao áp có khả năng gây sự cố lưới điện.
4. Lắp đặt ăng ten thu phát sóng; dây phơi; giàn giáo; biển, hộp đèn quảng cáo và các vật dụng khác tại các vị trí mà khi bị đổ, rơi có thể va chạm vào công trình lưới điện cao áp.
5. Trồng cây hoặc để cây vi phạm khoảng cách an toàn đối với đường dây dẫn điện trên không, trạm điện.
6. Bắn chim đậu trên dây điện, trạm điện hoặc quăng, ném bất kỳ vật gì lên đường dây điện, trạm điện.
7. Đào đất gây lún sụt công trình lưới điện cao áp, trạm điện.
8. Đắp đất, xếp các loại vật liệu, thiết bị hoặc đổ phế thải vi phạm khoảng cách an toàn.
9. Sử dụng cột điện, trạm điện để làm nhà, lều, quán, buộc gia súc hoặc sử dụng vào mục đích khác.
10. Nổ mìn, mở mỏ; xếp, chứa các chất dễ cháy nổ, các chất hóa học có khả năng gây ăn mòn hoặc hư hỏng các bộ phận của công trình lưới điện.
11. Đốt nương rẫy, sử dụng các phương tiện thi công gây chấn động hoặc có khả năng làm hư hỏng, sự cố công trình lưới điện, trạm điện, nhà máy điện.
12. Điều khiển các phương tiện bay có khoảng cách đến bộ phận gần nhất của công trình lưới điện cao áp nhỏ hơn 100 m, trừ trường hợp phương tiện bay làm nhiệm vụ quản lý, bảo dưỡng, sửa chữa đường dây điện được phép theo quy định.
13. Để cây đổ vào đường dây điện khi chặt tỉa cây hoặc lợi dụng việc bảo vệ, sửa chữa công trình lưới điện cao áp để chặt cây.
14. Các hành vi khác vi phạm quy định về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp.
Điều 7.3.NĐ.2.25. Trách nhiệm bảo vệ an toàn lưới điện cao áp
(Điều 25 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Khi phát hiện lưới điện cao áp bị xâm phạm, bị phá hoại, bị cháy, bị sự cố nghiêm trọng thi đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp, Ủy ban nhân dân các cấp, công an, lực lượng vũ trang trên địa bàn có trách nhiệm phối hợp khẩn trương khắc phục để hạn chế thiệt hại và đưa công trình vào hoạt động.
2. Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm chỉ đạo các cơ quan chức năng kiểm tra, ngăn chặn và xử lý kịp thời các hành vi vi phạm quy định về bảo vệ an toàn lưới điện cao áp trong phạm vi quản lý của mình.
3. Căn cứ tình hình ở từng địa phương, Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quyết định việc thành lập Ban Chỉ đạo cấp tỉnh để giải quyết các vấn đề liên quan đến công tác bảo vệ an toàn lưới điện cao áp. Thành phần và quy chế hoạt động của Ban Chỉ đạo do Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quy định.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.50. Hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp)
Điều 7.3.LQ.49. Trách nhiệm phối hợp thực hiện khi xây dựng, cải tạo, kết thúc sử dụng công trình điện lực và các công trình khác
(Điều 49 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Khi xây dựng, cải tạo và mở rộng công trình công cộng hoặc công trình khác có khả năng ảnh hưởng đến an toàn của trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện, chủ đầu tư phải phối hợp với đơn vị điện lực để giải quyết.
2. Khi tu sửa, cải tạo, xây dựng và lắp đặt trang thiết bị điện và công trình điện lực có khả năng ảnh hưởng đến công trình công cộng hoặc công trình khác thì đơn vị điện lực phải phối hợp với tổ chức, cá nhân có liên quan để giải quyết.
3. Trường hợp các bên liên quan không thỏa thuận được thì yêu cầu cơ quan nhà nước có thẩm quyền giải quyết và triển khai thực hiện theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
4. Khi không còn khai thác, sử dụng thì công trình điện lực phải được xử lý, quản lý bảo đảm an toàn theo quy định của Chính phủ.
Điều 7.3.NĐ.2.8. Xử lý, quản lý an toàn đối với công trình điện lực không còn khai thác, sử dụng
(Điều 8 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Các công trình điện lực, không bao gồm nhà máy điện hạt nhân, khi không còn khai thác, sử dụng phải được xử lý, quản lý theo quy định của pháp luật về xây dựng, về bảo vệ môi trường và pháp luật khác liên quan.
2. Chủ sở hữu công trình phải tổ chức thực hiện các công việc sau:
a) Thu gom chất thải nguy hại, tro xỉ, dầu mỡ các loại tồn đọng trong các đường ống, trang thiết bị, dầu cặn thải, các chất xút ăn da, amoniac, hydrazine, clo và axít mạnh, các chất ăn mòn khác và các dung dịch của chúng và xử lý theo quy định của pháp luật về bảo vệ môi trường;
b) Đối với lưới điện, phải tháo dỡ, thu hồi các kết cấu của lưới điện và hoàn trả mặt bằng trong vòng 06 tháng kể từ khi lưới điện được tách khỏi hệ thống điện;
c) Đối với đập thủy điện, phải hoàn trả dòng chảy tự nhiên cho lưu vực sông (suối).
3. Chủ sở hữu công trình phải lập phương án quản lý, tháo dỡ, xử lý đối với công trình điện lực không còn khai thác sử dụng trong đó bao gồm nội dung tại Khoản 2 Điều này, trình duyệt theo quy định của pháp luật về xây dựng và tổ chức thực hiện theo phương án được duyệt.
Điều 7.3.LQ.50. Hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp
(Điều 50 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Hành lang an toàn lưới điện cao áp là khoảng không gian giới hạn dọc theo đường dây tải điện hoặc bao quanh trạm điện và được quy định cụ thể theo từng cấp điện áp.
2. Hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp bao gồm:
a) Hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không;
b) Hành lang bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm;
c) Hành lang bảo vệ an toàn trạm điện.
3. Chính phủ quy định cụ thể về hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.25. Trách nhiệm bảo vệ an toàn lưới điện cao áp)
Điều 7.3.NĐ.2.9. Xây dựng, cải tạo lưới điện cao áp
(Điều 9 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Khi dự án công trình lưới điện cao áp được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt mặt bằng xây dựng, chậm nhất sau mười lăm (15) ngày làm việc chủ đầu tư phải thông báo bằng văn bản cho Ủy ban nhân dân các cấp ở địa phương, tổ chức, hộ gia đình, cá nhân là chủ sử dụng đất, chủ sở hữu nhà, công trình xây dựng và tài sản khác nằm trong phạm vi hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp biết. Việc bồi thường, hỗ trợ về đất, tài sản trên đất và hỗ trợ khác cho người đang sử dụng đất khi xây dựng công trình được thực hiện theo quy định của pháp luật về bồi thường, hỗ trợ và tái định cư. Mọi tài sản hoặc công trình được tạo lập sau khi đã nhận được thông báo thực hiện dự án mà vi phạm hành lang an toàn theo quy định tại Nghị định này thì buộc phải tháo dỡ phần vi phạm và không được bồi thường, hỗ trợ.( Bãi bỏ)
2. Khi xây dựng, cải tạo đoạn đường dây dẫn điện cao áp trên không vượt qua nhà ở, công trình có người sinh sống, làm việc bên trong; nơi thường xuyên tập trung đông người; công trình quan trọng liên quan đến an ninh quốc gia; khu di tích lịch sử - văn hóa, danh lam thắng cảnh đã được nhà nước xếp hạng chủ đầu tư/đơn vị quản lý vận hành phải tăng cường các biện pháp an toàn về điện và xây dựng đối với đường dây, cụ thể như sau:
a) Cột phải là cột thép hoặc bê tông cốt thép; hệ số an toàn của cột, xà, móng cột không nhỏ hơn 1,2;
b) Trong một khoảng cột, dây dẫn điện và dây chống sét không được phép có mối nối, trừ dây dẫn điện có tiết diện từ 240 mm2 trở lên cho phép có một mối nối cho một dây. Hệ số an toàn của dây dẫn điện, dây chống sét không nhỏ hơn 2,5.
c) Cách điện phải bố trí kép cùng chủng loại và đặc tính kỹ thuật. Dây dẫn điện, dây chống sét nếu mắc trên cách điện kiểu treo phải sử dụng khóa đỡ kiểu cố định. Hệ số an toàn của cách điện và các phụ kiện phải đáp ứng đúng tiêu chuẩn theo quy định hiện hành;
d) Khoảng cách từ điểm thấp nhất của dây dẫn điện ở trạng thái võng cực đại đến mặt đất không nhỏ hơn quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 35 kv |
110 kV |
220 kV |
|
Khoảng cách |
14 m |
15 m |
18 m |
đ) Trường hợp đặc biệt, khi xây dựng, cải tạo đường dây điện cấp điện áp đến 35 kV dọc theo hành lang đường giao thông nội bộ ở các khu dân cư, khu công nghiệp, khu công nghệ cao, khu chế xuất, nếu sử dụng dây bọc thì cho phép khoảng cách từ điểm thấp nhất của dây dẫn điện ở trạng thái võng cực đại đến mặt đất không nhỏ hơn 11 m.( Bãi bỏ)
3. Khoảng cách từ dây dẫn điện đến mặt đất ở ngoài các khu vực được quy định tại Khoản 2 Điều này được thực hiện theo quy định của Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện.
4. Đoạn cáp ngầm nối với đường dây dẫn điện trên không tính từ mặt đất trở lên đến độ cao hai mét phải được đặt trong ống bảo vệ.
5. Trường hợp buộc phải xây dựng lưới điện cao áp trong phạm vi bảo vệ kết cấu hạ tầng giao thông đường bộ, phải tuân thủ quy định của pháp luật về quản lý và bảo vệ kết cấu hạ tầng giao thông đường bộ.
6. Đường dây dẫn điện được lắp đặt vào công trình hạ tầng kỹ thuật sử dụng chung theo quy định của pháp luật về quản lý và sử dụng chung công trình hạ tầng kỹ thuật. Chủ đầu tư xây dựng, cải tạo đường dây dẫn điện có trách nhiệm phối hợp với chủ đầu tư/đơn vị quản lý, sử dụng công trình hạ tầng kỹ thuật sử dụng chung để thỏa thuận và thực hiện các biện pháp bảo đảm an toàn cho đường dây dẫn điện, công trình hạ tầng kỹ thuật sử dụng chung, cộng đồng theo quy định của pháp luật hiện hành và các tiêu chuẩn, quy chuẩn liên quan đến an toàn điện, an toàn cho công trình hạ tầng kỹ thuật.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 1.3.PL.9. Những hành vi bị nghiêm cấm; Điều 1.3.PL.18. Nội dung quản lý nhà nước về bảo vệ công trình quan trọng liên quan đến an ninh quốc gia)
Điều 7.3.NĐ.2.16. Biển báo, tín hiệu
(Điều 16 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp phải đặt biển cấm, biển báo theo tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật hiện hành.
2. Các cột điện phải được sơn màu trắng, đỏ từ khoảng chiều cao 50 m trở lên và phải đặt đèn tín hiệu trên đỉnh cột trong các trường hợp sau:
a) Cột điện cao từ 80 m trở lên;
b) Cột điện cao trên 50 m đến dưới 80 m nhưng ở vị trí có yêu cầu đặc biệt.
3. Tại điểm thấp nhất nơi giao chéo giữa đường dây dẫn điện trên không điện áp 220 kV trở lên với đường thủy nội địa, phải có báo hiệu phù hợp để các phương tiện giao thông đường thủy nhận biết được về ban đêm.
4. Trường hợp đường dây dẫn điện trên không nằm trong phạm vi vùng trời lân cận của sân bay việc sơn cột, đặt đèn báo hiệu theo quy định của pháp luật về quản lý độ cao chướng ngại vật hàng không.
5. Dọc theo đường cáp điện ngầm trong đất, chủ công trình phải đặt cột mốc hoặc dấu hiệu nhận biết đường cáp.
6. Đường cáp ngầm đặt trong nước phải có báo hiệu chỉ vị trí đường cáp, theo quy định của pháp luật về giao thông đường thủy nội địa hoặc quản lý cảng biển và luồng hàng hải.
Điều 7.3.TT.12.14. Phân loại biển báo an toàn điện
(Điều 14 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Biển báo an toàn điện được chia thành biển cấm, biển cảnh báo và biển chỉ dẫn, cụ thể theo Bảng sau:
|
TT |
Loại và nội dung biển |
Hình vẽ |
Quy cách biển (Cỡ hình ảnh và chữ theo hình vẽ tại Phụ lục II Thông tư này) |
|
1 |
Biển cấm |
||
|
a |
Cấm trèo! Điện áp cao nguy hiểm chết người |
Hình 1a, 1b |
Viền và hình tia chớp màu đỏ tươi, nền màu trắng, chữ màu đen. |
|
b |
Cấm vào! Điện áp cao nguy hiểm chết người |
Hình 2 |
|
|
c |
Cấm lại gần! Có điện nguy hiểm chết người |
Hình 3 |
|
|
d |
Cấm đóng điện! Có người đang làm việc |
Hình 4 |
Viền màu đỏ tươi, nền màu trắng, chữ màu đen. |
|
2 |
Biển cảnh báo |
||
|
a |
Dừng lại! Có điện nguy hiểm chết người |
Hình 5 |
Viền và hình tia chớp màu đỏ tươi, nền màu trắng, chữ màu đen. |
|
b |
Cáp điện lực |
Hình 6 |
Viền, chữ và mũi tên màu xanh tím hoặc đen chìm 1 ¸ 2 mm; nền màu trắng. |
|
3 |
Biển chỉ dẫn |
||
|
a |
Làm việc tại đây |
Hình 7 |
Nền phía ngoài màu xanh lá cây, nền phía trong màu trắng, chữ màu đen. |
|
b |
Vào hướng này |
Hình 8 |
|
|
c |
Đã nối đất |
Hình 9 |
Viền và chữ màu đen, nền vàng. |
2. Ngoài những biển báo an toàn điện quy định tại Khoản 1 Điều này, tổ chức, cá nhân có thể xây dựng biển báo với nội dung khác để sử dụng nội bộ, phù hợp với tính chất công việc.
Phu luc II kem theo Thong tu so 31.2014.TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.12.15. Đặt biển báo an toàn điện)
Điều 7.3.TT.12.15. Đặt biển báo an toàn điện
(Điều 15 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Đối với đường dây dẫn điện cao áp trên không, phải đặt biển “CẤM TRÈO! ĐIỆN ÁP CAO NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI” trên tất cả các cột của đường dây ở độ cao từ 2,0 m đến 2,5 m so với mặt đất về phía dễ nhìn thấy (Hình 1a hoặc 1b Phụ lục II Thông tư này).
2. Đối với đường cáp điện ngầm không sử dụng chung công trình hạ tầng kỹ thuật với các loại đường ống hoặc cáp khác, phải đặt biển báo “CÁP ĐIỆN LỰC” trên mặt đất hoặc trên cột mốc, ở vị trí tim rãnh cáp, dễ nhìn thấy và xác định được đường cáp ở mọi vị trí; tại các vị trí chuyển hướng bắt buộc phải đặt biển báo; khoảng cách giữa hai biển báo liền kề không quá 30 m (Hình 6 Phụ lục II Thông tư này).
3. Đối với trạm điện có tường rào bao quanh, phải đặt biển “CẤM VÀO! ĐIỆN ÁP CAO NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI” trên cửa hoặc Cổng ra vào trạm (Hình 2 Phụ lục II Thông tư này).
4. Đối với trạm điện treo trên cột, việc đặt biển báo được thực hiện theo quy định đối với đường dây dẫn điện cao áp trên không.
5. Đối với trạm biến áp hợp bộ kiểu kín, trạm đóng cắt hợp bộ ngoài trời, tủ phân dây (Tủ Piliar) phải đặt biển “CẤM LẠI GẦN! CÓ ĐIỆN NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI” trên vỏ trạm về phía dễ nhìn thấy (Hình 3 Phụ lục II Thông tư này).
6. Trên bộ phận điều khiển, truyền động thiết bị đóng cắt đã cắt điện cho đơn vị công tác làm việc phải treo biển “CẤM ĐÓNG ĐIỆN! CÓ NGƯỜI ĐANG LÀM VIỆC” (Hình 4 Phụ lục II Thông tư này).
7. Trên rào chắn phải đặt biển “DỪNG LẠI! CÓ ĐIỆN NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI” về phía dễ nhìn thấy (Hình 5 Phụ lục II Thông tư này).
8. Tại nơi làm việc đã được khoanh vùng, nếu cần thiết: Tại khu vực làm việc đặt biển “LÀM VIỆC TẠI ĐÂY” (Hình 7 Phụ lục II Thông tư này); đầu lối vào khu vực làm việc đạt biển “VÀO HƯỚNG NÀY” (Hình 8 Phụ lục II Thông tư này), “ĐÃ NỐI ĐẤT” (Hình 9 Phụ lục II Thông tư này).
9. Biển “CẤM TRÈO! ĐIỆN ÁP CAO NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI”, “CẤM VÀO! ĐIỆN ÁP CAO NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI”, “CẤM LẠI GẦN! CÓ ĐIỆN NGUY HIỂM CHẾT NGƯỜI” quy định tại Điều 14 Thông tư này có thể được sơn trực tiếp hoặc lắp đặt biển báo chế tạo rời vào đúng nơi quy định.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.12.14. Phân loại biển báo an toàn điện)
Điều 7.3.TT.12.16. Trách nhiệm đặt biển báo an toàn điện
(Điều 16 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
Trách nhiệm đặt biển báo tại Điều 15 Thông tư này được quy định như sau:
1. Chủ đầu tư (đối với công trình xây dựng mới) hoặc đơn vị quản lý vận hành (đối với công trình đã đưa vào khai thác, sử dụng) có trách nhiệm đặt biển theo quy định tại các Khoản 1, 2, 3, 4, 5, 7 Điều 15 Thông tư này.
2. Người giám sát thao tác có trách nhiệm đặt biển theo quy định tại Khoản 6 Điều 15 Thông tư này.
3. Người chỉ huy trực tiếp đơn vị công tác hoặc người cho phép đơn vị công tác vào làm việc có trách nhiệm đặt biển theo quy định tại Khoản 8 Điều 15 Thông tư này.
Điều 7.3.NĐ.2.17. Quản lý, vận hành lưới điện cao áp
(Điều 17 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp có trách nhiệm
a) Kiểm tra thường xuyên hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp trong phạm vi quản lý của mình. Khi phát hiện hành vi vi phạm, phải yêu cầu đối tượng vi phạm dừng ngay các hành vi vi phạm, báo cáo và phối hợp với cơ quan nhà nước có thẩm quyền tại địa phương lập biên bản xử lý các hành vi vi phạm đó;
b) Kiểm tra, sửa chữa, bảo dưỡng lưới điện thuộc phạm vi quản lý theo đúng quy định
c) Thống kê, theo dõi tai nạn điện, các vi phạm đối với hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp trong phạm vi quản lý và báo cáo cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương, cơ quan cấp trên theo định kỳ 06 tháng, hàng năm; đối với tai nạn điện còn phải thực hiện chế độ báo cáo nhanh đến cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương, cơ quan cấp trên trong vòng 24 giờ kể từ khi tai nạn xảy ra;( Bãi bỏ)
d) Công bố công khai mốc giới hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.( Bãi bỏ)
2. Người quản lý vận hành, sửa chữa lưới điện phải thực hiện các quy định về bảo đảm an toàn theo quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện.
3. Việc chặt, tỉa cây để bảo đảm an toàn lưới điện cao áp do đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp tổ chức thực hiện và phải thông báo cho tổ chức quản lý hoặc chủ sở hữu cây biết trước năm (05) ngày làm việc bằng hình thức thông báo trực tiếp. Trường hợp cá nhân, tổ chức sở hữu cây cố tình không nhận thông báo thì đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp lấy xác nhận của Ủy ban nhân dân xã, phường, thị trấn sở tại (Ủy ban nhân dân cấp xã) về việc không nhận thông báo; các tổ chức, cá nhân không nhận thông báo vẫn phải chịu trách nhiệm thực hiện như các trường hợp khác.
4. Trường hợp bắt buộc phải chặt cây để khắc phục sự cố, đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp phải thông báo ngay số cây cần chặt và bồi thường cho chủ sở hữu cây. Nếu không thông báo được, cho chủ sở hữu cây thì phải thông báo và được xác nhận với Ủy ban nhân dân cấp xã trước khi chặt cây.
5. Đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp thực hiện nhiệm vụ sửa chữa định kỳ phải thông báo trước ba (03) ngày cho tổ chức, cá nhân sử dụng đất nơi có cáp điện ngầm hoặc đường dây dẫn điện trên không đi qua bằng hình thức giao thông báo trực tiếp hoặc gửi bảo đảm qua bưu điện hoặc thông qua hệ thống phát thanh, truyền thông của Ủy ban nhân dân cấp xã; sửa chữa đột xuất do sự cố phải thông báo trước khi thực hiện công việc, trường hợp không thông báo được thì phải thông báo với Ủy ban nhân dân cấp xã trước khi thực hiện công việc.
Công tác kiểm tra, sửa chữa kết thúc, đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp phải khôi phục lại mặt bằng như trước khi sửa chữa.
6. Tổ chức, cá nhân sử dụng đất nơi có cáp điện ngầm hoặc đường dây dẫn điện trên không đi qua có trách nhiệm tạo điều kiện thuận lợi cho đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp tiến hành kiểm tra hoặc sửa chữa những hư hỏng của công trình.
Điều 7.3.TT.12.18. Báo cáo về tai nạn điện và các vi phạm đối với hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp
(Điều 18 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 29/2018/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/11/2018)
Ngoài việc thực hiện khai báo tai nạn theo quy định của pháp luật về lao động, đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp báo cáo cơ quan cấp trên (nếu có) và Sở Công Thương theo quy định tại Điểm c Khoản 1 Điều 17 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP thực hiện như sau:
1. Báo cáo nhanh tai nạn điện
a) Thời gian báo cáo: Trong vòng 24 giờ kể từ khi tai nạn xảy ra.
b) Nội dung và hình thức gửi báo cáo: Theo mẫu tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này, gửi bằng fax hoặc thư điện tử (file PDF).
2. Báo cáo định kỳ hằng năm
a) Thời gian báo cáo: Trước ngày 15 tháng 01 của năm tiếp theo.
b) Nội dung và hình thức gửi báo cáo: Theo mẫu tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này, gửi theo đường công văn và thư điện tử (file word).
Phu luc IV kem theo Thong tu so 31.2014.TT-BCT.doc
Điều 7.3.LQ.51. Bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không
(Điều 51 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Chủ sở hữu hoặc người sử dụng nhà ở, công trình đã được phép tồn tại trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không không được sử dụng mái hoặc bất kỳ bộ phận nào của nhà ở, công trình vào những mục đích có thể vi phạm khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp và phải tuân thủ các quy định về bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không khi sửa chữa, cải tạo nhà ở, công trình.
2. Trước khi cấp phép cho tổ chức, cá nhân xây dựng mới hoặc cơi nới, cải tạo nhà ở, công trình trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không, cơ quan cấp phép phải yêu cầu chủ đầu tư xây dựng nhà ở, công trình thỏa thuận bằng văn bản với đơn vị quản lý lưới điện cao áp về các biện pháp bảo đảm an toàn đường dây dẫn điện trên không và an toàn trong quá trình xây dựng, cơi nới, cải tạo, sử dụng nhà ở, công trình này.
3. Không cho phép tồn tại nhà ở và công trình có người thường xuyên sinh sống, làm việc trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không có điện áp từ 500 kV trở lên, trừ những công trình chuyên ngành phục vụ vận hành lưới điện đó.
4. Cấm tiến hành mọi công việc trong hành lang bảo vệ đường dây dẫn điện trên không nếu sử dụng thiết bị, dụng cụ, phương tiện có khả năng vi phạm khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp. Trường hợp đặc biệt, do yêu cầu cấp bách của công tác quốc phòng, an ninh, phải có sự thỏa thuận với đơn vị quản lý công trình lưới điện về các biện pháp bảo đảm an toàn cần thiết.
5. Ở những đoạn giao chéo giữa đường dây dẫn điện trên không với đường bộ, đường sắt, chiều cao tối thiểu của dây dẫn điện tại điểm thấp nhất khi dây dẫn ở trạng thái võng cực đại bằng 4,5 mét cộng với khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp.
Trường hợp điểm cao nhất trên phương tiện vận chuyển có chiều cao lớn hơn 4,5 mét thì chủ phương tiện phải liên hệ với đơn vị quản lý công trình lưới điện cao áp để thực hiện các biện pháp an toàn cần thiết.
6. Ở những đoạn giao chéo giữa đường dây dẫn điện trên không với đường sắt dành cho tàu chạy điện, chiều cao tối thiểu của dây dẫn điện tại điểm thấp nhất khi dây dẫn ở trạng thái võng cực đại bằng 7,5 mét cộng với khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp.
7. Ở những đoạn giao chéo giữa đường dây dẫn điện trên không với đường thủy nội địa, chiều cao tối thiểu của dây dẫn điện tại điểm thấp nhất khi dây dẫn ở trạng thái võng cực đại bằng chiều cao tĩnh không theo cấp kỹ thuật của đường thủy nội địa cộng với khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp. Phương tiện vận tải thủy khi đi qua điểm giao chéo giữa đường dây dẫn điện trên không với đường thủy nội địa phải bảo đảm chiều cao không vượt quá chiều cao tĩnh không theo cấp kỹ thuật của đường thủy nội địa đó.
Khoảng cách an toàn của đường dây dẫn điện trên không giao chéo với tuyến giao thông đường biển được quy định cho từng trường hợp cụ thể.
8. Khi tiến hành các công việc trên mặt đất, dưới lòng đất ở gần hoặc trong hành lang bảo vệ đường dây dẫn điện trên không có khả năng ảnh hưởng đến sự vận hành bình thường của đường dây hoặc có nguy cơ gây sự cố, tai nạn về điện thì đơn vị tiến hành những công việc đó phải có sự thỏa thuận với đơn vị quản lý công trình lưới điện về các biện pháp bảo đảm an toàn cần thiết.
Điều 7.3.NĐ.2.10. Khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp
(Điều 10 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp quy định tại Khoản 1 Điều 51 của Luật điện lực được quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 22 kV |
35 kV |
110kV |
220 kV |
||
|
Dây bọc |
Dây trần |
Dây bọc |
Dây trần |
Dây trần |
Dây trần |
|
|
Khoảng cách an toàn phóng điện |
1,0 m |
2,0 m |
1,5 m |
3,0 m |
4,0 m |
6,0 m |
2. Khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp quy định tại Khoản 4 Điều 51 của Luật điện lực là khoảng cách tối thiểu từ dây dẫn điện đến điểm gần nhất của thiết bị, dụng cụ, phương tiện làm việc trong hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp và được quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 22 kV |
35 kV |
110kV |
220 kV |
500 kV |
|
Khoảng cách an toàn phóng điện |
4,0 m |
4,0 m |
6,0 m |
6,0 m |
8,0 m |
3. Khoảng cách an toàn phóng điện theo cấp điện áp quy định tại Khoản 5, Khoản 6 và Khoản 7 Điều 51 của Luật điện lực là khoảng cách tối thiểu từ dây dẫn điện khi dây ở trạng thái võng cực đại đến điểm cao nhất của đối tượng được bảo vệ và được quy định trong bảng sau:
|
Điện áp Khoảng an toàn phóng điện |
Đến 35 kV |
110 kV |
220 kV |
500 kV |
|
Đến điểm cao nhất (4,5 m) của phương tiện giao thông đường bộ |
2,5 m |
2,5 m |
3,5 m |
5,5 m |
|
Đến điểm cao nhất (4,5 m) của phương tiện, công trình giao thông đường sắt hoặc đến điểm cao nhất (7,5 m) của phương tiện, công trình giao thông đường sắt chạy điện |
3,0 m |
3,0 m |
4,0 m |
7,5 m |
|
Đến chiều cao tĩnh không theo cấp kỹ thuật của đường thủy nội địa |
1,5 m |
2,0 m |
3,0 m |
4,5 m |
Điều 7.3.NĐ.2.11. Hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không
(Điều 11 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Đối với đường dây sử dụng dây dẫn trần, dây dẫn bọc, hành lang bảo vệ an toàn được quy định như sau:
a) Chiều dài hành lang được tính từ vị trí đường dây ra khỏi ranh giới bảo vệ của trạm này đến vị trí đường dây đi vào ranh giới bảo vệ của trạm kế tiếp;
b) Chiều rộng hành lang được giới hạn bởi hai mặt thẳng đứng về hai phía của đường dây, song song với đường dây, có khoảng cách từ dây ngoài cùng về mỗi phía khi dây ở trạng thái tĩnh theo quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 22 kV |
35 kV |
110 kV |
220 kV |
500 kV |
||
|
Dây bọc |
Dây trần |
Dây bọc |
Dây trần |
Dây trần |
Dây trần |
Dây trần |
|
|
Khoảng cách |
1,0 m |
2,0 m |
1,5 m |
3,0 m |
4,0 m |
6,0 m |
7,0 m |
c) Chiều cao hành lang được tính từ đáy móng cột đến điểm cao nhất của công trình cộng thêm khoảng cách an toàn theo chiều thẳng đứng quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 35 kV |
110 kV |
220 kV |
500 kV |
|
Khoảng cách |
2,0 m |
3,0 m |
4,0 m |
6,0 m |
2. Đối với đường cáp điện đi trên mặt đất hoặc trên không, hành lang bảo vệ an toàn đường cáp được giới hạn về các phía 0,5 m tính từ mặt ngoài của sợi cáp ngoài cùng trở ra.
Điều 7.3.NĐ.2.12. Cây trong và ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không
(Điều 12 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Đối với cây trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây
a) Đối với đường dây dẫn điện có điện áp đến 35 kV trong thành phố, thị xã, thị trấn thì khoảng cách từ điểm bất kỳ của cây đến dây dẫn điện ở trạng thái võng cực đại không nhỏ hơn khoảng cách quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 35 kV |
|
|
Khoảng cách |
Dây bọc |
Dây trần |
|
0,7 m |
1,5 m |
|
b) Đối với đường dây có điện áp từ 110 kV đến 500 kV trong thành phố, thị xã, thị trấn thì không được để cây cao hơn dây dẫn thấp nhất trừ trường hợp đặc biệt phải có biện pháp kỹ thuật đảm bảo an toàn và được Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (Ủy ban nhân dân cấp tỉnh) cho phép. Khoảng cách từ điểm bất kỳ của cây đến dây dẫn khi dây ở trạng thái võng cực đại không nhỏ hơn khoảng cách quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
110 kV |
220 kV |
500 kV |
|
Khoảng cách |
Dây trần |
||
|
2,0 m |
3,0 m |
4,5 m |
|
c) Đối với đường dây ngoài thành phố, thị xã, thị trấn thì khoảng cách từ điểm cao nhất của cây theo chiều thẳng đứng đến độ cao của dây dẫn thấp nhất khi đang ở trạng thái võng cực đại không nhỏ hơn khoảng cách quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 35 kV |
110 kV |
220 kV |
500 kV |
|
|
Khoảng cách |
Dây bọc |
Dây trần |
Dây trần |
||
|
0,7 m |
2,0 m |
3,0 m |
4,0 m |
6,0 m |
|
d) Đối với đường dây dẫn điện trên không vượt qua rừng đặc dụng, rừng phòng hộ, rừng sản xuất, vườn trồng cây thì khoảng cách theo phương thẳng đứng từ chiều cao trung bình của cây đã phát triển tối đa đến dây dẫn điện thấp nhất khi dây ở trạng thái võng cực đại không nhỏ hơn quy định tại Điểm c Khoản 1 Điều này.
2. Đối với cây ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây và ngoài thành phố, thị xã, thị trấn, khoảng cách từ bộ phận bất kỳ của cây khi cây bị đổ đến bộ phận bất kỳ của đường dây không nhỏ hơn khoảng cách quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 35 kV |
110 và 220 kV |
500 kV |
|
Khoảng cách |
0,7 m |
1,0 m |
2,0 m |
3. Đối với cây phát triển nhanh trong khoảng thời gian 03 tháng có khả năng vi phạm khoảng cách quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này và những cây không còn hiệu quả kinh tế nếu chặt ngọn, tỉa cành, thì phải chặt bỏ và cấm trồng mới.
4. Lúa, hoa màu và cây chỉ được trồng cách mép móng cột điện, móng néo ít nhất là 0,5 m.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.23. Bồi thường đối với cây trong và ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không)
Điều 7.3.NĐ.2.13. Điều kiện để nhà ở, công trình có người sinh sống, làm việc bên trong được tồn tại trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện cao áp trên không điện áp đến 220 kV
(Điều 13 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Nhà ở, công trình xây dựng được tồn tại trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không có điện áp đến 220 kV nếu đáp ứng đủ các điều kiện sau:
1. Mái lợp và tường bao phải làm bằng vật liệu không cháy.
2. Không gây cản trở đường ra vào để kiểm tra, bảo dưỡng, thay thế các bộ phận của đường dây.
3. Khoảng cách từ bất kỳ bộ phận nào của nhà ở, công trình đến dây dẫn điện gần nhất khi dây ở trạng thái võng cực đại không nhỏ hơn quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 35 kV |
110 kV |
220 kV |
|
Khoảng cách |
3,0 m |
4,0 m |
6,0 m |
4. Cường độ điện trường nhỏ hơn 5 kV/m tại điểm bất kỳ ở ngoài nhà cách mặt đất một (01) mét và nhỏ hơn hoặc bằng 1 kV/m tại điểm bất kỳ ở bên trong nhà cách mặt đất một (01) mét.
5. Đối với nhà ở, công trình trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không có điện áp 220 kV, ngoài đáp ứng các điều kiện trên, các kết cấu kim loại của nhà ở, công trình còn phải được nối đất theo quy định về kỹ thuật nối đất.
6. Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chi tiết về phạm vi, kỹ thuật nối đất kết cấu kim loại của nhà ở, công trình trong và liền kề hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không điện áp 220 kV và liền kề hành lang bảo vệ an toàn đường dây 500 kV.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.18. Bồi thường, hỗ trợ đối với nhà ở, công trình trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không; Điều 7.3.NĐ.2.20. Bồi thường hỗ trợ đối với nhà ở, công trình ngoài hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không nhưng nằm giữa hai đường dây dẫn điện trên không điện áp từ 500 kV trở lên)
Điều 7.3.TT.12.10. Phạm vi nối đất
(Điều 10 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Cấp điện áp 220 kV: Trong và liền kề hành lang bảo vệ an toàn đường dây đến 25 m tính từ mép dây dẫn ngoài hoặc dưới cùng.
2. Cấp điện áp 500 kV: Trong và liền kề hành lang bảo vệ an toàn đường dây đến 60 m tính từ mép dây dẫn ngoài hoặc dưới cùng.
Điều 7.3.TT.12.11. Đối tượng phải nối đất
(Điều 11 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Nhà ở, công trình có mái làm bằng kim loại cách điện với đất: Nối đất mái. Các kết cấu kim loại nằm dưới mái không phải nối đất.
2. Nhà ở, công trình có mái không làm bằng kim loại: Nối đất tất cả các kết cấu kim loại cách điện với đất như vách, tường bao, dầm, xà, vì kèo, khung cửa.
3. Nối đất các kết cấu kim loại cách điện với đất ở bên ngoài nhà ở, công trình như khung sắt, tấm tôn, ăng ten ti vi, dây phơi.
Điều 7.3.TT.12.12. Kỹ thuật nối đất
(Điều 12 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Cọc tiếp đất được làm bằng thép tròn đường kính không nhỏ hơn 16 mm hoặc thép vuông có tiết diện tương đương hoặc thép góc có kích thước không nhỏ hơn (40x40x4)mm; chiều dài phần chôn trong đất ít nhất 0,8 m (theo phương thẳng đứng), một đầu cọc nhô lên khỏi mặt đất (không cao quá 0,15 m); nơi đặt cọc tiếp đất không được gây trở ngại cho người sử dụng nhà ở, công trình. Không được sơn phủ các vật liệu cách điện lên bề mặt cọc tiếp đất. Tại những nơi dễ bị ăn mòn, các cọc tiếp đất phải được mạ đồng hoặc mạ kẽm.
2. Dây nối đất có thể được làm bằng thép tròn đường kính không nhỏ hơn 6 mm hoặc thép dẹt kích thước không nhỏ hơn (24x4)mm hoặc dây đồng mềm nhiều sợi tiết diện không nhỏ hơn 16 mm2; nếu dây nối đất làm bằng thép thì phải được mạ kẽm hoặc sơn chống gỉ.
3. Dây nối đất được bắt chặt với phần nổi trên mặt đất của cọc tiếp đất và kết cấu kim loại cần nối đất bằng bu lông hoặc hàn.
4. Trường hợp nhà ở, công trình đã có nối đất đang được sử dụng thì không cần phải làm thêm cọc tiếp đất mà chỉ cần bắt chặt dây nối đất vào nối đất đó bằng bu lông hoặc hàn.
Điều 7.3.TT.12.13. Trách nhiệm nối đất và quản lý hệ thống nối đất
(Điều 13 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Trách nhiệm nối đất
a) Đối với nhà ở, công trình có trước khi xây dựng công trình lưới điện cao áp, chủ đầu tư công trình lưới điện cao áp chịu mọi chi phí và lắp đặt hệ thống nối đất.
b) Đối với nhà ở, công trình có sau công trình lưới điện cao áp thì chủ sở hữu, người sử dụng hợp pháp nhà ở, công trình tự lắp đặt hệ thống nối đất hoặc đề nghị đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp lắp đặt hệ thống nối đất và phải chịu mọi chi phí.
2. Quản lý hệ thống nối đất
Chủ sở hữu, người sử dụng hợp pháp nhà ở, công trình có các kết cấu kim loại nối đất phải quản lý hệ thống nối đất. Khi phát hiện hệ thống nối đất hư hỏng hoặc có hiện tượng bất thường thì báo ngay cho đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp để phối hợp giải quyết.
Điều 7.3.TT.12.17. Thỏa thuận khi xây dựng mới hoặc cải tạo nhà ở, công trình trong hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không
(Điều 17 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
Việc thỏa thuận các biện pháp bảo đảm an toàn quy định tại Khoản 2 Điều 51 Luật Điện lực được thực hiện như sau:
1. Chậm nhất sau 05 ngày làm việc, kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị của chủ đầu tư xây dựng công trình, đơn vị quản lý vận hành lưới điện cao áp có trách nhiệm gửi văn bản cho chủ công trình thông báo về thời gian tiến hành khảo sát hiện trường.
2. Việc khảo sát hiện trường nơi dự kiến xây dựng, cải tạo công trình và lập văn bản thỏa thuận với chủ công trình phải được thực hiện trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị.
3. Trường hợp không thỏa thuận được các biện pháp bảo đảm an toàn, đơn vị quản lý lưới điện cao áp phải trả lời bằng văn bản nêu rõ lý do không thỏa thuận cho chủ công trình trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện việc khảo sát.
4. Nội dung các văn bản đề nghị, văn bản thông báo thời gian khảo sát, văn bản thỏa thuận thực hiện theo Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc III kem theo Thong tu so 31.2014.TT-BCT.doc
Điều 7.3.LQ.52. Bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm
(Điều 52 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Cấm đào hố, chất hàng hóa, đóng cọc, trồng cây, xây dựng nhà ở và các công trình khác, thả neo tàu thuyền trong hành lang bảo vệ đường cáp điện ngầm.
2. Cấm thải nước và các chất ăn mòn cáp, trang thiết bị vào hành lang bảo vệ đường cáp điện ngầm.
3. Trường hợp thải nước và các chất khác ngoài hành lang bảo vệ đường cáp điện ngầm mà có khả năng xâm nhập, ăn mòn, làm hư hỏng cáp thì chủ sở hữu hoặc người quản lý, sử dụng nhà ở, công trình có nước, chất thải phải có trách nhiệm xử lý để không làm ảnh hưởng tới cáp.
4. Khi thi công các công trình trong đất hoặc nạo vét lòng sông, hồ trong phạm vi hành lang bảo vệ đường cáp điện ngầm, bên thi công phải thông báo trước ít nhất mười ngày cho đơn vị quản lý công trình lưới điện và phải thực hiện các biện pháp bảo đảm an toàn đường cáp điện ngầm.
Điều 7.3.NĐ.2.14. Hành lang bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm cao áp
(Điều 14 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Hành lang bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm được quy định như sau:
1. Chiều dài hành lang được tính từ vị trí cáp ra khỏi ranh giới phạm vi bảo vệ của trạm này đến vị trí vào ranh giới phạm vi bảo vệ của trạm kế tiếp.
2. Chiều rộng hành lang được giới hạn bởi:
a) Mặt ngoài của mương cáp đối với cáp đặt trong mương cáp;
b) Hai mặt thẳng đứng cách mặt ngoài của vỏ cáp hoặc sợi cáp ngoài cùng về hai phía của đường cáp điện ngầm đối với cáp đặt trực tiếp trong đất, trong nước được quy định trong bảng sau:
|
Loại cáp điện |
Đặt trực tiếp trong đất |
Đặt trong nước |
||
|
Đất ổn định |
Đất không ổn định |
Nơi không có tàu thuyền qua lại |
Nơi có tàu thuyền qua lại |
|
|
Khoảng cách |
1,0 m |
1,5 m |
20,0 m |
100,0 m |
3. Chiều cao được tính từ mặt đất hoặc mặt nước đến
a) Mặt ngoài của đáy móng mương cáp đối với cáp đặt trong mương cáp;
b) Độ sâu thấp hơn điểm thấp nhất của vỏ cáp là 1,5 m đối với cáp đặt trực tiếp trong đất hoặc trong nước.
Điều 7.3.LQ.53. Bảo vệ an toàn trạm điện
(Điều 53 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Nhà máy điện, trạm phát điện phải được bảo vệ nghiêm ngặt, xung quanh phải có tường rào bảo vệ, biển báo an toàn về điện, về phòng cháy, chữa cháy; những người không có nhiệm vụ không được phép vào nhà máy điện, trạm phát điện.
Hồ chứa nước, đập thủy điện và các công trình phụ trợ phục vụ nhà máy thủy điện phải được xây dựng, quản lý, bảo vệ bảo đảm an toàn vận hành nhà máy thủy điện và vùng hạ du. Nghiêm cấm các hành vi lấn chiếm đập thủy điện, lòng hồ, làm ô nhiễm nguồn nước và ảnh hưởng đến khả năng phát điện.
2. Nhà ở, công trình xây dựng gần hành lang bảo vệ của trạm điện phải bảo đảm không làm hư hỏng bất kỳ bộ phận nào của trạm.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.4. Nguyên tắc quản lý an toàn đập, hồ chứa nước; Điều 24.6.NĐ.4.18. Kiểm định an toàn đập, hồ chứa nước; Điều 24.6.NĐ.4.21. Phạm vi bảo vệ đập, hồ chứa nước; Điều 24.6.NĐ.4.24. Cắm mốc chỉ giới xác định phạm vi bảo vệ đập thủy điện)
Điều 7.3.NĐ.2.7. Cường độ điện trường trong trạm điện có điện áp từ 220 kV trở lên
(Điều 7 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Cường độ điện trường tại khu vực có người thường xuyên làm việc phải đảm bảo yêu cầu không được vượt quá 5 kV/m.
2. Trường hợp cường độ điện trường lớn hơn quy định tại Khoản 1 Điều này thì phải áp dụng quy định về thời gian cho phép làm việc trong một ngày đêm như sau:
a) Khi người lao động không sử dụng thiết bị phòng tránh tác động của điện trường, thời gian làm việc tại nơi có điện trường được quy định trong bảng sau:
|
Cường độ điện trường E (kV/m) |
< 5 |
5 |
8 |
10 |
12 |
15 |
18 |
20 |
20 |
³25 |
|
Thời gian cho phép làm việc trong một ngày đêm (phút) |
Không hạn chế |
480 |
255 |
180 |
130 |
80 |
48 |
30 |
10 |
0 |
Cường độ điện trường có trị số khác trong bảng thì tính thời gian cho phép làm việc bằng (50/E - 2) giờ.
b) Khi người lao động sử dụng thiết bị phòng tránh tác động của điện trường thì thời gian làm việc được thực hiện theo hướng dẫn của nhà chế tạo thiết bị.
3. Chủ đầu tư hoặc đơn vị quản lý vận hành trạm điện có trách nhiệm thực hiện việc đo, vẽ bản đồ cường độ điện trường.
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chi tiết về đo, vẽ bản đồ cường độ điện trường.
Điều 7.3.NĐ.2.15. Hành lang bảo vệ an toàn trạm điện
(Điều 15 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
1. Hành lang bảo vệ an toàn trạm điện được quy định như sau:
a) Đối với các trạm điện không có tường, rào bao quanh, hành lang bảo vệ được giới hạn bởi không gian bao quanh trạm điện có khoảng cách đến các bộ phận mang điện gần nhất của trạm điện theo quy định trong bảng sau:
|
Điện áp |
Đến 22 kV |
35 kV |
|
Khoảng cách |
2,0 m |
3,0 m |
b) Đối với trạm điện có tường hoặc hàng rào cố định bao quanh, hành lang bảo vệ được giới hạn đến điểm ngoài cùng của móng, kè bảo vệ tường hoặc hàng rào; chiều cao hành lang được tính từ đáy móng sâu nhất của công trình trạm điện đến điểm cao nhất của trạm điện cộng thêm khoảng cách an toàn theo chiều thẳng đứng quy định tại Điểm c Khoản 1 Điều 11 của Nghị định này;
c) Đối với các trạm biến áp, trạm phân phối điện hợp bộ, có vỏ bằng kim loại thì hành lang bảo vệ được giới hạn đến mặt ngoài của phần vỏ kim loại.
2. Nhà và công trình xây dựng gần hành lang bảo vệ an toàn của trạm điện phải đảm bảo không làm hư hỏng bất kỳ bộ phận nào của trạm điện; không xâm phạm đường ra vào trạm điện; đường cấp thoát nước của trạm điện, hành lang bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm và đường dây dẫn điện trên không; không làm cản trở hệ thống thông gió của trạm điện; không để cho nước thải xâm nhập làm hư hỏng công trình điện.
Ban hành kèm theo Thông tư này Quy chuẩn kỹ thuật Quốc gia về an toàn đường ống dẫn hơi và nước nóng nhà máy điện.
Ký hiệu: QCVN 04:2014/BCT
Phu luc_Quy chuan ky thuat quoc gia kem theo Thong tu so 52.2014.TT-BCT.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 19.8.LQ.26. Hệ thống quy chuẩn kỹ thuật và ký hiệu quy chuẩn kỹ thuật)
Điều 7.3.LQ.54. An toàn trong phát điện
(Điều 54 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Nhà máy điện, trạm phát điện phải được bảo vệ nghiêm ngặt, xung quanh phải có tường rào bảo vệ, biển báo an toàn về điện, về phòng cháy, chữa cháy; những người không có nhiệm vụ không được phép vào nhà máy điện, trạm phát điện.
Hồ chứa nước, đập thủy điện và các công trình phụ trợ phục vụ nhà máy thủy điện phải được xây dựng, quản lý, bảo vệ bảo đảm an toàn vận hành nhà máy thủy điện và vùng hạ du. Nghiêm cấm các hành vi lấn chiếm đập thủy điện, lòng hồ, làm ô nhiễm nguồn nước và ảnh hưởng đến khả năng phát điện.
2. Phòng đặt trang thiết bị điện phải được bảo đảm an toàn về phòng, chống cháy nổ; có biển báo khu vực nguy hiểm, đường thoát hiểm, hệ thống chiếu sáng đầy đủ, hệ thống thông gió làm mát thiết bị, cửa thông gió phải có lưới bảo vệ chống sự xâm nhập của các loài động vật, hạn chế tối đa ảnh hưởng xấu của môi trường.
3. Tùy theo đặc tính kỹ thuật và yêu cầu bảo vệ của từng loại trang thiết bị điện, phải đặt lưới bảo vệ, vách ngăn và treo biển báo an toàn; phải bảo đảm khoảng cách an toàn từ lưới bảo vệ hoặc vách ngăn đến phần mang điện của trang thiết bị không được nhỏ hơn khoảng cách quy định và có các biện pháp hạn chế tối đa ảnh hưởng xấu của môi trường đến hoạt động của trang thiết bị điện.
4. Tại các khu vực có chất dễ cháy, nổ, hệ thống điện phải được thiết kế, lắp đặt theo quy định về an toàn phòng, chống cháy nổ; chỉ được sử dụng loại thiết bị, dụng cụ phòng chống cháy, nổ chuyên dùng.
5. Hệ thống cáp điện trong nhà máy điện, trạm phát điện phải đáp ứng các quy định về an toàn sau đây:
a) Cáp điện phải được sắp xếp trật tự theo chủng loại, tính năng kỹ thuật, cấp điện áp và được đặt trên các giá đỡ. Cáp điện đi qua khu vực có ảnh hưởng của nhiệt độ cao phải được cách nhiệt và đi trong ống bảo vệ;
b) Hầm cáp, mương cáp phải có nắp đậy kín, thoát nước tốt, bảo quản sạch sẽ, khô ráo. Không được để nước, dầu, hóa chất, tạp vật tích tụ trong hầm cáp, mương cáp. Hầm cáp phải có tường ngăn để tránh hỏa hoạn lan rộng; có hệ thống báo cháy và chữa cháy tự động, hệ thống đèn chiếu sáng sử dụng điện áp an toàn phù hợp với quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện.
6. Các trang thiết bị và hệ thống chống sét, nối đất trong nhà máy điện, trạm phát điện, trạm phân phối điện phải được lắp đặt đúng thiết kế và được kiểm tra nghiệm thu, kiểm tra định kỳ theo đúng quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 24.6.NĐ.4.4. Nguyên tắc quản lý an toàn đập, hồ chứa nước; Điều 24.6.NĐ.4.18. Kiểm định an toàn đập, hồ chứa nước; Điều 24.6.NĐ.4.21. Phạm vi bảo vệ đập, hồ chứa nước; Điều 24.6.NĐ.4.24. Cắm mốc chỉ giới xác định phạm vi bảo vệ đập thủy điện; Điều 7.3.TT.13.30. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện)
Điều 7.3.NĐ.2.5. Yêu cầu chung về an toàn trong phát điện, truyền tải điện, phân phối điện và sử dụng điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ
(Điều 5 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Đối với các nhà máy điện, trạm điện, đường dây dẫn điện chuẩn bị đưa vào khai thác, sử dụng, chủ đầu tư phải bàn giao đầy đủ tài liệu thiết kế, thi công, hoàn công và các tài liệu kỹ thuật khác theo quy định của pháp luật về xây dựng cho đơn vị quản lý vận hành.
2. Đối với đoạn đường dây dẫn điện trên không vượt qua nhà ở, công trình có người sinh sống, làm việc bên trong và nơi thường xuyên tập trung đông người thì các chế độ vận hành của đường dây không được vượt quá tiêu chuẩn, định mức quy định.
3. Có đầy đủ các tài liệu về tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật an toàn điện; các hướng dẫn như: Quy trình, nội quy và biện pháp tổ chức thực hiện các quy định về an toàn điện tại cơ quan, doanh nghiệp trên cơ sở tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật về an toàn điện hiện hành. Thiết lập hồ sơ, lý lịch, tài liệu kỹ thuật liên quan đến thiết bị điện và tổ chức quản lý theo quy định.
4. Tại các vị trí vận hành phải có đầy đủ các quy trình: Vận hành thiết bị, xử lý sự cố điện; sơ đồ lưới điện, nội quy phòng cháy, chữa cháy, sổ nhật ký vận hành, dụng cụ, trang bị phương tiện bảo vệ cá nhân, biển cấm, biển báo và các dụng cụ, phương tiện khác theo quy định.
5. Bố trí người lao động làm công việc vận hành,kiểm định, xây lắp, sửa chữa đường dây điện hoặc thiết bị điện phải đảm bảo đủ các điều kiện sau:
a) Được đào tạo về nghiệp vụ, kỹ thuật đúng yêu cầu ngành nghề;
b) Được huấn luyện và cấp thẻ an toàn điện.
6. Sử dụng các thiết bị, dụng cụ điện có chứng chỉ chất lượng hoặc nhãn mác đăng ký chất lượng phù hợp với tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật và các quy định pháp luật khác có liên quan. Các thiết bị, dụng cụ điện phải được kiểm định an toàn kỹ thuật theo đúng quy định.
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chi tiết về danh mục trang thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định; nội dung kiểm định; hình thức, chu kỳ kiểm định; quy trình kiểm định; trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan đến hoạt động kiểm định an toàn kỹ thuật thiết bị, dụng cụ điện.
7. Xây dựng, ban hành kế hoạch phòng ngừa, ngăn chặn sự cố, tai nạn. Trường hợp xảy ra sự cố, tai nạn về điện, phải nhanh chóng áp dụng các biện pháp cần thiết để cấp cứu người bị nạn, giảm nhẹ thiệt hại về người, tài sản; phải tổ chức điều tra xác định, phân tích nguyên nhân; kiểm điểm, xác định trách nhiệm.
8. Tổ chức hoặc tham gia tuyên truyền, phổ biến rộng rãi về công tác an toàn điện.
9. Thực hiện việc thống kê, báo cáo tai nạn điện, vi phạm hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chi tiết về thống kê, báo cáo tai nạn điện và vi phạm hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.55. An toàn trong truyền tải điện, phân phối điện)
Ban hành kèm theo Quyết định này Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện QCVN01:2008/BCT. Quy chuẩn này thay thế Tiêu chuẩn ngành từ II TCN-161-84 đến II TCN-167-84 Quy phạm Kỹ thuật an toàn khai thác thiết trí điện các nhà máy điện và lưới điện được ban hành kèm theo Quyết định số 25 ĐL/KT ngày 22 tháng 01 năm 1985 của Bộ trưởng Bộ Điện lực.
Phuluc_kem theo Quyet dinh so 12-2008-QD-BCN.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 19.8.LQ.26. Hệ thống quy chuẩn kỹ thuật và ký hiệu quy chuẩn kỹ thuật)
(Điều 2 Quyết định số 12/2008/QĐ-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 13/07/2008)
Quyết định này có hiệu lực sau 15 ngày, kể từ ngày đăng Công báo và áp dụng trong phạm vi cả nước.
Điều 7.3.LQ.55. An toàn trong truyền tải điện, phân phối điện
(Điều 55 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Chủ công trình lưới điện phải chịu trách nhiệm:
a) Đặt biển báo an toàn về điện tại các trạm điện, cột điện;
b) Sơn màu và đặt đèn tín hiệu trên đỉnh cột tại các cột có độ cao và vị trí đặc biệt để bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.
2. Ở các vị trí giao chéo giữa đường dây dẫn điện cao áp trên không, đường cáp điện ngầm với đường sắt, đường bộ, đường thủy nội địa, việc đặt và quản lý biển báo, biển cấm vượt qua đối với phương tiện vận tải được thực hiện theo quy định của Bộ Giao thông vận tải. Chủ đầu tư công trình xây dựng sau phải chịu chi phí cho việc đặt biển báo, biển cấm.
3. Khi bàn giao công trình lưới điện, chủ đầu tư công trình phải giao cho đơn vị quản lý vận hành lưới điện đầy đủ các tài liệu kỹ thuật, biên bản nghiệm thu, quyết định giao đất, cho thuê đất và các tài liệu liên quan đến đền bù, giải phóng mặt bằng theo quy định của pháp luật.
4. Đơn vị quản lý vận hành lưới điện phải định kỳ tổ chức kiểm tra, bảo dưỡng kỹ thuật và đại tu lưới điện, bảo đảm cho hệ thống vận hành an toàn theo quy định; thường xuyên kiểm tra, phát hiện, ngăn chặn các hành vi vi phạm quy định về an toàn điện, bảo vệ an toàn lưới điện cao áp và phối hợp thực hiện các giải pháp kỹ thuật, vận hành tối ưu để giảm tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải điện.
5. Khi sửa chữa, bảo dưỡng công trình lưới điện, đơn vị quản lý vận hành lưới điện và đơn vị thực hiện sửa chữa, bảo dưỡng phải chịu trách nhiệm thực hiện đầy đủ và đúng trình tự các biện pháp an toàn theo quy định của quy chuẩn kỹ thuật an toàn điện.
6. Đoạn đường dây cao áp vượt qua nhà ở, công trình có người thường xuyên sinh sống, làm việc phải sử dụng cột đỡ dây điện là loại cột thép hoặc cột bê tông cốt thép, dây điện không được phép có mối nối trong khoảng cột, trừ dây điện có tiết diện từ 240 milimét vuông trở lên thì cho phép không quá một mối nối cho một pha và phải bảo đảm các tiêu chuẩn khác của pháp luật về bảo vệ an toàn lưới điện cao áp. Đơn vị quản lý vận hành lưới điện không được vận hành quá tải các đường dây này.
7. Các cáp điện đi ngầm trong đất, nằm trong kết cấu công trình khác hoặc đi chung với đường dây thông tin, phải bảo đảm khoảng cách an toàn theo quy định tại quy chuẩn kỹ thuật trang bị điện và các quy định khác của pháp luật có liên quan.
8. Các thiết bị và hệ thống chống sét, nối đất của lưới điện truyền tải và phân phối phải được lắp đặt đúng thiết kế và được kiểm tra nghiệm thu, kiểm tra định kỳ theo đúng quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.2.5. Yêu cầu chung về an toàn trong phát điện, truyền tải điện, phân phối điện và sử dụng điện để sản xuất, kinh doanh, dịch vụ; Điều 7.3.TT.13.31. Trách nhiệm của Đơn vị truyền tải điện; Điều 7.3.TT.13.32. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện)
Điều 7.3.LQ.56. An toàn trong đấu nối vào hệ thống điện quốc gia
(Điều 56 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện và khách hàng sử dụng điện đáp ứng các điều kiện, tiêu chuẩn kỹ thuật và thực hiện các thủ tục về đấu nối theo quy định của Bộ Công thươn được đấu nối hệ thống điện của mình vào hệ thống điện quốc gia.
2. Lưới điện độc lập phải bảo đảm các điều kiện, tiêu chuẩn kỹ thuật theo quy định của Bộ Công thương mới được đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.QĐ.6.7. Đấu nối dự án điện sinh khối vào hệ thống điện; Điều 7.3.QĐ.7.7. Đấu nối dự án phát điện sử dụng chất thải rắn vào hệ thống điện, điều độ vận hành nhà máy điện chất thải rắn)
Điều 7.3.NĐ.1.7. Điều kiện đấu nối công trình điện lực vào lưới điện quốc gia
(Điều 7 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Công trình điện lực đấu nối vào hệ thống điện quốc gia phải đáp ứng các điều kiện, quy chuẩn kỹ thuật và có Thỏa thuận đấu nối với đơn vị quản lý lưới điện.
2. Bộ Công Thương quy định các điều kiện, quy chuẩn kỹ thuật, phương pháp xác định chi phí đấu nối ban đầu, chi phí thuê quản lý vận hành hàng năm (nếu có); trình tự thực hiện đấu nối; mẫu Thỏa thuận đấu nối.
Điều 7.3.LQ.57. An toàn trong sử dụng điện cho sản xuất
(Điều 57 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Tổ chức, cá nhân sử dụng điện để sản xuất phải thực hiện các quy định về an toàn điện, quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện phù hợp với Tiêu chuẩn Việt Nam.
2. Các thiết bị, hệ thống thiết bị sử dụng điện, hệ thống chống sét, nối đất phải được kiểm tra nghiệm thu, kiểm tra định kỳ và kiểm tra bất thường theo quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện. Sơ đồ của các hệ thống này phải đúng với thực tế và phải được lưu giữ cùng với các biên bản kiểm tra trong suốt quá trình hoạt động.
3. Trạm điện, trang thiết bị điện cao áp và đường dây cao áp nội bộ phải được lắp đặt và quản lý vận hành theo quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện.
4. Các thiết bị điện phải phù hợp với “Tiêu chuẩn Việt Nam - Thiết bị điện hạ áp - Yêu cầu chung về bảo vệ chống điện giật” và “Tiêu chuẩn Việt Nam - Quy phạm nối đất và nối không các thiết bị điện” để chống tai nạn điện giật.
5. Các đường dẫn điện, dây điện phải được thiết kế, lắp đặt bảo đảm mặt bằng sản xuất thông thoáng, tránh được các tác động cơ học, hóa học có thể gây hư hỏng. Không dùng các kết cấu kim loại của nhà xưởng, máy móc, đường ống kim loại để làm dây “trung tính làm việc”, trừ trường hợp đặc biệt phải có thiết kế riêng được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
6. Hệ thống điện tại các khu vực có chất dễ cháy, nổ phải được thiết kế, lắp đặt và sử dụng theo quy định tại khoản 4 Điều 54 của Luật này.
7. Các thiết bị điện dùng trong khai thác khoáng sản, dụng cụ điện, thiết bị điện di động, máy hàn, điện phân, mạ điện phải phù hợp với quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật về an toàn có liên quan.
Điều 7.3.LQ.58. An toàn trong sử dụng điện cho sinh hoạt, dịch vụ
(Điều 58 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Tổng công suất sử dụng của các trang thiết bị điện dùng trong văn phòng, phục vụ sinh hoạt và dịch vụ phải phù hợp với công suất thiết kế; dây dẫn điện phải có tiết diện và độ bền cách điện phù hợp với tiêu chuẩn kỹ thuật.
2. Không để trang thiết bị điện phát nhiệt gần đồ vật dễ cháy, nổ.
3. Các trang thiết bị điện phải được kiểm tra, bảo trì theo quy định, bảo đảm tiêu chuẩn an toàn về điện và không gây nguy hiểm cho người sử dụng.
4. Tổ chức, cá nhân sử dụng điện có trách nhiệm tổ chức kiểm tra an toàn hệ thống điện của mình, kịp thời phát hiện và ngăn ngừa nguy cơ gây sự cố, tai nạn về điện.
5. Lưới điện hạ áp chỉ được xây dựng sau khi thiết kế đã được duyệt.
6. Các nhánh đường dây dẫn điện vào nhà ở, công trình phải bảo đảm các điều kiện về an toàn điện, mỹ quan và không cản trở hoạt động của các phương tiện giao thông, cứu thương, chữa cháy.
7. Trong mạch điện ba pha bốn dây, áp-tô-mát, cầu dao, cầu chì và các thiết bị đóng cắt điện khác không được đấu vào dây trung tính.
8. Trong mạch điện một pha hai dây, cầu chì và công tắc phải đấu vào dây pha, không được đấu vào dây trung tính. Khuyến khích lắp đặt áp-tô-mát, cầu dao hai cực để đóng cắt đồng thời cả hai dây.
Điều 7.3.LQ.59. Sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp
(Điều 59 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp là dùng nguồn điện có mức điện áp thích hợp đấu nối trực tiếp vào hàng rào, vật cản, vật che chắn của khu vực được bảo vệ (sau đây gọi chung là hàng rào điện) để ngăn cản việc xâm phạm khu vực được bảo vệ và phát tín hiệu báo động cho người bảo vệ khu vực đó biết.
2. Sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp chỉ được thực hiện khi sử dụng các biện pháp bảo vệ khác không hiệu quả và phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép.
3. Hàng rào điện phải được thiết kế, lắp đặt tránh được mọi tiếp xúc ngẫu nhiên đối với người và gia súc, có biển báo nguy hiểm, không gây ảnh hưởng tới hoạt động của hệ thống điện, không gây nguy hiểm cho khu vực lân cận và môi trường sống. Người quản lý, sử dụng hàng rào điện phải được đào tạo, huấn luyện chuyên môn, nghiệp vụ về điện.
4. Bộ trưởng Bộ Công an, Bộ trưởng Bộ Quốc phòng trong phạm vi nhiệm vụ và quyền hạn của mình quy định khu vực được phép sử dụng hàng rào điện.
5. Bộ trưởng Bộ Công thương quy định tiêu chuẩn và điều kiện sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp.
Sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp là dùng nguồn điện có điện áp thích hợp đấu nối trực tiếp vào kết cấu kim loại của hàng rào, vật cản, vật che chắn (sau đây gọi chung là hàng rào điện) để ngăn cản việc xâm phạm khu vực được bảo vệ. Khi đối tượng cố ý xâm phạm vào khu vực được bảo vệ và tiếp xúc trực tiếp với hàng rào điện sẽ bị điện giật, đồng thời hệ thống bảo vệ phát tín hiệu báo động cho người bảo vệ khu vực đó biết.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 19.8.LQ.10. Hệ thống tiêu chuẩn và ký hiệu tiêu chuẩn)
(Điều 2 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
Nghiêm cấm tổ chức, cá nhân tự ý sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp để bảo vệ tài sản của mình, bẫy chim, bẫy chuột, bảo vệ hoa màu hoặc phục vụ các mục đích khác gây nguy hiểm cho người, động vật, môi trường sống.
(Điều 3 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
Tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống hàng rào điện.
1. Hàng rào điện phải được thiết kế, lắp đặt an toàn, tránh được mọi tiếp xúc ngẫu nhiên đối với người và gia súc, không gây ảnh hưởng tới hoạt động bình thường của hệ thống điện, không gây nguy hiểm cho khu vực lân cận và môi trường sống, đảm bảo vững chắc trong điều kiện mưa bão và đảm bảo mỹ quan.
2. Hàng rào điện có thể được bố trí kết hợp với hàng rào bảo vệ khác hoặc được bố trí độc lập nhưng phải đáp ứng các điều kiện sau:
a) Nếu hàng rào điện được bố trí kết hợp với hàng rào bảo vệ khác thì hàng rào điện phải được bố trí phía trên, độ cao treo vật dẫn điện không nhỏ hơn 2,5 mét so với mặt đất;
b) Nếu hàng rào điện được bố trí độc lập thì phía ngoài và phía trong của hàng rào điện phải có hàng rào bảo vệ để đề phòng người, động vật có thể va chạm ngẫu nhiên với hàng rào điện. Khoảng cách giữa hàng rào điện với hàng rào bảo vệ không nhỏ hơn 2 mét.
3. Dọc theo suốt hàng rào điện về cả 2 phía phải có các biển báo "Dừng lại! có điện, nguy hiểm chết người" đặt ở nơi dễ thấy. Khoảng cách giữa 2 biển báo không quá 20m. Biển báo được gắn cố định ở độ cao 1,7-2,0 mét so với mặt đất. Mẫu biển báo theo TCVN 2572 - 78.
4. Điện áp sử dụng cho hàng rào điện được quy định như sau:
a) Dưới 1000 V khi dùng nguồn điện xoay chiều;
b) Không quy định đối với điện áp xung khi dùng nguồn điện một chiều.
5. Tại khu vực làm việc của người trực phải có hệ thống báo động bằng tín hiệu âm thanh và ánh sáng. Hệ thống báo động phải làm việc khi xảy ra mất điện trên hàng rào điện hoặc xuất hiện dòng điện chạm đất, dòng điện ngắn mạch. Tín hiệu báo động chỉ được giải trừ khi có thao tác của người trực. Việc kiểm tra sự hoạt động bình thường của hệ thống báo động được thực hiện mỗi khi giao ca bằng các nút thử.
6. Vật dẫn điện phải bảo đảm các tiêu chuẩn sau:
a) Vật liệu làm vật dẫn cho hàng rào điện có thể là tấm, lưới hoặc dây, thanh kim loại. Nếu sử dụng dây thép mạ hoặc lưới thép, tiết diện dây không nhỏ hơn 6 mm2. Trường hợp sử dụng dây đồng hoặc dây nhôm phải có tiết diện không nhỏ hơn 10 mm2. Dây dẫn đơn không được có mối nối ở giữa khoảng trụ để đảmbảo độ bền cơ học. Trường hợp cần nối thì 2 đầu dây phải quấn cố định quanh cổ sứ cách điện, sau đó mới nối 2 đầu dây bằng kẹp nối, tết xoắn hoặc bằng phương pháp hàn.
b) Vật dẫn điện phải được gắn cố định, chắc chắn trên sứ cách điện. Khoảng cách giữa hai sứ đỡ một vật dẫn theo chiều dài không được quá 5 mét. Khoảng cách giữa hai vật dẫn của hai pha liền kề hoặc giữa pha với đất không quá 0,20 mét.
c) Sứ cách điện thông thường không được đặt nghiêng quá 45 độ so với phương thẳng đứng để tránh nước mưa có thể gây chạm chập hoặc rò điện ra xung quanh. Trường hợp cần đặt sứ nghiêng quá 45 độ phải sử dụng loại sứ có cách điện tăng cường.
(Điều 4 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
Điều kiệnsử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp
Cơ quan, tổ chức, đơn vị chỉ được sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp khi sử dụng các biện pháp bảo vệ khác không hiệu quả và phải có đủ các điều kiện sau đây:
1. Được Bộ Công an hoặc Bộ Quốc phòng (đối với các đơn vị quân đội) cho phép bằng văn bản theo quy định tại khoản 4 Điều 59 Luật Điện lực.
2. Hàng rào điện phải được cơ quan có chuyên môn về điện và có tư cách pháp nhân thiết kế, được cơ quan cho phép sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp phê duyệt và nghiệm thu.
3. Người vận hành hệ thống hàng rào điện phải có đủ tiêu chuẩn sau:
a) Được đào tạo chuyên môn về kỹ thuật điện, có chứng chỉ hoặc bằng tốt nghiệp do cơ sở có chức năng đào tạo chuyên môn về kỹ thuật điện cấp.
b) Được huấn luyện, sát hạch đạt yêu cầu về quy trình vận hành, kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống hàng rào điện và các quy định an toàn điện, được cấp chứng chỉ sau khi sát hạch đạt yêu cầu.
c) Được đào tạo nghiệp vụ bảo vệ tại cơ sở có tư cách pháp nhân và có chức năng đào tạo nghiệp vụ bảo vệ.
4. Có quy trình, biểu mẫu phục vụ công tác quản lý vận hành, kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống hàng rào điện và quy trình an toàn điện.
5. Chỉ được phép đưa hàng rào điện vào sử dụng khi chủ đầu tư đã hoàn thành công tác nghiệm thu theo quy định, đã bàn giao đầy đủ các sơ đồ, tài liệu có liên quan đến xây dựng hệ thống hàng rào điện cho đơn vị quản lý vận hành và đơn vị quản lý vận hành đã bố trí đủ nhân sự theo quy định.
(Điều 5 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
Thủ tục xin phép sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp
1. Cơ quan, đơn vị có nhu cầu sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp phải xây dựng đề án và có văn bản trình Bộ Công an hoặc Bộ Quốc phòng (đối với các đơn vị quân đội) để xem xét, quyết định.
2. Cơ quan cho phép sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp trong phạm vi quản lý của mình có trách nhiệm tiến hành kiểm tra nghiệm thu, kiểm tra định kỳ và chấn chỉnh thực hiện các biện pháp an toàn tại các cơ quan, đơn vị được phép sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp.
(Điều 6 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
Tổ chức thực hiện
1. Cục Kỹ thuật an toàn công nghiệp Bộ Công nghiệp có trách nhiệm phối hợp với các cơ quan chức năng của Bộ Công an, Bộ Quốc phòng, Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh và các Sở Công nghiệp để phổ biến, hướng dẫn, theo dõi và kiểm tra việc thực hiện Quyết định này.
2. Cơ quan, đơn vị xảy ra tai nạn chết người có liên quan đến hệ thống hàng rào điện của mình phải khai báo ngay với cơ quan quản lý cấp trên theo ngành dọc, cơ quan công an, quân sự (đối với các đơn vị quân đội) và Sở Công nghiệp địa phương để phối hợp điều tra, xác định nguyên nhân, trách nhiệm.
3. Cơ quan công an, quân sự và Sở Công nghiệp địa phương có trách nhiệm thống kê, phân tích, báo cáo Bộ quản lý ngành và Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh các vụ tai nạn chết người liên quan đến hàng rào điện.
Điều 7.3.LQ.59a. Xử lý sự cố điện
(Điều 59a Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Trường hợp xảy ra sự cố điện, đơn vị điện lực trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình có trách nhiệm xử lý theo quy định của pháp luật.
2. Trường hợp xảy ra sự cố điện nghiêm trọng đến mức thảm họa lớn thì việc ban bố tình trạng khẩn cấp và áp dụng các biện pháp ứng phó phải thực hiện theo quy định của pháp luật về tình trạng khẩn cấp.
ĐIỆN PHỤC VỤ NÔNG THÔN, MIỀN NÚI, BIÊN GIỚI, HẢI ĐẢO
Điều 7.3.LQ.60. Chính sách phát triển điện nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo
(Điều 60 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1, Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Thu hút mọi nguồn lực để đầu tư xây dựng cơ sở hạ tầng điện lực, đẩy nhanh quá trình điện khí hóa nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo.
2. Tạo điều kiện thuận lợi cho nhân dân vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc ít người, vùng có điều kiện kinh tế - xã hội đặc biệt khó khăn được sử dụng điện để sản xuất và phục vụ đời sống.
3. Tổ chức, cá nhân thuộc mọi thành phần kinh tế hoạt động phát điện, phân phối điện, kinh doanh điện tại vùng nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo có điều kiện kinh tế - xã hội khó khăn và đặc biệt khó khăn được hưởng các chính sách ưu đãi về đầu tư, tài chính và các ưu đãi khác theo quy định của pháp luật về khuyến khích đầu tư.
4. Khuyến khích tổ chức, cá nhân đầu tư xây dựng lưới điện hoặc các trạm phát điện sử dụng năng lượng tại chỗ, năng lượng mới, năng lượng tái tạo để cung cấp điện cho vùng nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo.
5. Ưu tiên cung cấp điện đầy đủ, kịp thời cho các trạm bơm thủy nông phục vụ tưới tiêu, chống úng, chống hạn.
Điều 7.3.TL.1.1. Phạm vi giao nhận
a/ Lưới điện trung áp nông thôn bao gồm các đường dây trung áp có điện áp 6 ¸ 35 kV và các trạm biến áp 6 ¸ 35/0,4 kV cấp điện cho các thôn xã, thuộc tài sản của địa phương do các tổ chức quản lý điện nông thôn đang quản lý, được chuyển giao cho Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (sau đây viết tắt là TCTĐLVN) quản lý, trên cơ sở thỏa thuận giữa TCTĐLVN với các địa phương.
b/ Lưới điện hạ áp 0,4 kV từ xuất tuyến trạm biến áp đến hộ sử dụng điện không thuộc phạm vi bàn giao theo hướng dẫn của thông tư này.
Điều 7.3.TL.1.2. Trách nhiệm Bên giao và bên nhận
(Điều 2 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
a/ Bên giao: là đại diện chủ sở hữu tài sản lưới điện trung áp nông thôn (Ủy ban Nhân dân xã, Hợp tác xã, Công ty, Xí nghiệp Điện nước...). Trường hợp không xác định được chủ sở hữu lưới điện trung áp nông thôn, Chủ tịch Ủy ban Nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt UBND tỉnh) chỉ định tổ chức phù hợp làm đại diện bên giao.
Bên giao có trách nhiệm chuẩn bị đầy đủ hồ sơ chứng từ theo quy định tại khoản 1 mục II Thông tư này; chủ trì thực hiện kiểm kê, đánh giá giá trị tài sản còn lại của lưới điện trung áp nông thôn; xác định danh mục và cơ cấu các nguồn vốn đầu tư lưới điện trung áp nông thôn; bàn giao và tạo điều kiện thuận lợi cho việc tiếp nhận của Bên nhận; thông báo công khai cho dân biết các phần vốn vay và vốn huy động của dân, vốn đầu tư của Hợp tác xã (HTX) đã được chấp nhận hoàn trả và thực hiện nhanh chóng việc trả tiền theo quy định của UBND tỉnh.
b/ Bên nhận: là Công ty Điện lực trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Việt Nam hoặc Điện lực tỉnh được Công ty Điện lực ủy quyền.
Bên nhận có trách nhiệm tiếp nhận đầy đủ hồ sơ của tài sản lưới điện trung áp theo quy định; tham gia với Bên giao thực hiện kiểm kê và xác định giá trị còn lại và cơ cấu nguồn vốn đầu tư; hạch toán tăng và quản lý tài sản theo đúng quy định của Bộ Tài chính; tổ chức quản lý vận hành; cải tạo lưới điện trung áp, lập kế hoạch thực hiện việc hoàn trả vốn theo quy định tại mục III của Thông tư này.
Điều 7.3.TL.1.3. Hồ sơ giao nhận
(Điều 3 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
Hồ sơ giao nhận LĐTANT gồm có hồ sơ gốc theo quy định hoặc hồ sơ thay cho hồ sơ gốc và hồ sơ được lập tại thời điểm giao nhận, cụ thể như sau:
a/ Hồ sơ gốc theo quy định, bao gồm:
- Quyết định đầu tư, thiết kế kỹ thuật và dự toán được duyệt, biên bản nghiệm thu công trình;
- Văn bản thỏa thuận tuyến, văn bản cấp đất;
- Các chứng từ sổ sách tài chính kế toán liên quan đến việc xác định nguyên giá và giá trị còn lại của tài sản lưới điện trung áp, cơ cấu nguồn vốn đầu tư, báo cáo quyết toán được duyệt;
- Khế ước vay (hơp đồng vay) Ngân hàng, các tổ chức kinh tế khác (kể cả vay của các đơn vị thi công) và biên bản đối chiếu công nợ có xác nhận của Ngân hàng hoặc bên cho vay về hồ sơ thanh quyết toán có xác nhận số đã trả và còn dư nợ đến thời điểm bàn giao công trình;
- Giấy nợ đã vay của dân trên cơ sở các văn bản cam kết vay phải trả của bên giao tại thời điểm xây dựng công trình: Nghị quyết của Hội đồng nhân dân xã hoặc UBND xã hoặc Nghị quyết của Đại hội xã viên HTX; các chứng từ sổ sách phản ánh số nợ đã trả và số nợ chưa trả đến thời điểm bàn giao công trình và các tài liệu liên quan khác (nếu có);
- Các chứng từ thể hiện vốn huy động của dân, vốn của HTX tại thời điểm xây dựng công trình như phiếu thu, danh sách hoặc sổ ghi chép.
b/ Hồ sơ thay hồ sơ gốc trong trường hợp không đủ hồ sơ theo quy định
Bên giao phải phối hợp với Bên nhận để thực hiện những công việc sau:
- Lập biên bản đánh giá thực trạng về chất lượng, xác định giá trị còn lại của tài sản LĐTANT theo quy định tại khoản 2 mục II Thông tư này.
- Lập hồ sơ hành lang tuyến đường dây và mặt bằng trạm biến áp, có xác nhận của UBND tỉnh về cấp đất.
Đối với các công trình LĐTANT chưa được cấp có thẩm quyền cấp đất xây dựng, UBND tỉnh chỉ đạo các Ban, Ngành chức năng có liên quan của địa phương lập, trình và duyệt hồ sơ cấp đất theo đúng chế độ hiện hành để giao cho bên nhận. Trường hợp đến thời điểm bàn giao còn chưa có đầy đủ các hồ sơ cấp đất, hai bên giao – nhận phải lập hiện trạng hành lang tuyến đường dây và mặt bằng trạm biến áp theo quy định tại Nghị định số 54/1999/NĐ-CP ngày 08 tháng 7 năm 1999 của Chính phủ về bảo vệ an toàn lưới điện cao áp. Hồ sơ này được trình UBND tỉnh xác nhận, làm cơ sở phap lý để cấp đất sau này. Bên giao bàn giao cho Bên nhận và Bên giao có trách nhiệm giải quyết những phát sinh cho đến thời điểm có quyết định về hồ sơ cấp đất được phê duyệt giao cho Bên nhận.
Đối với các địa phương từ trước đến nay không làm thủ tục cấp đất cho LĐTANT như quy định nêu trên, Bên giao phải lập thủ tục xin phép hành lang tuyến đường dây và trạm biến áp, trình UBND tỉnh phê duyệt thay cho thủ tục cấp đất.
- Lập hồ sơ xác định cơ cấu các nguồn vốn đã đầu tư LĐTANT theo quy định tại khoản 3 mục II Thông tư này.
c/ Hồ sơ được lập tại thời điểm giao nhận
- Sơ đồ mặt bằng thực trạng lưới điện trung áp.
- Sơ đồ đầu nối (một sợi) thực trạng lưới điện trung áp.
- Bảng kiểm kê số lượng, chủng loại, chất lượng của thiết bị, vật tư đường dây trung áp và trạm biến áp.
- Biên bản giao nhận LĐTANT theo mẫu quy định tại Thông tư này (Phụ lục 1a).
- Biên bản xác định giá trị còn lại của tài sản LĐTANT bàn giao được Hội đồng định giá tài sản lưới điện trung áp nông thôn (sau đây viết tắt là Hội đồng ĐGTS) thẩm tra theo mẫu quy định tại Thông tư này (Phụ lục 1b và Phụ lục 2).
Phuluc_kem theo Thong tu lien tich so 06-2001-TTLT-BCN-BTC.doc
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TL.1.5. Xác định cơ cấu các nguồn vốn xây dựng công trình)
Điều 7.3.TL.1.4. Phương pháp xác định giá trị còn lại của tài sản bàn giao
(Điều 4 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
Căn cứ vào tình hình thực tế về quản lý tài sản cố định (TSCĐ) của Bên giao, giá trị còn lại của tài sản lưới điện trung áp bàn giao được xác định theo một trong hai phương pháp sau:
a/ Phương pháp đánh giá theo sổ kế toán: áp dụng đối với những tài sản đang được quản lý theo chế độ quản lý sử dụng và trích khấu hao TSCĐ quy định tại Quyết định số 1062/TC/QĐ/CSTC ngày 14 tháng 11 năm 1996 (nay là Quyết định 166/1999/QĐ-BTC ngày 30 tháng 12 năm 1999) của Bộ trưởng Bộ Tài chính và hạch toán theo chế độ kế toán áp dụng cho doanh nghiệp ban hành theo Quyết định số 1141/TC/CĐKT ngày 01 tháng 11 năm 1995 của Bộ Tài chính, hoặc chế độ kế toán áp dụng cho các doanh nghiệp vừa và nhỏ ban hành tại Quyết định số 1177/TC/QĐ/CĐKT ngày 23 tháng 12 năm 1996.
Giá trị còn lại = Nguyên giá TSCĐ - Giá trị hao mòn TSCĐ
của TSCĐ trên sổ kế toán trên sổ kế toán
b/ Phương pháp đánh giá theo giá trị thực tế: áp dụng đối với những tài sản không được quản lý theo chế độ quản lý TSCĐ của Bộ Tài chính. Giá trị còn lại của tài sản bàn giao được xác định như sau:
Giá trị còn lại = Số lượng thực tế X Đơn giá X Chất lượng còn lại
của TSCĐ của TSCĐ của từng TSCĐ của từng TSCĐ(%)
Trong đó:
- Số lượng thực tế của TSCĐ được xác định trên cơ sở số liệu kiểm kê thực tế của LĐTANT bàn giao;
- Đơn giá của từng TSCĐ làm cơ sở xác định giá trị còn lại của tài sản LĐTANT được tính theo quy định tại Quyết định số 84/1999/QĐ-BCN ngày 16 tháng 11 năm 1999 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp;
- Chất lượng còn lại của từng TSCĐ (%) được tính bằng nguyên giá TSCĐ (100%) trừ đi hao mòn của TSCĐ (%). Hao mòn TSCĐ (%) được tính bằng số năm đã sử dụng nhân với tỷ lệ hao mòn là 10%/năm.
Trường hợp tài sản LĐTANT đã hết thời gian khấu hao mà vẫn còn đang sử dụng, hai bên giao - nhận căn cứ hiện trạng số lượng, chất lượng của từng hạng mục, tính đồng bộ, mức độ lạc hậu kỹ thuật... để cùng tiến hành đánh giá tỷ lệ giá trị còn lại (%) của toàn bộ công trình, làm căn cứ thanh toán.
Điều 7.3.TL.1.5. Xác định cơ cấu các nguồn vốn xây dựng công trình
(Điều 5 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
a/ Căn cứ vào sổ kế toán, chứng từ gốc có liên quan của công trình để xác định tổng vốn đầu tư và phân theo từng nguồn vốn làm cơ sở xử lý vốn quy định tại mục III Thông tư này, như sau:
- Vốn ngân sách (Trung ương, địa phương), vốn ngành Điện, vốn phụ thu tiền điện, vốn từ nguồn thuế nông nghiệp được miễn để đầu tư xây dựng công trình điện và phần vốn không xác minh được nguồn;
- Vốn của HTX, vốn huy động của dân;
- Số dư còn nợ Ngân hàng và các đơn vị khác (kể cả vay còn nợ của các đơn vị thi công), trên cơ sở khế ước vay (hợp đồng vay) tại thời điểm xây dựng công trình và có xác nhận của Ngân hàng hoặc bên cho vay, vốn vay của dân trên cơ sở văn bản cam kết (Nghị quyết) vay phải trả của HĐND xã hoặc UBND xã hoặc Hợp tác xã..., biên bản đối chiếu công nợ đến thời điểm bàn giao.
b/ Đối với công trình đầu tư chung, bao gồm: đường dây trung áp, trạm biến áp, đường dây hạ áp, trạm bơm..., trong đó LĐTANT chỉ là 1 hạng mục của công trình, thì việc xác định cơ cấu nguồn vốn đầu tư LĐTANT được tính tương ứng theo tỷ trọng cơ cấu nguồn vốn đầu tư chung của cả công trình.
c/ Sau khi xác định giá trị của công trình và xác định các nguồn vốn đầu tư của công trình phải liệt kê vào bảng tổng hợp theo mẫu quy định phụ lục 1b và phụ lục 2 kèm theo Thông tư này.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TL.1.3. Hồ sơ giao nhận)
Điều 7.3.TL.1.6. Hội đồng định giá tài sản lưới điện trung áp nông thôn
(Điều 6 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
a/ Hội đồng định giá tài sản lưới điện trung áp nông thôn tỉnh do Chủ tịch UBND tỉnh quyết định thành lập, trong đó: Lãnh đạo Sở Tài chính-Vật giá làm Chủ tịch; Lãnh đạo Công ty Điện lực hoặc Điện lực tỉnh được Công ty ủy quyền là Ủy viên thường trực; Đại diện Sở Công nghiệp, cơ quan quản lý tài chính doanh nghiệp địa phương, Sở Kế hoạch và Đầu tư, Sở Xây dựng, Sở Địa chính và Đại diện chủ tài sản bàn giao là ủy viên. Ngoài các ủy viên chính thức, căn cứ vào tình hình cụ thể của từng địa phương, Chủ tịch Hội đồng được mời thêm các tổ chức, chuyên gia kỹ thuật, kinh tế, tài chính kế toán cần thiết cho việc đánh giá chất lượng và xác định giá trị còn lại của LĐTANT.
b/ Hội đồng định giá tài sản lưới điện trung áp nông thôn có nhiệm vụ:
- Tổ chức thẩm định giá trị còn lại của lưới điện trung áp. Kết quả thẩm định phải được lập biên bản có đầy đủ chữ ký của các ủy viên chính thức. Hội đồng ĐGTS chịu trách nhiệm về tính pháp lý của hồ sơ giao nhận tài sản giữa 2 bên giao và nhận, xác nhận cơ cấu các nguồn vốn đầu tư quy định tại khoản 3 Mục II trình UBND tỉnh phê duyệt để làm căn cứ hoàn trả và Bộ Tài chính ra quyết định tăng vốn cho Tổng Công ty Điện lực Việt Nam.
- Tổng hợp, báo cáo hàng tháng về tình hình thực hiện giao nhận và hoàn trả vốn lưới điện trung áp nông thôn ở địa phương với UBND tỉnh và Tổng Công ty Điện lực Việt Nam.
Điều 7.3.TL.1.7. Chi phí cho hoạt động giao nhận tài sản lưới điện trung áp nông thôn
(Điều 7 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
Chi phí dùng để phục vụ hoạt động của Hội đồng ĐGTS lưới điện trung áp nông thôn liên quan đến công tác bàn giao do cơ quan tài chính địa phương trình UBND tỉnh duyệt mức chi. Trên cơ sở mức chi phí được UBND tỉnh duyệt, các cơ quan phải chịu chi phí cho người của cơ quan, đơn vị mình cử đi tham gia công tác này. Các chi phí in ấn tài liệu, hội họp do bên nhận công trình LĐTANT chịu.
Điều 7.3.TL.1.8. Nguyên tắc xử lý và hoàn trả vốn
(Điều 8 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
Phần giá trị của công trình lưới điện trung áp nông thôn bàn giao đã được Hội đồng ĐGTS thẩm định và xác nhận từng nguồn vốn hoàn trả, được thực hiện như sau:
a/ Đối với các nguồn vốn: Ngân sách Trung ương và vốn TCTĐLVN, ngân sách địa phương, vốn từ nguồn phụ thu tiền điện, vốn từ nguồn thuế nông nghiệp được miễn để đầu tư xây dựng công trình điện và phần vốn không xác minh được nguồn thì thực hiện tăng vốn ngân sách cho TCTĐLVN theo giá trị còn lại của tài sản.
b/ Đối với nguồn vay của dân, vay của Ngân hàng hoặc vay của tổ chức kinh tế khác (kể cả vay của đơn vị thi công) có cam kết trả, để làm căn cứ hoàn trả vốn vay, Bên giao tập hợp hồ sơ vay, chứng từ vay theo đúng hướng dẫn tại điểm a khoản 1 mục II, thông qua Hội đồng ĐGTS thẩm tra để trình UBND tỉnh phê duyệt.
Để chấp hành nghiêm túc Pháp lệnh Kế toán – Thống kê của Nhà nước, hồ sơ để hoàn trả vốn vay tuyệt đối không được lập lại, sửa chữa, tẩy xóa các chứng từ hồ sơ vay nợ.
Bên nhận thực hiện việc tăng giá trị tài sản (theo giá trị còn lại) và hoàn trả toàn bộ số vay còn nợ cho các chủ nợ (không bao gồm số nợ mà địa phương đã trả).
c/ Đối với của HTX, vốn huy động của dân được hòan trả theo giá trị còn lại của phần vốn này trong tổng giá trị còn lại của công trình và được xác định như sau:
- Trường hợp còn đầy đủ hồ sơ chứng từ gốc
Căn cứ vào giá trị và cơ cấu nguồn vốn đầu tư ban đầu để xác định tỷ lệ tương ứng vốn của HTX, vốn huy động của dân trong tổng giá trị còn lại của công trình.
- Trường hợp không còn hoặc không đủ hồ sơ chứng từ gốc
Chủ sở hữu công trình LĐTANT lập bảng kê khai các nguồn vốn đã đầu tư công trình tại thời điểm xây dựng. Đối với các nguồn vốn của HTX, vốn huy động của dân (số hộ hoặc số dân huy động và mức huy động của mỗi hộ hoặc người dân tham gia) phải được Hội đồng Nhân dân xã xác nhận. Bảng kê khai làm cơ sở để xác định tỷ lệ vốn đầu tư của HTX, vốn huy động của dân được trình Hội đồng ĐGTS tỉnh thẩm định. Chủ tịch UBND tỉnh phê duyệt và chịu trách nhiệm trước pháp luật về sự chính xác của bản kê khai. Cách xác định phần vốn của HTX, vốn huy động của dân được hoàn trả như trường hợp còn đủ hồ sơ chứng từ gốc nêu trên.
- Đối với các công trình đã bàn giao và hoàn tất thủ tục giao nhận (theo Thông tư 04/1999/TTLT/BCN-BTC ngày 27 tháng 8 năm 1999 của Liên Bộ Công nghiệp – Tài chính) trước ngày ban hành Thông tư này, không phải lập lại hồ sơ mà hai bên giao – nhận căn cứ vào giá trị còn lại của LĐTANT đã được Hội đồng ĐGTS tỉnh thẩm định và UBND tỉnh phê duyệt, tiến hành xác định cơ cấu nguồn vốn đầu tư công trình, giá trị hoàn trả vốn của HTX và vốn huy động của dân, trình Hội đồng ĐGTS tỉnh thẩm định và UBND phê duyệt.
- Đối với công trình đang và sẽ triển khai giao nhận, trong quá trình lập hồ sơ và xác định giá trị còn lại của tài sản LĐTANT, hai bên giao – nhận đồng thời làm rõ giá trị còn lại của phần vốn của Hợp tác xã và vốn huy động của dân trình Hội đồng ĐGTS tỉnh thẩm định để làm căn cứ hoàn trả.
d/ Thời điểm để xác định các công trình nhận bàn giao và hoàn trả được thực hiện trên cơ sở thời điểm có hiệu lực thi hành của Quyết định số 22/1999/QĐ-TTg ngày 13 tháng 02 năm 1999 của Thủ tướng Chính phủ “Phê duyệt đề án điện nông thôn”. Cụ thể là các công trình đã được đầu tư kể từ ngày 28 tháng 02 năm 1999 trở về trước. Trường hợp các công trình đầu tư đến ngày 28 tháng 2 năm 1999 còn dở dang thì bên giao tiếp tục hoàn thiện để bàn giao cho Bên nhận.
Sau ngày 28 tháng 02 năm 1999, địa phương nào có khả năng ứng vốn trước để đầu tư LĐTANT theo mục tiêu của địa phương, cần thỏa thuận bằng văn bản với TCĐLVN trước khi có quyết định đầu tư, nhằm thực hiện tốt việc bàn giao tiếp nhận quản lý vận hành và hoàn trả vốn sau này.
Điều 7.3.TL.1.9. Nguồn vốn hoàn trả
(Điều 9 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
a/ Nguồn vốn để hoàn trả phần vốn vay (quy định tại điểm b khoản 1 mục III Thông tư này) được lấy từ nguồn:
- Khấu hao cơ bản (KHCB) trích hàng năm của toàn bộ tài sản nhận bàn giao lưới điện trung áp nông thôn.
- Trường hợp nguồn trích KHCB hàng năm nói trên không đủ để hoàn trả phần vốn vay của lưới điện trung áp nông thôn, thì cho phép TCTĐLVN trích tăng tỷ lệ khấu hao so với chế độ của tài sản này, đủ để trả nợ trong 2 năm. Hàng năm TCTĐLVN đăng ký phần trích khấu hao tăng với Bộ Tài chính để thực hiện.
b/ Nguồn vốn để hoàn trả phần vốn của HTX, vốn huy động của dân (quy định tại điểm c khoản 1 mục III Thông tư này) được cân đối từ nguồn vốn ngân sách Nhà nước và nguồn vốn khấu hao cơ bản hàng năm của TCTĐLVN như quy định tại điểm a của khoản này.
Điều 7.3.TL.1.10. Phương thức hoàn trả và cơ chế sử dụng nguồn vốn hoàn trả
(Điều 10 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
a/ Phương thức hoàn trả
Căn cứ vào quyết định đã được UBND tỉnh duyệt, phương thức hoàn trả của từng nguồn vốn thực hiện như sau:
- Để hoàn trả cho các đối tượng thuộc nguồn vốn vay (điểm b khoản 1 mục III), TCTĐLVN ủy quyền cho các Công ty Điện lực trả trực tiếp cho UBND tỉnh qua Sở Tài chính – Vật giá để trả cho các đối tượng vay. Trong thời hạn không quá 15 ngày kể từ ngày nhận được quyết định của UBND tỉnh, Bên nhận phải chuyển tiền hoàn trả vốn vay còn nợ cho Sở Tài chính – Vật giá địa phương để trả bên giao.
- Để hoàn trả cho các đối tượng thuộc nguồn vốn HTX, vốn huy động của dân (điểm c khoản 1 mục III), Bộ Tài chính chuyển phần nguồn vốn ngân sách Nhà nước cho TCTĐLVN và cùng với nguồn vốn của Tổng Công ty để hoàn trả theo giá trị đã được UBND các tỉnh phê duyệt.
Tổng Công ty Điện lực Việt Nam ủy quyền cho các Công ty Điện lực trả trực tiếp cho UBND tỉnh qua Sở Tài chính – Vật giá để trả đến HTX, UBND xã và hộ dân. Hàng năm TCTĐLVN quyết toán các nguồn vốn hoàn trả với Bộ Tài chính.
b/ Cơ chế sử dụng nguồn vốn hoàn trả:
- Phần vốn đầu tư của hợp tác xã được trả cho HTX hoặc UBND xã (nếu HTX đã giải thể) để sử dụng vào đầu tư các công trình cơ sở hạ tầng của HTX hoặc xã, trong đó ưu tiên trước hết cho việc đầu tư mở rộng, cải tạo nâng cấp lưới điện hạ áp để đảm bảo chất lượng và an toàn điện, thực hiện giảm tổn thất điện năng và giảm giá bán điện đến hộ dân.
Phương án sử dụng cụ thể phải được bàn bạc dân chủ công khai với dân và do hội nghị xã viên hoặc Hội đồng nhân dân xã quyết định. Không được sử dụng nguồn vốn này cho mục đích khác. Việc đầu tư thực hiện theo trình tự, thủ tục quản lý đầu tư và xây dựng của Nhà nước.
- Phần vốn huy động của dân, UBND xã có trách nhiệm hoàn trả trực tiếp đến hộ dân, theo danh sách huy động cụ thể của từng hộ dân.
Điều 7.3.TL.1.11. Việc giao nhận lưới điện trung áp nông thôn, bao gồm hai giai đoạn giao – nhận quản lý vận hành và hoàn trả vốn
(Điều 11 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
- Giai đoạn giao – nhận quản lý vận hành: Bên nhận tiếp nhận quản lý vận hành, khi có quyết định bàn giao của UBND tỉnh hoàn thành việc giao nhận và thực hiện tăng giảm tài sản giữa hai Bên.
- Giai đoạn hoàn trả vốn: Việc hoàn trả vốn theo quy định tại khoản 3 mục III nêu trên và tổ chức trả xong cho dân, HTX, UBND xã và Bên cho vay hoàn thành đến hết năm 2002.
Điều 7.3.TL.1.12. Trình tự tiến hành giao nhận và hoàn trả vốn
(Điều 12 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
a/ Các Công ty Điện lực lập kế hoạch tiếp nhận LĐTANT trình TCTĐLVN phê duyệt, sau khi được sự thỏa thuận của UBND tỉnh.
b/ Bên giao tập hợp các hồ sơ quy định tại khoản 1 mục II Thông tư này.
c/ Hai Bên giao và nhận cùng tiến hành kiểm kê số lượng, đánh giá chất lượng còn lại của từng tài sản công trình điện, xem xét hồ sơ gốc, lập biên bản bàn giao tài sản công trình điện trình Hội đồng ĐGTS tỉnh.
d/ Trên cơ sở biên bản bàn giao và đánh giá tài sản, Hội đồng ĐGTS tỉnh thẩm tra và xác định chính thức giá trị tài sản còn lại được bàn giao, xác định cơ cấu các nguồn vốn đầu tư và giá trị số vốn vay còn nợ, vốn của HTX và vốn huy động của dân được hoàn trả và trình UBND tỉnh phê duyệt.
đ/ Căn cứ vào quyết định của UBND tỉnh phê duyệt, hàng tháng Hội đồng ĐGTS tỉnh tổng hợp từng nguồn vốn hoàn trả báo cáo UBND tỉnh và TCTĐLVN. Đồng thời Bên giao – Bên nhận hạch toán tăng giảm vốn tương ứng. Định kỳ hàng tháng TCTĐLVN báo cáo Bộ Tài chính, Bộ Công nghiệp về việc bàn giao tài sản và tăng giảm vốn trong tháng theo quy định.
3. Những vấn đề không thống nhất giữa Bên giao và Bên nhận do Hội đồng ĐGTS tỉnh xem xét giải quyết. Trường hợp còn vướng mắc và không thống nhất thì UBND tỉnh và TCTĐLVN sẽ xem xét quyết định, nếu vẫn còn vướng mắc thì UBND tỉnh và TCTĐLVN báo cáo Liên Bộ Công nghiệp-Bộ Tài chính xem xét và quyết định cuối cùng.
Điều 7.3.TL.2.3. Hồ sơ giao nhận Hồ sơ giao nhận tài sản LĐHANT gồm có hồ sơ gốc theo quy định và hồ sơ được lập tại thời điểm giao, nhận. Cụ thể như sau:
(Điều 3 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Hồ sơ gốc bao gồm:
a) Quyết định đầu tư, thiết kế kỹ thuật và dự toán được duyệt, biên bản nghiệm thu công trình, hạng mục công trình. Đối với tài sản LĐHANT bàn giao được hình thành từ dự án Năng lượng nông thôn II (gọi tắt là dự án REII), ngoài các tài liệu trên, hồ sơ gốc còn bao gồm: hồ sơ kỹ thuật; Bản vẽ hoàn công; hồ sơ mặt bằng thực trạng LĐHANT; hồ sơ đất đai liên quan đến việc cấp đất hoặc giao đất để đầu tư công trình và các giấy tờ khác có liên quan (nếu có).
b) Các chứng từ sổ sách kế toán liên quan đến việc xác định nguyên giá và giá trị còn lại của tài sản LĐHANT bàn giao, cơ cấu nguồn vốn đã đầu tư công trình, báo cáo quyết toán công trình được phê duyệt của cấp có thẩm quyền.
c) Hợp đồng vay vốn của các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước, các tổ chức kinh tế khác (kể cả vay của các đơn vị thi công); các chứng từ chứng minh khoản phải trả khác; biên bản đối chiếu công nợ có xác nhận nợ của các tổ chức tín dụng hoặc bên cho vay,bên cho nợ; hồ sơ thanh quyết toán (liên quan đến tài sản lưới điện bàn giao) có xác nhận số đã trả và số nợ còn phải trả đến thời điểm bàn giao (nếu có).
d) Giấy nợ đã vay của dân trên cơ sở các văn bản cam kết vay phải trả của Bên giao cho việc xây dựng công trình như: Nghị quyết của Hội đồng nhân dân xã hoặc Ủy ban nhân dân xã hoặc Nghị quyết của Đại hội xã viên hợp tác xã; các chứng từ sổ sách phản ánh số nợ đã trả và số nợ chưa trả đến thời điểm bàn giao công trình và các tài liệu liên quan khác (nếu có).
đ) Các chứng từ thể hiện vốn của cá nhân (phiếu thu, chứng từ góp vốn vào công ty cổ phần và các giấy tờ khác (nếu có)), vốn xã viên Hợp tác xã được sử dụng để xây dựng công trình.
2. Hồ sơ được lập tại thời điểm giao, nhận Ngoài hồ sơ quy định tại khoản 1 Điều này, Bên giao phối hợp với Bên nhận thực hiện lập hồ sơ tại thời điểm giao nhận theo những nội dung sau:
a) Lập hồ sơ mặt bằng hiện trạng lưới điện hạ áp nông thôn; Sơ đồ mặt bằng hiện trạng LĐHANT bàn giao (trong trường hợp chưa có) và các văn bản khác có liên quan theo quy định tại Quyết định số 34/2006/QĐ-BCN ngày 13 tháng 9 năm 2006 của Bộ Công nghiệp về việc ban hành Quy định về kỹ thuật an toàn lưới điện hạ áp nông thôn. Căn cứ vào Hồ sơ mặt bằng hiện trạng LĐHANT bàn giao được lập, Bên giao phối hợp với Bên nhận trình Ủy ban nhân dân huyện xác nhận để làm cơ sở pháp lý cho việc vận hành, quản lý sau này.
b) Lập Biên bản giao nhận tài sản LĐHANT theo mẫu quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư liên tịch này, gồm:
- Các hồ sơ gốc giao nhận tài sản LĐHANT theo mẫu quy định tại Phụ lục 1.1 của Thông tư liên tịch này;
- Lập bảng tổng hợp khối lượng và phân tích giá trị còn lại của tài sản LĐHANT theo mẫu quy định tại Phụ lục 1.2 hoặc Phụ lục 1.3 của Thông tư liên tịch này;
- Lập bảng kê xác định cơ cấu các nguồn vốn đã đầu tư LĐHANT theo mẫu quy định tại Phụ lục 1.4 của Thông tư liên tịch này.
c) Lập Biên bản xác định giá trị còn lại tài sản LĐHANT theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 của Thông tư liên tịch này.
3. Đối với các công trình đã bàn giao và hoàn tất thủ tục bàn giao đến trước ngày Thông tư có hiệu lực, hồ sơ được giữ nguyên và lập bổ sung Biên bản xác định phần vốn tổ chức, cá nhân được hoàn trả theo giá trị còn lại của tài sản LĐHANT theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 của Thông tư liên tịch này.
Phu luc kem theo Thong tu lien tich so 32.2013.TTLT-BCT-BTC.doc
Điều 7.3.TL.2.4. Phương pháp xác định giá trị còn lại của tài sản bàn giao
(Điều 4 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
Căn cứ vào tình hình thực tế về quản lý tài sản LĐHANT của Bên giao, giá trị còn lại của tài sản LĐHANT bàn giao được xác định theo một trong các phương pháp sau:
1. Phương pháp đánh giá theo sổ kế toán: áp dụng đối với những tài sản được quản lý và trích khấu hao theo đúng quy định của pháp luật hiện hành.
|
Giá trị còn lại của tài sản |
= |
Nguyên giá tài sản trên sổ kế toán |
- |
Giá trị hao mòn lũy kế tài sản trên sổ kế toán |
2. Phương pháp đánh giá theo giá trị thực tế: áp dụng đối với những tài sản đã đưa vào quản lý sử dụng, nhưng không thực hiện theo dõi và trích khấu hao theo đúng quy định của pháp luật hiện hành. Giá trị còn lại của tài sản bàn giao được xác định trên cơ sở chất lượng thực tế của tài sản bàn giao, cụ thể như sau:
|
Giá trị còn lại của tài sản |
= |
Số lượng thực tế của tài sản |
x |
Đơn giá của từng tài sản |
x |
Tỷ lệ chất lượng còn lại của từng tài sản (%) |
Trong đó:
a) Số lượng thực tế của tài sản được xác định trên cơ sở số liệu kiểm kê thực tế của LĐHANT bàn giao;
b) Đơn giá của từng tài sản: được lấy theo đơn giá quy định tại thời điểm bàn giao của từng địa phương (do cấp tỉnh quy định) hoặc theo bộ đơn giá chuyên ngành điện;
c) Chất lượng còn lại của từng tài sản do Bên giao, Bên nhận xác định trên cơ sở chất lượng thực tế của tài sản.
3. Phương pháp đánh giá đối với tài sản LĐHANT mới đầu tư: Đối với công trình mới hoàn thành đầu tư xây dựng trong vòng 3 năm tính từ khi công trình hoàn thành đến khi có quyết định bàn giao: giá trị tài sản bàn giao được xác định căn cứ vào giá trị quyết toán công trình (hoặc quyết toán hạng mục công trình) được cấp có thẩm quyền phê duyệt. Trường hợp công trình hoàn thành chưa được cấp thẩm quyền phê duyệt quyết toán nhưng đã đưa vào sử dụng thì tại thời điểm giao nhận, giá trị tài sản bàn giao được tạm tính bằng tổng giá trị trúng thầu xây lắp và thiết bị được duyệt để làm cơ sở cho Hội đồng định giá tài sản trình UBND tỉnh/thành phố có Quyết định giá trị của tài sản tạm bàn giao cho Bên nhận. Giá trị tài sản LĐHANT bàn giao chính thức sẽ được điều chỉnh sau khi công trình có quyết toán được cấp thẩm quyền phê duyệt.
4. Trường hợp Bên giao và Bên nhận không thống nhất được tỷ lệ chất lượng còn lại của tài sản bàn giao thì hai Bên thống nhất lựa chọn và ký hợp đồng thuê các tổ chức định giá được Bộ Tài chính công bố hàng năm để xác định giá trị tài sản còn lại của tài sản LĐHANT để làm cơ sở giao nhận. Nếu hai Bên không thống nhất được việc lựa chọn các tổ chức định giá để xác định giá trị còn lại của tài sản bàn giao thì Bên giao có trách nhiệm trình UBND cấp tỉnh/ thành phố xem xét, quyết định lựa chọn tổ chức định giá để xác định giá trị còn lại của tài sản LĐHANT bàn giao. Trong trường hợp chi phí thuê tổ chức định giá lớn hơn giá trị còn lại theo sổ sách kế toán của tài sản bàn giao thì Hội đồng định giá trình UBND cấp tỉnh/thành phố quyết định giá trị còn lại của tài sản bàn giao. Các tổ chức định giá chịu trách nhiệm về tính chính xác, tính hợp pháp của kết quả định giá theo quy định của pháp luật. Căn cứ kết quả định giá của tổ chức định giá nêu trên, Sở Tài chính chủ trì phối hợp với Sở Công Thương thẩm tra, báo cáo UBND tỉnh/thành phố phê duyệt. Chi phí thuê tổ chức định giá do Bên giao, Bên nhận cùng chịu trách nhiệm chi trả theo tỷ lệ bằng nhau.
5. Đối với những tài sản LĐHANT được đầu tư không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật theo quy định hiện hành như: đường dây hạ áp xây dựng bằng những cột tự tạo; công tơ điện không đúng quy định về mẫu mã, về thời hạn và chất lượng sử dụng đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt; các tài sản đánh giá lại có tỷ lệ chất lượng còn lại thấp hơn 20% thì trước mắt Bên giao có trách nhiệm thực hiện bàn giao nguyên trạng số tài sản này cho Bên nhận để tạm thời duy trì việc cấp điện cho dân. Sau khi tiếp nhận, Bên nhận phải có kế hoạch bố trí vốn để nâng cấp, thay thế đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật theo quy định để việc vận hành công trình điện được an toàn và có hiệu quả. Đồng thời Bên nhận có trách nhiệm phối hợp với Bên giao thu hồi tài sản không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, tài sản có tỷ lệ chất lượng còn lại dưới 20% để trả lại cho Bên giao (Bên nhận không tăng vốn hoặc hoàn trả vốn đối với số tài sản này). Trong trường hợp đến thời điểm Bên nhận trả lại tài sản thu hồi cho Bên giao nhưng đơn vị Bên giao không còn tồn tại thì các tài sản này sẽ được trả lại cho đơn vị do UBND tỉnh/thành phố chỉ định. Đối với những công tơ điện đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt mẫu mã và còn thời gian sử dụng, sau khi thẩm định và hiệu chỉnh lại đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật thì hai Bên thỏa thuận trên cơ sở thống nhất chất lượng còn lại và giá cả thị trường đối với loại tài sản đó.
Điều 7.3.TL.2.5. Xác định cơ cấu các nguồn vốn xây dựng công trình
(Điều 5 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
Căn cứ vào hồ sơ tài sản LĐHANT bàn giao như quy định tại khoản 1 Điều 3 và sổ sách kế toán, chứng từ có liên quan của công trình đầu tư LĐHANT để xác định tổng số vốn đã đầu tư, phân loại từng nguồn vốn để làm cơ sở xử lý vốn, tài sản khi bàn giao theo quy định sau:
1. Vốn có nguồn gốc từ ngân sách Nhà nước bao gồm: từ ngân sách Trung ương, ngân sách địa phương, vốn của các chương trình quốc gia, vốn từ nguồn thuế nông nghiệp được miễn để đầu tư xây dựng công trình điện, vốn của doanh nghiệp do nhà nước sở hữu 100% vốn và phần vốn không xác minh được nguồn gốc.
2. Vốn của các tổ chức, cá nhân: Vốn của công ty cổ phần, công ty trách nhiệm hữu hạn, doanh nghiệp tư nhân, hợp tác xã, vốn huy động của dân, vốn của cá nhân đóng góp.
3. Vốn vay của các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước và các đơn vị khác (kể cả khoản vay còn nợ của các đơn vị thi công), được xác định trên cơ sở khế ước vay (hợp đồng vay) tại thời điểm xây dựng công trình và có xác nhận của tổ chức tín dụng hoặc bên cho vay, bên cho nợ, biên bản đối chiếu công nợ đến thời điểm bàn giao.
4. Đối với công trình đầu tư chung, trong đó LĐHANT chỉ là một hạng mục của công trình, việc xác định cơ cấu nguồn vốn đầu tư LĐHANT được tính tương ứng theo tỷ trọng cơ cấu nguồn vốn đầu tư chung của cả công trình đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt khi xây dựng công trình.
Điều 7.3.TL.2.6. Nguyên tắc xử lý và hoàn trả vốn
(Điều 6 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
Phần giá trị công trình LĐHANT bàn giao đã được xác định tại biên bản bàn giao và xác nhận từng nguồn vốn được xử lý theo nguyên tắc sau:
1. Đối với tài sản được đầu tư bằng nguồn vốn có nguồn gốc từ ngân sách Nhà nước: thực hiện tăng tài sản, tăng vốn thuộc nguồn ngân sách nhà nước cho Bên nhận theo giá trị còn lại thực tế của tài sản bàn giao và giảm tài sản, giảm vốn thuộc nguồn ngân sách nhà nước cho Bên giao theo giá trị sổ sách.
2. Đối với vốn của các tổ chức, cá nhân thì Bên nhận thực hiện hoàn trả theo giá trị còn lại thực tế của tài sản bàn giao. Bên giao nếu là doanh nghiệp được hạch toán khoản chênh lệch giữa giá trị còn lại trên sổ sách kế toán với giá trị còn lại thực tế của tài sản bàn giao vào doanh thu hoặc chi phí hoạt động kinh doanh khác.
3. Trường hợp LĐHANT bàn giao được đầu tư từ nguồn vốn vay hoặc từ các khoản phải trả khác có cam kết trả: nếu đủ hồ sơ quy định tại điểm c khoản 1 Điều 3 của Thông tư liên tịch này và được UBND cấp tỉnh/thành phố phê duyệt, Bên nhận thực hiện hoàn trả cho Bên giao số tiền vay còn nợ tổ chức tín dụng hoặc các đối tượng khác theo quy định trong hợp đồng vay hoặc khế ước vay nợ (mức tối đa không vượt quá giá trị còn lại thực tế của tài sản bàn giao), đồng thời hạch toán tăng vốn kinh doanh thuộc nguồn Ngân sách nhà nước đối với số chênh lệch giữa giá trị tài sản thực nhận (sau khi đã đánh giá lại) với số tiền phải hoàn trả cho Bên giao (nếu có). Trường hợp giá trị còn lại thực tế của tài sản thấp hơn số dư nợ vay/nợ phải trả còn lại, Bên giao hạch toán vào chi phí hoạt động kinh doanh của đơn vị (nếu là doanh nghiệp) hoặc UBND tỉnh/thành phố cấp bù từ nguồn ngân sách địa phương (nếu công trình LĐHANT do UBND đầu tư) đối với phần giá trị chênh lệch để có nguồn trả nợ.
4. Trong trường hợp công trình được đầu tư bằng nhiều nguồn vốn khác nhau, căn cứ vào giá trị và cơ cấu nguồn vốn đầu tư ban đầu, hai Bên xác định tỷ lệ tương ứng vốn của từng nguồn vốn trong tổng giá trị còn lại của công trình bàn giao tại Biên bản bàn giao và thực hiện xử lý, hoàn trả vốn theo hướng dẫn tại khoản 1, khoản 2 và khoản 3 Điều này.
5. Để được hoàn trả vốn theo hướng dẫn nêu trên, chủ sở hữu hoặc đại diện chủ sở hữu công trình LĐHANT phải lập đủ hồ sơ theo quy định tại khoản 1 Điều 3 của Thông tư liên tịch này. Hồ sơ để hoàn trả vốn tuyệt đối không được lập lại, sửa chữa, tẩy xóa các chứng từ, hồ sơ vay, nợ. Trong trường hợp không còn hoặc không đủ hồ sơ theo quy định tại khoản 1 Điều 3 nêu trên, Bên giao và Bên nhận cần lập biên bản miêu tả hiện trạng cụ thể hồ sơ của tài sản bàn giao (đặc biệt là đối với hồ sơ vay vốn và huy động vốn của các tổ chức, cá nhân) thực hiện đánh giá giá trị còn lại thực tế của tài sản bàn giao theo các phương pháp nêu tại Điều 4 của Thông tư liên tịch này, báo cáo Hội đồng định giá thẩm định để trình UBND tỉnh/thành phố xem xét quyết định.
6. Thời điểm xác định công trình LĐHANT bàn giao và hoàn trả vốn
a) Các công trình LĐHANT được bàn giao kể từ ngày Thông tư liên tịch này có hiệu lực thực hiện việc giao nhận và hoàn trả vốn theo quy định tại Thông tư liên tịch này.
b) Các công trình LĐHANT đã thực hiện bàn giao trước ngày Thông tư liên tịch này có hiệu lực thực hiện theo nội dung tại Quyết định hoặc Biên bản bàn giao. Đối với trường hợp Bên giao và Bên nhận có thỏa thuận tại Biên bản hoặc Quyết định bàn giao về việc hoàn trả vốn khi có hướng dẫn của cơ quan có thẩm quyền thì thực hiện việc hoàn trả vốn theo hướng dẫn tại Thông tư liên tịch này.
c) Đối với các công trình LĐHANT đã thực hiện bàn giao và hoàn thiện hồ sơ giao nhận trước ngày Thông tư liên tịch này có hiệu lực nhưng chưa có Quyết định phê duyệt giá trị tài sản bàn giao và hoàn trả vốn của cơ quan có thẩm quyền thì không phải lập lại hồ sơ giao nhận. Căn cứ vào hồ sơ giao nhận đã được lập, Bên giao và Bên nhận trình UBND cấp tỉnh/thành phố phê duyệt giá trị còn lại của tài sản bàn giao và thực hiện hoàn trả vốn theo quy định tại Thông tư liên tịch này.
d) Đối với các công trình LĐHANT đầu tư sau ngày có Quyết định số 21/2009/QĐ-TTg ngày 12 tháng 2 năm 2009 của Thủ tướng Chính phủ về giá bán điện năm 2009 và các năm 2010 - 2012 theo cơ chế thị trường do các địa phương tự bố trí vốn để đầu tư, theo mục tiêu của địa phương, sau đó có nhu cầu bàn giao tài sản LĐHANT cho ngành điện quản lý, chủ đầu tư có trách nhiệm thỏa thuận bằng văn bản về việc giao nhận và hoàn trả vốn tài sản bàn giao với Tổng công ty Điện lực hoặc Công ty Điện lực được Tổng công ty Điện lực ủy quyền trước khi có quyết định đầu tư.
Điều 7.3.TL.2.7. Nguồn vốn, thời gian và phương thức hoàn trả vốn
(Điều 7 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Nguồn vốn hoàn trả Các công ty Điện lực được sử dụng nguồn vốn trích khấu hao hàng năm để hoàn trả vốn cho Bên giao hoặc UBND xã, các tổ chức (đối với các công trình LĐHANT đầu tư từ nguồn vốn đóng góp của dân). Việc hoàn trả vốn được thực hiện tối đa là 36 tháng kể từ thời điểm Quyết định phê duyệt giá trị tài sản bàn giao của UBND tỉnh/thành phố có hiệu lực. Riêng đối với tài sản LĐHANT tiếp nhận thuộc dự án REII có nguồn vốn vay của Ngân hàng thế giới (WB), các Công ty Điện lực sử dụng nguồn vốn trích khấu hao hàng năm kể từ khi tiếp nhận tài sản LĐHANT để hoàn trả vốn cho UBND các tỉnh/thành phố để UBND các tỉnh/thành phố có nguồn trả nợ cho Bộ Tài chính theo điều kiện quy định trong Hiệp định vay.
2. Phương thức hoàn trả Căn cứ quyết định của UBND tỉnh/thành phố, các Công ty Điện lực nhận bàn giao công trình LĐHANT nào thì thực hiện hoàn trả trực tiếp cho bên có công trình lưới điện bàn giao theo hồ sơ nhận bàn giao. Đối với các công trình LĐHANT do huy động vốn góp của dân thì Công ty Điện lực chuyển tiền cho Ủy ban nhân dân xã nơi có công trình LĐHANT bàn giao để UBND xã hoàn trả cho từng người dân có góp vốn.
Điều 7.3.TL.2.8. Trách nhiệm của Bên giao và Bên nhận
(Điều 8 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Trách nhiệm Bên giao
Bên giao có trách nhiệm:
a) Chuẩn bị đầy đủ hồ sơ, chứng từ theo qui định tại Điều 3 của Thông tư liên tịch này, chủ trì cùng Bên nhận thực hiện kiểm kê, đánh giá giá trị còn lại của LĐHANT; xác định cơ cấu các nguồn vốn đầu tư LĐHANT.
b) Đối với trường hợp tài sản LĐHANT bàn giao thuộc dự án REII được hình thành từ nguồn vốn vay của Ngân hàng thế giới (WB) phải có sự chấp thuận của Bên cho vay bằng văn bản.
c) Đối với các công trình LĐHANT bàn giao mới đầu tư chưa có phê duyệt quyết toán công trình hoàn thành, Bên giao (là các Ban Quản lý dự án thuộc các tỉnh, thành phố được giao quản lý công trình LĐHANT bàn giao) có trách nhiệm lập hồ sơ quyết toán công trình và trình các cấp có thẩm quyền phê duyệt theo đúng trình tự và thời hạn được quy định tại Thông tư số 19/2011/TT-BTC ngày 14 tháng 02 năm 2011 của Bộ Tài chính hướng dẫn quyết toán dự án hoàn thành thuộc nguồn vốn ngân sách, để làm căn cứ xác định giá trị tài sản LĐHANT bàn giao và lập lập hồ sơ bàn giao tài sản theo quy định tại Điều 3 của Thông tư liên tịch này.
d) Cử người đại diện tham gia Hội đồng định giá tài sản LĐHANT theo quy định tại Điều 9 của Thông tư liên tịch này.
đ) Thực hiện việc bàn giao tài sản LĐHANT và bàn giao các hồ sơ có liên quan theo quy định tại Thông tư liên tịch này; Tạo điều kiện thuận lợi cho việc tiếp nhận, quản lý, vận hành của Bên nhận.
e) Thông báo công khai cho dân và các bên liên quan biết phần vốn vay, vốn huy động, vốn đầu tư đã được chấp nhận hoàn trả và thực hiện hoàn trả theo quy định. Đồng thời có trách nhiệm hoàn trả vốn cho dân (đối với trường hợp vốn huy động của dân) và các Bên liên quan theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.
2. Trách nhiệm Bên nhận Bên nhận có trách nhiệm:
a) Cùng với Bên giao kiểm kê, đánh giá giá trị còn lại của tài sản bàn giao; xác định cơ cấu nguồn vốn đã đầu tư tài sản lưới điện bàn giao và lập hồ sơ giao nhận theo quy định tại Điều 3 của Thông tư liên tịch này;
b) Cử người đại diện tham gia Hội đồng định giá tài sản LĐHANT theo quy định tại Điều 9 của Thông tư liên tịch này.
c) Thực hiện tiếp nhận, quản lý lưới điện và các hồ sơ có liên quan đến việc giao nhận tài sản LĐHANT. Sau khi nhận tài sản LĐHANT bàn giao thực hiện hạch toán tăng tài sản và tăng vốn thuộc nguồn vốn nhà nước hoặc hoàn trả vốn.
d) Phối hợp với Bên giao thu hồi tài sản không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, tài sản có tỷ lệ chất lượng còn lại dưới 20% để trả lại cho Bên giao (sau khi đã thay thế, đầu tư mới để đảm bảo điều kiện vận hành và bán điện).
đ) Tổ chức quản lý vận hành, cải tạo lưới điện theo đúng quy định của pháp luật. Lập kế hoạch và thực hiện việc hoàn trả vốn theo qui định tại Điều 6, Điều 7 của Thông tư liên tịch này.
Điều 7.3.TL.2.9. Thành lập Hội đồng định giá tài sản LĐHANT
(Điều 9 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Hội đồng định giá tài sản LĐHANT cấp tỉnh/thành phố do Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp tỉnh/thành phố quyết định thành lập. Trong trường hợp cần thiết, Chủ tịch UBND tỉnh có thể ủy quyền cho Ủy ban nhân dân cấp huyện có đủ năng lực (nơi có tài sản LĐHANT bàn giao) thành lập Hội đồng định giá tài sản LĐHANT.
2. Thành viên Hội đồng định giá tài sản LĐHANT bao gồm:
a) Chủ tịch Hội đồng định giá tài sản do Lãnh đạo tỉnh/thành phố phụ trách khối Công Thương đảm nhiệm hoặc Chủ tịch Ủy ban nhân dân cấp huyện trong trường hợp được ủy quyền.
b) Các thành viên là đại diện các ngành Tài chính, Công Thương cùng cấp, đại diện Bên giao, Bên nhận. Ngoài ra, Chủ tịch Hội đồng định giá tài sản có thể mời thêm đại diện một số cơ quan ban ngành có liên quan tại địa phương tham gia Hội đồng định giá tài sản.
3. Hội đồng định giá tài sản LĐHANT có trách nhiệm tổ chức thẩm định, lập biên bản thẩm định giá trị còn lại của tài sản LĐHANT bàn giao và xác nhận cơ cấu nguồn vốn đầu tư theo quy định tại Điều 5 của Thông tư liên tịch này; trình UBND tỉnh/thành phố phê duyệt để làm căn cứ hoàn trả vốn hoặc tăng vốn cho các Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 7.3.TL.2.10. Chi phí cho hoạt động giao nhận tài sản LĐHANT
(Điều 10 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Đối với chi phí phục vụ công việc có liên quan đến công tác giao, nhận tài sản LĐHANT (chi phí đi lại, ăn nghỉ, công tác phí) do các đơn vị cử cán bộ tham gia có trách nhiệm thanh toán theo chế độ quy định và hạch toán vào chi phí hoạt động sản xuất kinh doanh. Trường hợp Bên giao là cá nhân: chi phí phục vụ công việc có liên quan đến công tác giao nhận tài sản LĐHANT (chi phí đi lại, ăn nghỉ, công tác phí) do cá nhân tự thanh toán.
2. Các chi phí in ấn tài liệu, hội họp do Bên nhận chịu trách nhiệm chi và được hạch toán vào chi phí hoạt động kinh doanh của doanh nghiệp.
Điều 7.3.TL.2.11. Trình tự giao nhận tài sản LĐHANT và hoàn trả vốn
(Điều 11 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Căn cứ vào Quyết định của UBND tỉnh/thành phố phê duyệt danh sách các đơn vị thực hiện việc bàn giao tài sản LĐHANT cho Bên nhận quản lý hoặc thỏa thuận của bên Giao, Bên giao có trách nhiệm lập hồ sơ theo quy định tại khoản 1 Điều 3 của Thông tư liên tịch này gửi Bên nhận.
2. Chậm nhất sau 15 ngày kể từ ngày Bên nhận nhận được hồ sơ do Bên giao gửi, Bên giao và Bên nhận tiến hành kiểm kê số lượng, đánh giá chất lượng còn lại của từng tài sản bàn giao theo hướng dẫn nêu trên; lập biên bản bàn giao tài sản LĐHANT và hoàn chỉnh hồ sơ giao nhận theo quy định tại Điều 3 của Thông tư liên tịch này, trình Hội đồng định giá tài sản thẩm định.
3. Trên cơ sở hồ sơ giao nhận do Bên giao và Bên nhận lập, Hội đồng định giá tài sản có trách nhiệm thẩm định giá trị tài sản còn lại, xác định cơ cấu nguồn vốn đầu tư, giá trị vốn vay còn nợ và số vốn được hoàn trả và trình UBND tỉnh/thành phố phê duyệt.
4. Chậm nhất sau 15 ngày kể từ ngày Quyết định của UBND tỉnh/thành phố phê duyệt, hai Bên tiến hành bàn giao và tiếp nhận tài sản LĐHANT. Việc thực hiện hạch toán tăng giảm tài sản, vốn hoặc hoàn trả vốn giữa hai Bên được thực hiện kể từ ngày có Quyết định của UBND tỉnh/thành phố phê duyệt giá trị tài sản bàn giao.Thời gian hoàn trả vốn của Bên nhận cho Bên giao được thực hiện theo quy định tại Điều 6 và Điều 7 của Thông tư liên tịch này. Bên nhận có trách nhiệm tiếp nhận tài sản LĐHANT, hạch toán theo dõi, quản lý vận hành và tổ chức bán điện trực tiếp đến hộ dân theo các quy định hiện hành.
Điều 7.3.TL.2.12. Trách nhiệm UBND tỉnh, thành phố
(Điều 12 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố có trách nhiệm:
1. Có Quyết định phê duyệt danh sách các tổ chức kinh doanh điện nông thôn trên địa bàn thực hiện bàn giao tài sản LĐHANT cho các Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam quản lý (bao gồm: các tổ chức kinh doanh điện nông thôn không có đủ điều kiện kinh doanh bán lẻ điện theo biểu giá điện sinh hoạt bậc thang được quy định tại Điều 4 Quyết định số 21/2009/QĐ-TTg ngày 12 tháng 02 năm 2009 của Thủ tướng Chính phủ về giá bán điện năm 2009 và các năm 2010 – 2012 theo cơ chế thị trường và quy định hiện hành của Bộ Công Thương về giá bán điện và hướng dẫn thực hiện; các tổ chức kinh doanh điện nông thôn tự nguyện bàn giao tài sản LĐHANT).
2. Căn cứ vào kế hoạch bàn giao tài sản LĐHANT đã thỏa thuận với Công ty Điện lực thuộc các Tổng công ty Điện lực trong EVN chỉ đạo các tổ chức kinh doanh điện nông thôn trên địa bàn trong diện phải bàn giao cho ngành điện quản lý và các tổ chức kinh doanh điện nông thôn tự nguyện bàn giao thực hiện bàn giao tài sản LĐHANT theo hướng dẫn tại Thông tư liên tịch này cho các Tổng công ty Điện lực thuộc EVN.
3. Có Quyết định thành lập Hội đồng định giá tài sản LĐHANT tỉnh hoặc ủy quyền cho Ủy ban nhân dân cấp huyện có đủ năng lực thành lập Hội đồng định giá tài sản LĐHANT cấp huyện (trong trường hợp cần thiết).
4. Chỉ định một tổ chức phù hợp làm đại diện của Bên giao trong trường hợp không xác định được chủ sở hữu tài sản LĐHANT bàn giao.
5. Có Quyết định lựa chọn tổ chức định giá xác định giá trị còn lại tài sản LĐHANT khi Bên giao và Bên nhận không thống nhất được tỷ lệ chất lượng còn lại của tài sản bàn giao.
6. Chỉ đạo Ban Quản lý dự án trên địa bàn được giao quản lý các công trình đầu tư LĐHANT (bao gồm cả các công trình LĐHANT thuộc dự án REII) hoàn thành các thủ tục, lập hồ sơ thanh quyết toán công trình hoàn thành và thực hiện quyết toán công trình hoàn thành (đối với những công trình chưa có quyết toán) theo quy định tại Thông tư số 19/2011/TT-BTC ngày 14 tháng 02 năm 2011 của Bộ Tài chính về hướng dẫn quyết toán dự án hoàn thành thuộc nguồn vốn ngân sách và bàn giao đầy đủ hồ sơ dự án cho Bên nhận.
7. Có Quyết định phê duyệt quyết toán công trình LĐHANT đã hoàn thành để làm cơ sở xác định giá trị tài sản bàn giao cho ngành điện quản lý.
8. Phê duyệt giá trị tài sản bàn giao, cơ cấu nguồn vốn đầu tư, giá trị vốn vay còn nợ và số vốn được hoàn trả để làm cơ sở cho Bên giao và Bên nhận thực hiện tăng giảm tài sản, vốn hoặc hoàn trả vốn theo quy định tại Thông tư liên tịch này.
Điều 7.3.TL.2.13. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 13 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
1. Chỉ đạo và hướng dẫn các Tổng công ty Điện lực phối hợp với Bên giao lập kế hoạch tiếp tục thực hiện Chương trình giao nhận và hoàn trả vốn đầu tư tài sản LĐHANT của các xã còn lại theo Quyết định số 854/QĐ-TTg ngày 10tháng 7 năm 2012 của Thủ tướng Chính phủ về phê duyệt kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư giai đoạn 2011- 2015 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam; Tổ chức tiếp nhận, quản lý vận hành và bán điện trực tiếp đến hộ dân nông thôn; Lập kế hoạch bố trí vốn hoàn trả, vốn đầu tư, nâng cấp cải tạo LĐHANT để đảm bảo vận hành an toàn và kinh doanh bán điện lâu dài.
2. Định kỳ hàng năm (chậm nhất vào ngày 31 tháng 3) tổng hợp, báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính về kết quả thực hiện giao,nhận tài sản LĐHANT, giá trị tăng vốn, hoàn trả vốn của năm trước.
3. Sau khi kết thúc chương trình giao, nhận tài sản LĐHANT có báo cáo tổng hợp gửi Bộ Tài chính, Bộ Công Thương về toàn bộ kết quả thực hiện giao, nhận tài sản, giá trị tăng vốn và hoàn trả vốn của chương trình giao, nhận tài sản LĐHANT.
Điều 7.3.LQ.61. Đầu tư phát triển điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo
(Điều 61 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Nhà nước có chính sách hỗ trợ cho đơn vị điện lực hoạt động tại khu vực mà việc đầu tư và hoạt động điện lực không có hiệu quả kinh tế.
2. Nhà nước có chính sách hỗ trợ đầu tư đường dây dẫn điện từ sau công tơ đến nơi sử dụng điện cho các hộ dân thuộc diện chính sách xã hội có hoàn cảnh đặc biệt khó khăn theo xác nhận của Ủy ban nhân dân địa phương.
3. Các chính sách hỗ trợ của Nhà nước bao gồm:
a) Hỗ trợ về vốn đầu tư;
b) Hỗ trợ về lãi suất vay vốn đầu tư;
c) Ưu đãi về thuế.
Bộ Tài chính chủ trì, phối hợp với Bộ Công thương hướng dẫn việc thực hiện các chính sách hỗ trợ.
4. Ủy ban nhân dân các cấp có trách nhiệm tạo điều kiện cho tổ chức, cá nhân đầu tư, cải tạo, nâng cấp lưới điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo.
Điều 7.3.NĐ.1.8. Hỗ trợ đầu tư phát triển điện lực ở nông thôn, miền núi, biên giới và hải đảo
(Điều 8 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
Bộ Tài chính chủ trì, phối hợp với Bộ Công Thương hướng dẫn việc thực hiện các chính sách hỗ trợ đối với việc đầu tư phát triển điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo và vùng có điều kiện kinh tế - xã hội khó khăn và đặc biệt khó khăn.
Điều 7.3.LQ.62. Giá bán điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo
(Điều 62 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Giá bán điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo khu vực nối lưới điện quốc gia được thực hiện theo quy định tại Điều 31 của Luật này.
2. Giá bán điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo khu vực chưa nối lưới điện quốc gia được thực hiện như sau:
a) Giá bán lẻ điện cho mục đích sinh hoạt do đơn vị điện lực có liên quan xây dựng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quyết định phù hợp với cơ chế hỗ trợ giá bán lẻ điện cho mục đích sinh hoạt tại khu vực này do Thủ tướng Chính phủ quy định;
b) Các loại giá điện khác do đơn vị điện lực có liên quan xây dựng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh quyết định theo nguyên tắc bảo đảm bù đắp đủ chi phí, có lợi nhuận hợp lý cho đơn vị điện lực trên cơ sở tham khảo ý kiến của cơ quan điều tiết điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.24. Phê duyệt giá điện và phí)
Điều 7.3.QĐ.8.1. Tiêu chí hộ chính sách xã hội được hỗ trợ tiền điện
1, Hộ chính sách xã hội được hỗ trợ tiền điện quy định tại Khoản 7 Điều 3 Quyết định số 28/2014/QĐ-TTg ngày 07 tháng 4 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ quy định cơ cấu biểu giá bán lẻ tiền điện (sau đây viết tắt là Quyết định số 28/2014/QĐ-TTg) là hộ có một trong những tiêu chí sau:
a) Hộ có thành viên đang hưởng trợ cấp xã hội hằng tháng không thuộc diện hộ nghèo theo quy định của pháp luật và có lượng điện sử dụng cho mục đích sinh hoạt trong tháng không quá 50 KWh ở vùng có điện lưới;
b) Hộ có thành viên đang hưởng trợ cấp xã hội theo quy định của pháp luật sống ở vùng chưa có điện lưới;
c) Hộ đồng bào dân tộc thiểu số sống ở vùng chưa có điện lưới.
2. Trường hợp hộ có nhiều thành viên hưởng trợ cấp xã hội hằng tháng hoặc thuộc diện được hỗ trợ tiền điện theo các chính sách khác nhau thì chỉ được hưởng một mức hỗ trợ tiền điện cao nhất.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 2. Mức hỗ trợ, phương thức hỗ trợ và thời gian thực hiện; Điều 2. Mức hỗ trợ, phương thức hỗ trợ và thời gian thực hiện của Thông tư 190/2014/TT-BTC Quy định thực hiện chính sách hỗ trợ tiền điện cho hộ nghèo và hộ chính sách xã hội ban hành ngày 11/12/2014)
Điều 7.3.LQ.63. Thanh toán tiền điện thủy nông
(Điều 63 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Thời hạn thanh toán đối với điện năng được doanh nghiệp khai thác công trình thủy lợi sử dụng để tưới, tiêu cho lúa, rau, màu, cây công nghiệp trồng xen canh trong vùng lúa, rau, màu do hai bên mua, bán điện thỏa thuận nhưng tối đa không quá một trăm hai mươi ngày, kể từ ngày nhận được giấy báo thanh toán tiền điện.
2. Nhà nước cấp kinh phí thanh toán tiền điện bơm nước chống úng, chống hạn vượt định mức theo quy định của pháp luật về khai thác và bảo vệ công trình thủy lợi.
3. Bộ Tài chính chủ trì, phối hợp với Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn hướng dẫn thực hiện quy định tại Điều này.
Điều 7.3.LQ.64. An toàn điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo
(Điều 64 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực và sử dụng điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo phải thực hiện nghiêm túc các quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện.
2. Người vận hành, sửa chữa điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo phải bảo đảm các tiêu chuẩn sau:
a) Đủ 18 tuổi trở lên;
b) Được cơ quan y tế chứng nhận đủ sức khỏe để làm việc;
c) Có chứng chỉ hoặc bằng tốt nghiệp chuyên ngành điện do cơ sở dạy nghề cấp;
d) Có thẻ an toàn do cơ quan quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện cấp tỉnh cấp.
3. Chỉ đơn vị điện lực vận hành lưới điện mới được tổ chức sửa chữa, lắp đặt các trang thiết bị điện, mạng điện trong phạm vi quản lý của mình.
4. Bộ Công thương quy định tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn điện, cấp thẻ an toàn và hướng dẫn các biện pháp an toàn điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo.
Điều 7.3.NĐ.2.6. Quy định về huấn luyện, sát hạch an toàn điện
(Điều 6 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung được sửa đổi bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Người lao động làm công việc xây dựng, vận hành, kiểm định và sửa chữa đường dây dẫn điện, thiết bị điện phải được huấn luyện, sát hạch về an toàn điện.
2. Việc huấn luyện về an toàn điện phải được thực hiện theo định kỳ một năm một lần và có kiểm tra, sát hạch xếp bậc an toàn điện.( Bãi bỏ)
3. Người sử dụng lao động chịu trách nhiệm tổ chức huấn luyện, sát hạch về an toàn điện cho người lao động được quy định tại khoản 1 Điều này; đối với người vận hành, sửa chữa điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo, việc cấp thẻ an toàn điện được thực hiện theo quy định tại Điều 64 Luật Điện lực.
4. Chương trình huấn luyện phải có các nội dung chính sau:
a) Quy trình vận hành, xử lý sự cố đường dây điện, thiết bị điện nơi người lao động làm việc;
b) Quy định về an toàn khi kiểm tra, bảo dưỡng, sửa chữa, kiểm định đường dây điện, thiết bị điện trong trường hợp có cắt điện và không cắt điện;
c) Cách nhận biết và biện pháp loại trừ nguy cơ gây sự cố, tai nạn tại nơi làm việc và phương pháp cấp cứu người bị nạn do điện;
d) Thiết lập vùng làm việc an toàn;
đ) Tính năng, tác dụng, cách sử dụng, cách bảo quản, quy định về kiểm tra ( kiểm định) các trang thiết bị an toàn, phương tiện, dụng cụ làm việc phù hợp với công việc của người lao động;
e) Thực hành những nội dung có liên quan đến việc bảo đảm an toàn phù hợp với công việc của người lao động.
5. Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định chi tiết về huấn luyện, sát hạch an toàn điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.48. Trách nhiệm bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện)
Điều 7.3.TT.12.4. Đối tượng được huấn luyện an toàn, xếp bậc và cấp thẻ an toàn điện
(Điều 4 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Người làm công việc vận hành, thí nghiệm, xây lắp, sửa chữa đường dây dẫn điện hoặc thiết bị điện ở doanh nghiệp, bao gồm cả treo, tháo, kiểm tra, kiểm định hệ thống đo, đếm điện năng; điều độ viên.
2. Người làm công việc vận hành, sửa chữa điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo.
Điều 7.3.TT.12.5. Nội dung huấn luyện phần lý thuyết
(Điều 5 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Nội dung huấn luyện chung
a) Sơ đồ hệ thống điện, các yêu cầu bảo đảm an toàn cho hệ thống điện.
b) Biện pháp tổ chức để bảo đảm an toàn khi tiến hành công việc: Khảo sát, lập biên bản hiện trường (nếu cần); lập kế hoạch; đăng ký công tác; tổ chức đơn vị công tác; làm việc theo Phiếu công tác hoặc Lệnh công tác; thủ tục cho phép làm việc; giám sát an toàn trong thời gian làm việc; thủ tục kết thúc công việc và đóng điện trở lại.
c) Biện pháp kỹ thuật chuẩn bị nơi làm việc an toàn: cắt điện và ngăn chặn có điện trở lại nơi làm việc; kiểm tra không còn điện; tiếp đất; lập rào chắn, treo biển cấm, biển báo; thiết lập vùng làm việc an toàn.
d) Cách nhận biết và biện pháp loại trừ nguy cơ gây sự cố, tai nạn tại nơi làm việc và phương pháp tách nạn nhân ra khỏi nguồn điện, sơ cứu người bị tai nạn điện.
đ) Tính năng, tác dụng, cách sử dụng, cách bảo quản, quy định về kiểm tra (thí nghiệm) các trang thiết bị an toàn, phương tiện, dụng cụ làm việc phù hợp với công việc của người lao động.
2. Nội dung huấn luyện cho người làm từng công việc cụ thể
a) Cho người làm công việc vận hành đường dây dẫn điện, thiết bị điện
- Đối với đường dây dẫn điện:
+ Quy trình vận hành, quy trình xử lý sự cố đường dây dẫn điện;
+ An toàn khi: Kiểm tra đường dây dẫn điện; làm việc trên đường dây dẫn điện đã cắt điện hoặc đang mang điện; chặt, tỉa cây trong và gần hành lang bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện; làm việc trên cao.
- Đối với thiết bị điện:
+ Quy trình vận hành, quy trình xử lý sự cố, quy định an toàn cho thiết bị điện, trạm điện;
+ An toàn khi: Kiểm tra thiết bị điện; đưa thiết bị điện vào hoặc ngừng vận hành; làm việc với các thiết bị điện, hệ thống điện một chiều;
+ Phòng cháy, chữa cháy cho thiết bị điện, trạm điện.
b) Cho người làm công việc xây lắp điện
- An toàn khi đào, đổ móng cột; đào mương cáp ngầm;
- An toàn khi lắp, dựng cột;
- An toàn khi rải, căng dây dẫn, dây chống sét;
- An toàn khi lắp đặt thiết bị điện.
c) Cho người làm công việc thí nghiệm điện
- Quy trình vận hành, quy trình xử lý sự cố, quy định an toàn cho các thiết bị của trạm thử nghiệm, phòng thí nghiệm; biện pháp tổ chức đảm bảo an toàn khi thử nghiệm;
- An toàn điện khi tiến hành các loại thử nghiệm riêng biệt như thử nghiệm máy điện, máy biến điện áp, biến dòng điện; cách điện của cáp điện.
d) Cho người làm công việc sửa chữa đường dây dẫn điện, thiết bị điện
- Đối với đường dây dẫn điện: An toàn khi sửa chữa trên đường dây dẫn điện đã cắt điện hoặc đang mang điện đi độc lập hoặc trong vùng ảnh hưởng của đường dây khác đang vận hành;
- Đối với thiết bị điện: An toàn khi làm việc với từng loại thiết bị điện như máy biến áp, máy cắt, máy phát điện, động cơ điện cao áp, tụ điện, hệ thống điện một chiều.
đ) Cho người làm công việc treo, tháo, kiểm tra, kiểm định hệ thống đo, đếm điện năng tại vị trí lắp đặt
An toàn khi treo, tháo, kiểm tra, kiểm định hệ thống đo, đếm điện năng tại vị trí lắp đặt khi có điện hoặc không có điện.
Điều 7.3.TT.12.6. Nội dung huấn luyện phần thực hành
(Điều 6 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Cách sử dụng, bảo quản, kiểm tra, thí nghiệm các trang thiết bị an toàn, phương tiện, dụng cụ làm việc phù hợp với công việc của người lao động.
2. Phương pháp tách người bị điện giật ra khỏi nguồn điện và sơ cứu người bị tai nạn điện.
3. Những nội dung thao tác liên quan đến việc bảo đảm an toàn phù hợp với công việc của người lao động.
Điều 7.3.TT.12.7. Tổ chức huấn luyện
(Điều 7 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Đối với người lao động quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này, người sử dụng lao động có trách nhiệm:
a) Xây dựng tài liệu và quy định thời gian huấn luyện phù hợp với bậc an toàn và vị trí công việc của người lao động;
b) Lựa chọn người huấn luyện theo quy định tại Khoản 3 Điều này;
c) Tổ chức huấn luyện, kiểm tra, xếp bậc và cấp thẻ an toàn điện cho người lao động sau khi kiểm tra đạt yêu cầu. Trường hợp kết quả kiểm tra phần lý thuyết hoặc phần thực hành không đạt yêu cầu thì phải huấn luyện lại phần chưa đạt;
d) Quản lý, theo dõi công tác huấn luyện, xếp bậc và cấp thẻ an toàn điện tại đơn vị.
2. Đối với người lao động quy định tại Khoản 2 Điều 4 Thông tư này, Sở Công Thương có trách nhiệm:
a) Xây dựng tài liệu và quy định thời gian huấn luyện phù hợp với bậc an toàn và vị trí công việc của người vận hành, sửa chữa điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo;
b) Lựa chọn người huấn luyện theo quy định tại Khoản 3 Điều này;
c) Tổ chức huấn luyện, kiểm tra, xếp bậc và cấp thẻ an toàn điện cho người lao động sau khi kiểm tra đạt yêu cầu. Trường hợp kết quả kiểm tra phần lý thuyết hoặc phần thực hành không đạt yêu cầu, phải huấn luyện lại phần chưa đạt theo đề nghị của người sử dụng lao động.
3. Người huấn luyện
a) Người huấn luyện phần lý thuyết phải có trình độ đại học trở lên phù hợp với chuyên ngành huấn luyện và có ít nhất 05 năm kinh nghiệm công tác trong chuyên ngành đó.
b) Người huấn luyện phần thực hành có trình độ cao đẳng trở lên, thông thạo và có ít nhất 05 năm kinh nghiệm làm công việc phù hợp với chuyên ngành huấn luyện.
4. Hình thức và thời gian huấn luyện
a) Huấn luyện lần đầu: Thực hiện khi người lao động mới được tuyển dụng. Thời gian huấn luyện lần đầu ít nhất 24 giờ.
b) Huấn luyện định kỳ: Thực hiện hàng năm. Thời gian huấn luyện định kỳ ít nhất 08 giờ.
c) Huấn luyện lại: Khi người lao động chuyển đổi vị trí công việc hoặc thay đổi bậc an toàn hoặc có sự thay đổi thiết bị, công nghệ; khi kết quả kiểm tra của người lao động không đạt yêu cầu hoặc khi người lao động đã nghỉ làm việc từ 6 tháng trở lên. Thời gian huấn luyện lại ít nhất 12 giờ.
5. Tùy điều kiện cụ thể, người sử dụng lao động có thể tổ chức huấn luyện riêng về an toàn điện theo nội dung quy định tại Thông tư này hoặc kết hợp huấn luyện các nội dung về an toàn lao động, vệ sinh lao động, phòng cháy chữa cháy hoặc huấn luyện khác được pháp luật quy định.
6. Chi phí tổ chức huấn luyện, cấp thẻ do người sử dụng lao động chi trả.
Điều 7.3.TT.12.8. Bậc an toàn điện
(Điều 8 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
Bậc an toàn điện được phân thành 5 bậc, từ bậc 1/5 đến 5/5.
1. Yêu cầu đối với từng bậc an toàn điện
a) Đối với bậc 1/5:
- Kết quả huấn luyện lần đầu về lý thuyết và thực hành đạt 80% trở lên;
- Biết những quy định chung để đảm bảo an toàn khi thực hiện công việc được giao;
- Sử dụng và quản lý trang thiết bị an toàn, phương tiện, dụng cụ làm việc được giao đúng quy định.
b) Đối với bậc 2/5:
- Biết những quy định chung và biện pháp bảo đảm bảo an toàn khi thực hiện công việc được giao;
- Sử dụng và quản lý trang thiết bị an toàn, phương tiện, dụng cụ làm việc được giao đúng quy định;
- Biết phương pháp tách nạn nhân ra khỏi nguồn điện;
- Biết sơ cứu người bị điện giật.
c) Đối với bậc 3/5:
- Yêu cầu như đối với bậc 2/5;
- Có khả năng phát hiện vi phạm, hành vi không an toàn;
- Biết cách kiểm tra, giám sát người làm việc ở đường dây hoặc thiết bị điện.
d) Đối với bậc 4/5:
- Yêu cầu như đối với bậc 3/5;
- Hiểu rõ trách nhiệm, phạm vi thực hiện của từng đơn vị công tác khi cùng tham gia thực hiện công việc;
- Biết lập biện pháp an toàn để thực hiện công việc và tổ chức giám sát, theo dõi công nhân làm việc;
- Có khả năng phân tích, điều tra sự cố, tai nạn điện.
đ) Đối với bậc 5/5:
- Yêu cầu như đối với bậc 4/5;
- Biết phối hợp với các đơn vị công tác khác, lãnh đạo công việc, tổ chức tiến hành các biện pháp an toàn và kiểm tra theo dõi thực hiện công việc.
2. Những công việc được làm theo bậc an toàn
a) Bậc 1/5 được làm những phần công việc sau:
- Được làm các công việc không tiếp xúc với thiết bị hoặc dây dẫn mang điện;
- Tham gia phụ việc cho đơn vị công tác làm việc trên thiết bị điện, đường dây dẫn điện.
b) Bậc 2/5 được làm những phần công việc sau:
- Làm phần công việc của bậc 1/5;
- Làm việc tại nơi đã được cắt điện hoàn toàn.
c) Bậc 3/5 được làm những phần công việc sau:
- Làm phần công việc của bậc 2/5;
- Làm việc tại nơi được cắt điện từng phần;
- Làm việc trực tiếp với đường dây dẫn điện, thiết bị điện hạ áp đang mang điện;
- Thực hiện thao tác trên lưới điện cao áp;
- Kiểm tra trạm điện, đường dây điện đang vận hành;
- Cấp lệnh công tác, chỉ huy trực tiếp, cho phép đơn vị công tác vào làm việc, giám sát đơn vị công tác làm việc trên lưới điện hạ áp.
d) Bậc 4/5 được làm những phần công việc sau:
- Làm phần công việc của bậc 3/5;
- Làm việc trực tiếp với đường dây dẫn điện, thiết bị điện hạ áp, cao áp đang mang điện;
- Cấp phiếu công tác, lệnh công tác, chỉ huy trực tiếp, cho phép đơn vị công tác vào làm việc, giám sát đơn vị công tác làm việc trên đường dây dẫn điện, thiết bị điện.
đ) Bậc 5/5 làm toàn bộ công việc thuộc phạm vi được giao.
Điều 7.3.TT.12.9. Thẻ an toàn điện
(Điều 9 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Cấp thẻ
a) Cấp mới sau khi người lao động được huấn luyện lần đầu và kiểm tra đạt yêu cầu hoặc khi người lao động chuyển đổi công việc.
b) Cấp lại khi người lao động làm mất, làm hỏng thẻ.
c) Cấp sửa đổi, bổ sung khi thay đổi bậc an toàn của người lao động.
d) Thời gian cấp mới, cấp lại, cấp sửa đổi bổ sung thẻ cho người lao động quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này không quá 05 ngày làm việc, kể từ ngày người lao động được huấn luyện lần đầu, huấn luyện định kỳ, huấn luyện lại, kiểm tra đạt yêu cầu hoặc ngày người sử dụng lao động nhận được văn bản đề nghị của người lao động làm hỏng, làm mất thẻ.
đ) Thời gian cấp mới, cấp lại, cấp sửa đổi bổ sung thẻ cho người lao động quy định tại Khoản 2 Điều 4 Thông tư này không quá 10 ngày làm việc, kể từ ngày người lao động được huấn luyện lần đầu, huấn luyện định kỳ, huấn luyện lại, kiểm tra đạt yêu cầu hoặc ngày Sở Công Thương nhận được văn bản đề nghị của người sử dụng lao động có người lao động làm hỏng, làm mất thẻ. Người sử dụng lao động có người lao động quy định tại Khoản 2 Điều 4 Thông tư này có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đề nghị huấn luyện, cấp thẻ đến Sở Công Thương bằng hình thức trực tiếp hoặc qua đường bưu điện. Hồ sơ gồm có:
- Văn bản đề nghị của người sử dụng lao động: Ghi đầy đủ họ tên, công việc và bậc an toàn hiện tại của người lao động;
- 02 ảnh (2x3)cm và thẻ an toàn điện cũ (nếu có) của người lao động.
e) Mẫu thẻ theo Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Sử dụng thẻ
a) Thời hạn sử dụng: Từ khi được cấp tới khi thu hồi.
b) Trong suốt quá trình làm việc, người lao động phải mang theo và xuất trình Thẻ an toàn điện theo yêu cầu của người sử dụng lao động hoặc của các đoàn thanh tra, kiểm tra về an toàn điện.
3. Thu hồi thẻ
a) Thu hồi thẻ an toàn điện khi người lao động chuyển làm công việc khác hoặc không tiếp tục làm việc tại tổ chức, đơn vị cũ.
b) Việc thu hồi thẻ do tổ chức, đơn vị cấp thẻ thực hiện.
Phu luc I kem theo Thong tu so 31.2014.TT-BCT.doc
QUẢN LÝ NHÀ NƯỚC VỀ HOẠT ĐỘNG ĐIỆN LỰC VÀ SỬ DỤNG ĐIỆN
Điều 7.3.LQ.65. Trách nhiệm quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện
(Điều 65 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Chính phủ thống nhất quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện trong phạm vi cả nước.
2. Bộ Công thương chịu trách nhiệm trước Chính phủ thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện.
3. Các bộ, cơ quan ngang bộ trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình có trách nhiệm phối hợp với Bộ Công thương trong việc thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện.
4. Ủy ban nhân dân các cấp trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình có trách nhiệm trong việc thực hiện quản lý nhà nước về hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương.
Điều 7.3.NĐ.1.10. Trách nhiệm quản lý nhu cầu điện
(Điều 10 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm:
a) Xây dựng trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chương trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện và hướng dẫn, tổ chức thực hiện;
b) Ban hành các quy chuẩn kỹ thuật, hướng dẫn thực hiện các quy định pháp luật về quản lý nhu cầu điện;
c) Hướng dẫn các đơn vị điện lực thực hiện và đánh giá kết quả thực hiện các chương trình, kế hoạch thực hiện quản lý nhu cầu điện;
d) Chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính xây dựng và ban hành cơ chế tài chính để khuyến khích, hỗ trợ thực hiện chương trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện; thực hiện nghiên cứu và phát triển liên quan đến quản lý nhu cầu điện.
2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm:
a) Xây dựng chương trình và giải pháp để thực hiện quản lý nhu cầu điện, sử dụng điện hiệu quả của các nhóm khách hàng sử dụng điện thuộc phạm vi quản lý; đưa mục tiêu chương trình vào kế hoạch phát triển kinh tế - xã hội, kế hoạch sản xuất của địa phương và kiểm tra, đánh giá việc thực hiện; tổ chức, bố trí nguồn lực phù hợp để thực hiện quản lý nhu cầu điện, sử dụng điện hiệu quả;
b) Kiểm tra, giám sát và báo cáo Bộ Công Thương kết quả thực hiện chương trình quản lý nhu cầu điện, sử dụng điện hiệu quả của các nhóm khách hàng sử dụng điện thuộc phạm vi quản lý; xử lý kịp thời các trường hợp không thực hiện đúng quy định pháp luật về quản lý nhu cầu điện, sử dụng điện hiệu quả.
3. Các đơn vị điện lực có trách nhiệm:
a) Xây dựng kế hoạch và tổ chức thực hiện các hoạt động của chương trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện;
b) Báo cáo kết quả thực hiện các kế hoạch quản lý nhu cầu điện theo quy định.
4. Khách hàng sử dụng điện có trách nhiệm tham gia thực hiện các nội dung trong chương trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.9. Quản lý nhu cầu điện)
Điều 7.3.NĐ.1.49. Kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện
(Điều 49 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm quy định nội dung, thẩm quyền, trình tự, thủ tục kiểm tra, giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực và sử dụng điện.
2. Cơ quan Điều tiết điện lực, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm tổ chức kiểm tra, giám sát và xử lý vi phạm theo thẩm quyền về hoạt động điện lực, sử dụng điện, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm bố trí đủ nhân lực thực hiện công tác kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện tại địa phương.
3. Đơn vị điện lực có trách nhiệm kiểm tra việc thực hiện các quy định của pháp luật về sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện.
Điều 7.3.TT.36.4. Nhiệm vụ, quyền hạn của Kiểm tra viên điện lực
(Điều 4 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Kiểm tra viên điện lực thực hiện nhiệm vụ, quyền hạn kiểm tra trong phạm vi quản lý của đơn vị mình như sau:
1. Nhiệm vụ, quyền hạn của Kiểm tra viên điện lực của đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện
a) Kiểm tra việc thực hiện các quy định của pháp luật về bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện;
b) Kiểm tra và ngăn chặn kịp thời các hành vi vi phạm về an toàn điện được quy định tại Điều 7 Luật Điện lực;
c) Thông báo kịp thời cho đơn vị trực tiếp quản lý vận hành lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối trong trường hợp phát hiện có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn trang thiết bị;
d) Lập Biên bản kiểm tra theo mẫu ban hành kèm theo Thông tư này khi tiến hành kiểm tra các nội dung về bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện, trừ trường hợp quy định tại điểm đ khoản này;
đ) Trường hợp Kiểm tra viên điện lực thực hiện nhiệm vụ kiểm tra theo kế hoạch đối với nội dung kiểm tra bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện mà không phát hiện vi phạm thì không phải lập Biên bản kiểm tra theo mẫu ban hành kèm theo Thông tư này nhưng nội dung, kết quả kiểm tra phải được ghi nhận trên hệ thống quản lý của đơn vị điện lực.
2. Nhiệm vụ, quyền hạn của Kiểm tra viên điện lực của đơn vị bán buôn điện, đơn vị bán lẻ điện
a) Kiểm tra việc thực hiện hợp đồng mua bán điện của bên sử dụng điện;
b) Kiểm tra việc sử dụng điện an toàn của bên sử dụng điện;
c) Kiểm tra việc ngừng sử dụng điện, giảm mức tiêu thụ điện của bên sử dụng điện;
d) Kiểm tra và ngăn chặn kịp thời các hành vi bị cấm trong sử dụng điện được quy định tại Điều 7 Luật Điện lực;
đ) Yêu cầu bên sử dụng điện ngừng sử dụng điện hoặc giảm mức tiêu thụ điện trong trường hợp có nguy cơ đe dọa đến tính mạng con người và an toàn trang thiết bị;
e) Yêu cầu bên sử dụng điện cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho công tác kiểm tra;
g) Lập Biên bản kiểm tra sử dụng điện theo mẫu ban hành kèm theo Thông tư này khi tiến hành kiểm tra các nội dung quy định tại các điểm a, b, c và d khoản này, trừ trường hợp quy định tại điểm h khoản này;
h) Trường hợp Kiểm tra viên điện lực thực hiện nhiệm vụ kiểm tra theo kế hoạch đối với các nội dung quy định tại các điểm a, b, c và d khoản này và không phát hiện vi phạm thì không phải lập Biên bản kiểm tra sử dụng điện theo mẫu ban hành kèm theo Thông tư này nhưng nội dung, kết quả kiểm tra phải được ghi nhận trên hệ thống quản lý của đơn vị điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.7. Các hành vi bị cấm trong hoạt động điện lực và sử dụng điện)
Điều 7.3.TT.36.5. Tiêu chuẩn Kiểm tra viên điện lực
(Điều 5 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Kiểm tra viên điện lực phải có đủ các tiêu chuẩn sau:
1. Có trình độ trung cấp trở lên về chuyên ngành điện hoặc là công nhân kỹ thuật điện từ bậc 5/7 trở lên.
2. Có thời gian công tác trong lĩnh vực quản lý lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối từ 03 năm trở lên đối với Kiểm tra viên điện lực của đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện; có thời gian công tác trong lĩnh vực kinh doanh điện từ 03 năm trở lên đối với Kiểm tra viên điện lực của đơn vị bán buôn điện, đơn vị bán lẻ điện.
3. Đã được tập huấn kiến thức pháp luật về hoạt động điện lực, sử dụng điện và bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện, các tiêu chuẩn, quy trình, quy chuẩn kỹ thuật điện, an toàn điện và có kết quả sát hạch khi kết thúc tập huấn đạt yêu cầu.
4. Có khả năng nghiên cứu, phát hiện, phân tích, tổng hợp và đề xuất biện pháp giải quyết theo chức năng của công tác kiểm tra.
5. Đủ sức khoẻ, có phẩm chất đạo đức tốt, có ý thức trách nhiệm, trung thực, công minh và khách quan.
6. Chưa bị xử lý hình sự hoặc đã bị xử lý hình sự nhưng đã được xóa án tích; chưa bị xử lý vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực hoặc đã được coi là chưa bị xử lý vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực theo quy định tại Điều 7 Luật Xử lý vi phạm hành chính.
Điều 7.3.TT.36.6. Tập huấn, sát hạch, cấp thẻ, thu hồi thẻ Kiểm tra viên điện lực
(Điều 6 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Các đơn vị truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện chịu trách nhiệm tổ chức hoặc phân cấp cho các đơn vị trực thuộc tổ chức tập huấn, sát hạch, cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực cho công nhân viên của đơn vị mình để thực hiện công tác kiểm tra căn cứ nhu cầu thực tế của đơn vị.
2. Nội dung tập huấn, sát hạch do đơn vị xây dựng căn cứ quy định tại khoản 3 Điều 5 Thông tư này. Việc tổ chức sát hạch do đơn vị cấp thẻ quyết định theo tình hình thực tế nhưng không quá 05 năm một lần đối với tất cả các cá nhân trước khi cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực (bao gồm cả cấp mới, cấp lại thẻ trong trường hợp thẻ đã cấp sắp hết hoặc hết thời hạn sử dụng).
3. Thẻ Kiểm tra viên điện lực chỉ được cấp (bao gồm cả cấp mới và cấp lại) khi cá nhân đáp ứng tiêu chuẩn Kiểm tra viên điện lực quy định tại Điều 5 Thông tư này.
4. Trường hợp cấp lại thẻ Kiểm tra viên điện lực:
a) Thẻ Kiểm tra viên điện lực đã cấp sắp hết hoặc hết thời hạn sử dụng;
b) Khi có sự thay đổi phạm vi, nội dung ghi trong thẻ của cá nhân đã được cấp thẻ;
c) Thẻ Kiểm tra viên điện lực đã cấp bị mất, bị rách, bị mờ, bị hỏng.
5. Trường hợp phải được thu hồi thẻ Kiểm tra viên điện lực:
a) Người được cấp thẻ không còn đáp ứng được một trong các tiêu chuẩn Kiểm tra viên điện lực quy định tại Điều 5 Thông tư này;
b) Phạm vi, nội dung ghi trong thẻ không còn phù hợp;
c) Thẻ hết thời hạn sử dụng hoặc bị rách, bị mờ, bị hỏng;
d) Người được cấp thẻ chuyển công tác hoặc không còn thực hiện nhiệm vụ của Kiểm tra viên điện lực.
6. Đơn vị cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực có trách nhiệm thu hồi thẻ Kiểm tra viên điện lực trong các trường hợp quy định tại khoản 5 Điều này.
Điều 7.3.TT.36.7. Mẫu thẻ và thời hạn sử dụng thẻ Kiểm tra viên điện lực
(Điều 7 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Thẻ Kiểm tra viên điện lực có kích thước 58 mm x 90 mm, mẫu thẻ được quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Thẻ Kiểm tra viên điện lực có màu vàng cam.
3. Thẻ Kiểm tra viên điện lực có thời hạn 05 năm kể từ ngày cấp thẻ. Trường hợp cấp lại thẻ theo quy định tại điểm b, điểm c khoản 4 Điều 6 Thông tư này, thời hạn thẻ cấp lại theo thời hạn ghi trong thẻ cũ đã cấp.
Điều 7.3.TT.36.8. Trách nhiệm của Kiểm tra viên điện lực
(Điều 8 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1.Kiểm tra viên điện lực có trách nhiệm tuân thủ quy định của pháp luật, các quy chế hoặc nội quy lao động của đơn vị điện lực khi thực hiện nhiệm vụ. Trường hợp có hành vi vi phạm pháp luật, vi phạm quy định các quy chế, nội quy lao động, tuỳ theo mức độ có thể bị xử lý theo quy định của pháp luật, quy chế hoặc nội quy lao động của đơn vị điện lực.
2. Kiểm tra viên điện lực chịu trách nhiệm trước pháp luật về các hành vi của mình trong khi thực hiện nhiệm vụ kiểm tra.
3. Đơn vị trực tiếp quản lý Kiểm tra viên điện lực phải bồi thường trong trường hợp Kiểm tra viên điện lực gây thiệt hại khi thực hiện nhiệm vụ được giao theo quy định của pháp luật; Đơn vị trực tiếp quản lý Kiểm tra viên điện lực đã thực hiện bồi thường thiệt hại theo quy định tại khoản này có quyền yêu cầu Kiểm tra viên điện lực gây thiệt hại phải hoàn trả một khoản tiền tương ứng theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.36.9. Hình thức kiểm tra
(Điều 9 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Việc kiểm tra hoạt động điện lực, sử dụng điện của cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực và việc kiểm tra sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện của Kiểm tra viên điện lực được tiến hành theo hình thức sau:
1. Kiểm tra theo kế hoạch là hoạt động kiểm tra thực hiện theo kế hoạch đã được thủ trưởng cơ quan, đơn vị chủ trì kiểm tra hoặc cơ quan cấp trên phê duyệt hàng năm bao gồm:
a) Hình thức kiểm tra có thông báo trước cho bên được kiểm tra;
b) Hình thức kiểm tra thường xuyên của Đơn vị điện lực đối với tài sản (công trình điện lực, lưới điện và các thiết bị khác) thuộc quyền sở hữu hoặc quản lý sử dụng của đơn vị mình.
2. Kiểm tra đột xuất là hình thức kiểm tra không thông báo trước cho bên được kiểm tra, được thực hiện khi có một trong các trường hợp sau đây:
a) Có yêu cầu của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền;
b) Khi có phản ánh của tổ chức, cá nhân về các dấu hiệu vi phạm các quy định của pháp luật về hoạt động điện lực, sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện;
c) Phát hiện có dấu hiệu vi phạm các quy định của pháp luật về hoạt động điện lực, sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện.
Điều 7.3.TT.36.10. Quy định chung về hoạt động kiểm tra của cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực
(Điều 10 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Kế hoạch kiểm tra hằng năm
a) Việc xây dựng kế hoạch kiểm tra hằng năm dựa trên một trong các căn cứ sau đây: Chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn của đơn vị; chỉ đạo, yêu cầu của cấp có thẩm quyền; hướng dẫn, định hướng về công tác kiểm tra hằng năm của cơ quan cấp trên; các vấn đề được xã hội quan tâm;
b) Kế hoạch kiểm tra hằng năm có thể được điều chỉnh phù hợp với thực tế triển khai hoạt động của đơn vị.
2. Quy định về thành lập đoàn kiểm tra
a) Thành phần đoàn kiểm tra phải có từ 03 thành viên trở lên, bao gồm: trưởng đoàn, phó trưởng đoàn (nếu thấy cần thiết) và các thành viên khác, trong đó, trưởng đoàn kiểm tra phải là người có kinh nghiệm công tác ít nhất 03 năm trong lĩnh vực quản lý nhà nước về điện lực. Khi tiến hành kiểm tra phải có ít nhất 2/3 tổng số thành viên Đoàn kiểm tra;
b) Thành viên của đoàn kiểm tra phải không trong thời gian chấp hành kỷ luật hoặc bị tạm đình chỉ công tác theo quy định của pháp luật;
c) Công chức, viên chức không được tham gia đoàn kiểm tra trong trường hợp có vợ, chồng, bố, mẹ, anh ruột, chị ruột, em ruột của mình, của chồng/vợ mình là đối tượng giữ chức vụ lãnh đạo, quản lý của tổ chức hoặc là thành viên hộ sử dụng điện là đối tượng được kiểm tra trực tiếp.
3. Thời hạn tiến hành kiểm tra
a) Không quá 10 ngày làm việc thực tế tại một đối tượng. Trường hợp phải làm việc với các đơn vị trực thuộc đối tượng được kiểm tra, thời gian kiểm tra không quá 05 ngày làm việc thực tế tại mỗi đơn vị trực thuộc, thời gian làm việc tại đơn vị trực thuộc không được tính vào thời gian làm việc của đối tượng được kiểm tra đó;
b) Trường hợp đối tượng kiểm tra cố tình trốn tránh, trì hoãn, không phối hợp với Đoàn kiểm tra thì thời gian trì hoãn không được tính vào thời gian làm việc;
c) Trường hợp cần thiết, trưởng đoàn kiểm tra có quyền đề xuất người ra Quyết định kiểm tra kéo dài thời gian kiểm tra, thời gian kéo dài không quá thời gian quy định tại điểm a khoản này.
4. Quyền hạn, trách nhiệm của đoàn kiểm tra
a) Quyền hạn của đoàn kiểm tra:
- Yêu cầu đối tượng được kiểm tra trực tiếp làm việc hoặc cử người đại diện làm việc với đoàn kiểm tra;
- Yêu cầu đối tượng được kiểm tra cung cấp đầy đủ thông tin, hồ sơ, tài liệu, thiết bị, phương tiện và giải trình các vấn đề có liên quan đến nội dung kiểm tra;
b) Trách nhiệm của đoàn kiểm tra:
- Tổ chức thực hiện kiểm tra theo Quyết định kiểm tra;
- Sử dụng thông tin; sử dụng, bảo quản hồ sơ, tài liệu, thiết bị, tang vật, phương tiện có liên quan đến nội dung kiểm tra theo quy định của pháp luật; không làm hư hỏng hoặc thất thoát tài sản hợp pháp của đối tượng được kiểm tra;
- Báo cáo kết quả kiểm tra (trong đó có đề xuất phương án xử lý vi phạm, hạn chế nếu cần thiết);
- Thực hiện theo dõi, đôn đốc đối tượng được kiểm tra thực hiện kiến nghị của đoàn kiểm tra tại Biên bản làm việc hoặc Kết luận kiểm tra hoặc công văn chỉ đạo. Trường hợp đối tượng được kiểm tra không hoàn thành việc thực hiện kiến nghị, đoàn kiểm tra phải báo cáo người ra Quyết định kiểm tra để có văn bản chỉ đạo đối tượng được kiểm tra thực hiện báo cáo giải trình kết quả thực hiện kiến nghị hoặc Kết luận kiểm tra hoặc tổ chức kiểm tra việc thực hiện kiến nghị (nếu cần thiết);
c) Trưởng đoàn kiểm tra có trách nhiệm:
- Công bố Quyết định kiểm tra đến đối tượng được kiểm tra; tổ chức điều hành việc kiểm tra theo đúng nội dung tại Quyết định kiểm tra; phân công công việc cho các thành viên đoàn kiểm tra; chịu trách nhiệm trước người ra Quyết định kiểm tra và trước pháp luật về hoạt động của Đoàn kiểm tra;
- Thực hiện chế độ báo cáo, xin ý kiến chỉ đạo của người ra Quyết định kiểm tra đối với những vấn đề, nội dung vượt quá thẩm quyền giải quyết;
- Tổng hợp báo cáo của các thành viên đoàn kiểm tra để lập và ký Biên bản làm việc sau khi kết thúc kiểm tra để ghi nhận kết quả kiểm tra; trình người ra Quyết định kiểm tra ban hành Kết luận kiểm tra hoặc công văn chỉ đạo đơn vị thực hiện kiến nghị của đoàn kiểm tra (nếu cần);
d) Phó Trưởng đoàn kiểm tra có trách nhiệm:
- Thực hiện các nhiệm vụ của thành viên đoàn kiểm tra quy định tại điểm đ khoản này theo phân công của Trưởng đoàn kiểm tra;
- Thực hiện các nhiệm vụ của Trưởng đoàn kiểm tra trong trường hợp Trưởng đoàn kiểm tra ủy quyền. Người được ủy quyền chịu trách nhiệm trước Trưởng đoàn kiểm tra, người ra Quyết định kiểm tra và trước pháp luật về hoạt động của đoàn kiểm tra;
đ) Thành viên đoàn kiểm tra có trách nhiệm:
- Thực hiện nhiệm vụ kiểm tra theo sự phân công của Trưởng đoàn kiểm tra và theo đúng nội dung của Quyết định kiểm tra;
- Báo cáo Trưởng đoàn kiểm tra kết quả kiểm tra đối với nhiệm vụ được phân công và chịu trách nhiệm về sự chính xác, trung thực của nội dung báo cáo;
- Trường hợp cần thiết, thành viên đoàn kiểm tra được quyền bảo lưu ý kiến có liên quan đến nội dung kiểm tra được Trưởng đoàn kiểm tra phân công; đề xuất với Trưởng đoàn kiểm tra các biện pháp cần thiết để đảm bảo hoạt động kiểm tra có hiệu quả, đúng pháp luật.
5. Quyền và trách nhiệm của đối tượng được kiểm tra
a) Quyền của đối tượng được kiểm tra:
- Được thông báo bằng văn bản về Kế hoạch, Quyết định kiểm tra trừ trường hợp đối tượng bị kiểm tra đột xuất; kiến nghị, giải trình nội dung có liên quan đến nội dung kiểm tra được ghi tại Biên bản làm việc; giải trình các nội dung có liên quan tại dự thảo Kết luận kiểm tra khi người ra Quyết định kiểm tra yêu cầu (nếu có);
- Khiếu nại đối với Kết luận kiểm tra hoặc công văn chỉ đạo và các hành vi vi phạm hành chính của người có thẩm quyền trong quá trình kiểm tra theo quy định của pháp luật về khiếu nại;
- Tố cáo các hành vi vi phạm hành chính của người có thẩm quyền trong quá trình kiểm tra theo quy định của pháp luật về tố cáo;
- Từ chối yêu cầu cung cấp thông tin, tài liệu không liên quan đến nội dung kiểm tra;
b) Trách nhiệm của đối tượng được kiểm tra:
- Phối hợp và tạo điều kiện cho đoàn kiểm tra thực hiện nhiệm vụ trong quá trình kiểm tra;
- Nghiêm túc thực hiện báo cáo theo yêu cầu của đoàn kiểm tra; cung cấp thông tin, tài liệu trung thực, kịp thời; chịu trách nhiệm trước pháp luật về nội dung báo cáo, thông tin và tài liệu phục vụ cho quá trình kiểm tra và giải trình các vấn đề có liên quan đến nội dung kiểm tra;
- Chấp hành kiến nghị của đoàn kiểm tra tại Biên bản làm việc; Kết luận kiểm tra, công văn chỉ đạo (nếu có);
- Báo cáo bằng văn bản về tình hình, kết quả thực hiện các biện pháp nhằm khắc phục các tồn tại hạn chế theo kiến nghị của đoàn kiểm tra hoặc kết luận kiểm tra hoặc công văn chỉ đạo đúng thời hạn yêu cầu;
- Chịu trách nhiệm về việc không thực hiện hoặc thực hiện không đúng kiến nghị của đoàn kiểm tra hoặc kết luận kiểm tra hoặc công văn chỉ đạo.
Điều 7.3.TT.36.11. Quy định chung về hoạt động kiểm tra của Kiểm tra viên điện lực
(Điều 11 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Hoạt động kiểm tra theo kế hoạch phải được thủ trưởng đơn vị chủ trì kiểm tra hoặc đơn vị cấp trên phê duyệt hằng năm; Kế hoạch kiểm tra hằng năm có thể được điều chỉnh phù hợp với thực tế triển khai hoạt động của đơn vị.
2. Kiểm tra viên điện lực chỉ thực hiện kiểm tra khi được giao nhiệm vụ. Trường hợp phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm ngoài phạm vi nhiệm vụ được giao thì phải báo cáo kịp thời cho người trực tiếp quản lý để có hình thức kiểm tra phù hợp.
3. Khi tiến hành kiểm tra, đơn vị chủ trì kiểm tra phải thành lập tổ kiểm tra hoặc đoàn kiểm tra bao gồm ít nhất 03 thành viên, có tổ trưởng hoặc trưởng đoàn kiểm tra (có Quyết định kiểm tra hoặc văn bản phân công nhiệm vụ trừ trường hợp kiểm tra đột xuất không yêu cầu bắt buộc); trong tổ hoặc đoàn kiểm tra ít nhất phải có 01 (một) Kiểm tra viên điện lực. Kiểm tra viên điện lực có trách nhiệm xuất trình thẻ Kiểm tra viên điện lực với bên được kiểm tra và thông báo nội dung kiểm tra cho bên được kiểm tra biết.
4. Việc kiểm tra phải được tiến hành với sự có mặt của đại diện bên được kiểm tra trừ trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều 9 Thông tư này. Trường hợp kiểm tra yêu cầu phải có đại diện bên được kiểm tra nhưng đại diện bên được kiểm tra vắng mặt, bên kiểm tra phải mời ít nhất 01 người chứng kiến có đầy đủ năng lực hành vi dân sự hoặc đại diện chính quyền địa phương hoặc công an để chứng kiến việc kiểm tra.
5. Các thiết bị đo điện được bên kiểm tra sử dụng trong quá trình kiểm tra phải được kiểm định, hiệu chuẩn theo quy định.
6. Trường hợp đột xuất phải vào địa điểm của các khách hàng để kiểm tra sử dụng điện trong khoảng thời gian từ 22 giờ 00 đêm ngày hôm trước đến 06 giờ 00 sáng ngày hôm sau, bên kiểm tra phải phối hợp với chính quyền địa phương hoặc công an để chứng kiến việc kiểm tra và tiến hành kiểm tra theo quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.36.12. Nội dung kiểm tra hoạt động điện lực
(Điều 12 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Nội dung kiểm tra hoạt động điện lực bao gồm việc thực hiện các quy định của Luật Điện lực (đã được sửa đổi, bổ sung) và các văn bản hướng dẫn thi hành về một hoặc các nội dung sau:
1. Kiểm tra điều kiện hoạt động điện lực đối với các lĩnh vực hoạt động được cấp phép hoạt động điện lực.
2. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về vận hành hệ thống điện.
3. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về thị trường điện (đối với các đối tượng tham gia thị trường cạnh tranh các cấp độ).
4. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về giá điện, mua bán điện (bao gồm cả ngừng, giảm mức cung cấp điện) và hợp đồng mua bán điện.
5. Kiểm tra công tác bảo vệ trang thiết bị điện, công trình điện lực và an toàn điện.
6. Kiểm tra các quy định khác của pháp luật về điện lực.
Điều 7.3.TT.36.13. Nội dung kiểm tra sử dụng điện
(Điều 13 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Khi thực hiện kiểm tra sử dụng điện, tùy phạm vi và thẩm quyền kiểm tra, Bên kiểm tra tiến hành kiểm tra một hoặc các nội dung sau:
3. Kiểm tra hệ thống đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan, bao gồm: công tơ, máy biến điện áp đo lường, máy biến dòng điện đo lường, sơ đồ đấu dây, tính nguyên vẹn của niêm phong và thời hạn kiểm định của hệ thống đo đếm điện năng; biên bản treo tháo công tơ, thiết bị đo đếm điện năng và các tài liệu có liên quan khác.
4. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về an toàn trong sử dụng điện.
5. Kiểm tra việc thực hiện các nghĩa vụ ghi trong hợp đồng mua bán điện và các nghĩa vụ khác được quy định trong Luật Điện lực (đã được sửa đổi, bổ sung) và văn bản hướng dẫn thi hành.
Điều 7.3.TT.36.14. Nội dung kiểm tra bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện của Kiểm tra viên điện lực
(Điều 14 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Kiểm tra việc thực hiện các quy định từ Điều 50 đến Điều 53 Luật Điện lực và các văn bản hướng dẫn thi hành về một hoặc các nội dung sau:
1. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp.
2. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về bảo vệ an toàn đường dây dẫn điện trên không.
3. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về bảo vệ an toàn đường cáp điện ngầm.
4. Kiểm tra việc thực hiện các quy định về bảo vệ an toàn trạm điện.
Điều 7.3.TT.36.15. Trình tự kiểm tra của cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực
(Điều 15 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Kiểm tra theo kế hoạch
Căn cứ kế hoạch kiểm tra hàng năm đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt, hoạt động kiểm tra theo kế hoạch được tiến hành theo trình tự sau:
a) Ban hành Quyết định kiểm tra theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này bao gồm các nội dung chính sau đây: ngày, tháng, năm ban hành Quyết định; căn cứ ban hành quyết định; đối tượng kiểm tra; thời kỳ kiểm tra, nội dung, phạm vi kiểm tra, thời hạn tiến hành kiểm tra; thành phần đoàn kiểm tra, quyền hạn và trách nhiệm của đoàn kiểm tra; quyền hạn và trách nhiệm của đối tượng được kiểm tra (nếu cần thiết);
b) Đoàn kiểm tra hoặc đơn vị được giao chủ trì thực hiện có trách nhiệm trình người có thẩm quyền phê duyệt Kế hoạch tiến hành kiểm tra theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này;
c) Đơn vị chủ trì kiểm tra phải có văn bản thông báo cụ thể chương trình kiểm tra cho bên được kiểm tra theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này bao gồm các nội dung chính như nội dung kiểm tra, thời gian tiến hành kiểm tra, kèm theo các tài liệu đơn vị phải chuẩn bị phục vụ đoàn kiểm tra (trường hợp đề cương yêu cầu báo cáo không được ban hành kèm theo Quyết định kiểm tra thì phải được ban hành kèm theo Công văn thông báo kiểm tra). Chậm nhất 07 ngày làm việc trước ngày thực hiện kiểm tra, Công văn thông báo kèm theo Quyết định kiểm tra và đề cương yêu cầu báo cáo phải được gửi cho đối tượng được kiểm tra;
d) Đoàn kiểm tra thực hiện kiểm tra theo Quyết định kiểm tra và kế hoạch tiến hành kiểm tra đã được phê duyệt. Kết thúc cuộc kiểm tra, Đoàn kiểm tra và đối tượng được kiểm tra phải lập Biên bản làm việc theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này. Biên bản được lập thành 02 bản, bên kiểm tra giữ 01 bản, bên được kiểm tra giữ 01 bản. Nếu bên được kiểm tra không thống nhất với nội dung ghi trong Biên bản thì được quyền ghi ý kiến của mình vào phần cuối biên bản. Biên bản phải có đủ chữ ký của đại diện bên kiểm tra, đại diện của bên được kiểm tra (nếu không ký được thì có thể điểm chỉ) và của người chứng kiến (nếu có). Trường hợp bên được kiểm tra không chịu ký hoặc điểm chỉ vào biên bản, người lập biên bản phải ghi rõ lý do bên được kiểm tra không ký hoặc điểm chỉ vào biên bản. Biên bản này vẫn có giá trị pháp lý để xử lý khi có chữ ký của đại diện chính quyền địa phương hoặc công an hoặc ít nhất 01 người chứng kiến có đầy đủ năng lực hành vi dân sự xác nhận việc cá nhân, tổ chức vi phạm không ký vào biên bản;
đ) Trường hợp phát hiện hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, ngoài việc lập Biên bản làm việc, đoàn kiểm tra phải lập Biên bản vi phạm hành chính theo quy định tại Điều 12 Nghị định số 118/2021/NĐ-CP ngày 23 tháng 12 năm 2021 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều và biện pháp thi hành Luật Xử lý vi phạm hành chính;
e) Chậm nhất 10 ngày làm việc kể từ ngày kết thúc kiểm tra, Trưởng đoàn kiểm tra có trách nhiệm báo cáo người ra Quyết định kiểm tra. Báo cáo kết quả kiểm tra theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này bao gồm các nội dung chính sau đây: Khái quát chung về đối tượng được kiểm tra; kết quả kiểm tra theo đề cương; các biện pháp đã xử lý theo thẩm quyền (nếu có); kiến nghị của đối tượng được kiểm tra (nếu có); kiến nghị của đoàn kiểm tra;
g) Trường hợp cần thiết, người ra Quyết định kiểm tra ban hành Kết luận kiểm tra hoặc Công văn chỉ đạo đối tượng được kiểm tra thực hiện các kiến nghị của đoàn kiểm tra (theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này);
h) Trường hợp đoàn kiểm tra phải lập Biên bản vi phạm hành chính theo quy định của pháp luật về xử phạt vi phạm hành chính, thủ trưởng cơ quan chủ trì kiểm tra xử lý theo thẩm quyền hoặc chuyển biên bản vi phạm hành chính kèm theo Hồ sơ và tang vật, phương tiện (nếu có) của vụ vi phạm đến người có thẩm quyền theo quy định.
2. Kiểm tra đột xuất
a) Việc kiểm tra đột xuất được thực hiện ngay sau khi có Quyết định thành lập Đoàn kiểm tra và không phải thông báo trước thời gian, nội dung kiểm tra cho đối tượng được kiểm tra;
b) Quy định về Đoàn kiểm tra, thời gian kiểm tra, Biên bản làm việc, báo cáo kết quả kiểm tra và Kết luận kiểm tra hoặc Công văn chỉ đạo (nếu có) thực hiện theo quy định tại các điểm a, b, d, đ, e, g và điểm h khoản 1 Điều này và Điều 10 Thông tư này.
Phu luc kem theo Thong tu 42_2022_TT_BCT ngay 30_12_2022.docx
Điều 7.3.TT.36.16. Trình tự kiểm tra của đơn vị phân phối điện, truyền tải điện, bán buôn điện, bán lẻ điện
(Điều 16 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Kiểm tra theo kế hoạch
Căn cứ kế hoạch kiểm tra hàng năm đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt, hoạt động kiểm tra theo kế hoạch được tiến hành theo trình tự sau:
a) Đơn vị chủ trì kiểm tra phải thông báo cho bên được kiểm tra biết trước thời điểm kiểm tra ít nhất 05 ngày làm việc, trừ trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều 9 Thông tư này. Thông báo phải do người có thẩm quyền ký, trong đó nêu rõ nội dung, phạm vi, địa điểm, thời gian kiểm tra, thành phần tổ hoặc đoàn kiểm tra;
b) Bên kiểm tra thực hiện kiểm tra theo kế hoạch kiểm tra hằng năm được duyệt và văn bản phân công nhiệm vụ hoặc Quyết định kiểm tra (nếu có);
c) Bên được kiểm tra khi được thông báo phải chuẩn bị đầy đủ theo nội dung yêu cầu và cử người có trách nhiệm làm việc với bên kiểm tra. Bên được kiểm tra có quyền từ chối các nội dung không đúng hoặc không có trong các nội dung đã được bên kiểm tra thông báo;
d) Trường hợp phát hiện hành vi vi phạm trong quá trình kiểm tra, bên kiểm tra phải có biện pháp phù hợp ngăn chặn kịp thời. Trường hợp vượt quá thẩm quyền hoặc nội dung, phạm vi kiểm tra, phải thông báo ngay cho người có thẩm quyền để có biện pháp kiểm tra phù hợp;
đ) Khi thực hiện kiểm tra, bên kiểm tra phải lập Biên bản kiểm tra hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện, ghi đầy đủ các nội dung kiểm tra theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này (trừ trường hợp quy định tại điểm đ khoản 1 và điểm h khoản 2 Điều 4 Thông tư này); Biên bản được lập thành 03 bản, bên kiểm tra giữ 02 bản, bên được kiểm tra giữ 01 bản;
e) Quy định về Biên bản kiểm tra hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện áp dụng đối với hoạt động kiểm tra do Kiểm tra viên điện lực thực hiện:
- Biên bản phải có dấu treo của đơn vị trực tiếp quản lý Kiểm tra viên điện lực và đánh số thứ tự để quản lý; Biên bản đã sử dụng, kể cả biên bản ghi sai hoặc hủy bỏ đều phải được quản lý và lưu giữ đầy đủ theo quy định;
- Biên bản phải ghi rõ họ và tên người tham gia kiểm tra, đại diện của bên được kiểm tra và người chứng kiến (nếu có). Nếu bên được kiểm tra không thống nhất với nội dung ghi trong Biên bản thì được quyền ghi ý kiến của mình vào phần cuối biên bản;
- Biên bản phải có đủ chữ ký của đại diện bên kiểm tra (Kiểm tra viên điện lực), đại diện của bên được kiểm tra (nếu không ký được thì có thể điểm chỉ) và của người chứng kiến (nếu có);
- Trường hợp bên được kiểm tra không chịu ký hoặc điểm chỉ vào biên bản, người lập biên bản phải ghi rõ lý do bên được kiểm tra không ký vào biên bản. Biên bản này vẫn có giá trị pháp lý để xử lý khi có chữ ký của đại diện chính quyền địa phương hoặc công an hoặc ít nhất 01 người chứng kiến có đầy đủ năng lực hành vi dân sự xác nhận việc cá nhân, tổ chức vi phạm không ký vào biên bản;
- Trường hợp phát hiện có nhiều hành vi vi phạm trong lĩnh vực điện lực, trong Biên bản phải mô tả rõ, đầy đủ, chính xác từng hành vi vi phạm.
2. Kiểm tra đột xuất
a) Thủ trưởng đơn vị chủ trì kiểm tra có thể ra Quyết định kiểm tra hoặc văn bản phân công nhiệm vụ kiểm tra đột xuất đảm bảo nguyên tắc kiểm tra tại khoản 3 Điều 11 Thông tư này;
b) Trường hợp tự phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm khi chưa được giao nhiệm vụ kiểm tra, Kiểm tra viên điện lực phải báo cáo kịp thời cho người trực tiếp quản lý để tổ chức kiểm tra kịp thời;
c) Việc kiểm tra đột xuất được thực hiện ngay sau khi Kiểm tra viên điện lực xuất trình thẻ Kiểm tra viên điện lực và nêu rõ mục đích, nội dung kiểm tra với đối tượng được kiểm tra; Bên kiểm tra tiến hành kiểm tra đột xuất theo quy định tại điểm d, điểm đ và điểm e khoản 1 Điều này; Bên được kiểm tra phải chuẩn bị đầy đủ theo nội dung yêu cầu và cử người có trách nhiệm làm việc với bên kiểm tra.
3. Trường hợp trong quá trình kiểm tra phát hiện hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực thì tổ hoặc đoàn kiểm tra thực hiện theo trình tự như sau:
a) Bên kiểm tra được quyền thực hiện các biện pháp cần thiếtđể bảo vệ hiện trường và phải chịu trách nhiệm trước pháp luật về hành vi của mình;
b) Trường hợp tổ hoặc đoàn kiểm tra có thành viên là người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực được quy định tại Điều 33 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung tại khoản 38 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP) thì thành viên tổ hoặc đoàn kiểm tra là người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính có trách nhiệm căn cứ Biên bản kiểm tra hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện để lập Biên bản vi phạm hành chính theo quy định tại Điều 12 Nghị định số 118/2021/NĐ-CP ngày 23 tháng 12 năm 2021 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều và biện pháp thi hành Luật Xử lý vi phạm hành chính và chuyển hồ sơ đến người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều 20 Thông tư này;
c) Trường hợp trong tổ kiểm tra hoặc đoàn kiểm tra không có người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, bên kiểm tra lập Biên bản kiểm tra hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này và chuyển toàn bộ hồ sơ vụ việc có dấu hiệu vi phạm và tang vật, phương tiện có liên quan (nếu có) đến người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực theo quy định tại điểm c khoản 1 Điều 20 Thông tư này.
Phu luc kem theo Thong tu 42_2022_TT_BCT ngay 30_12_2022.docx
Điều 7.3.TT.36.17. Trách nhiệm của tổ chức, cá nhân trong quá trình kiểm tra có phát hiện hệ thống đo đếm điện năng có bất thường
(Điều 17 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trường hợp trong quá trình kiểm tra sử dụng điện, bên kiểm tra phát hiện công tơ điện bị mất, hệ thống đo đếm điện năng bị hư hỏng, sai lệch vị trí hoặc có dấu hiệu không bình thường phải ghi rõ hiện trạng và kiến nghị biện pháp xử lý trong Biên bản làm việc (đối với hoạt động kiểm tra của cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực) hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện (đối với hoạt động kiểm tra của Kiểm tra viên điện lực).
2. Việc tháo gỡ thiết bị đo đếm điện năng để kiểm tra trong trường hợp hệ thống đo đếm điện năng bị hư hỏng hoặc có dấu hiệu không bình thường phải thực hiện các quy định sau:
a) Thông báo cho bên bán điện về việc tháo gỡ hệ thống đo đếm điện năng để bên bán điện biết và cử người thực hiện;
b) Phải giữ nguyên niêm phong của tổ chức kiểm định. Thiết bị đo đếm điện, niêm phong khác phải được thu giữ, bao gói và niêm phong (Giấy niêm phong phải có chữ ký của Kiểm tra viên điện lực hoặc công chức, viên chức đang thi hành công vụ, đại diện bên mua điện và bên bán điện). Trường hợp bên mua điện từ chối ký niêm phong, bên kiểm tra phải lấy chữ ký của 01 người chứng kiến có đầu đủ năng lực hành vi dân sự hoặc đại diện chính quyền địa phương hoặc công an chứng kiến việc đại diện bên mua điện không ký giấy niêm phong;
c) Lập Biên bản làm việc (đối với hoạt động kiểm tra của cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực) hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện (đối với hoạt động kiểm tra của Kiểm tra viên điện lực), trong đó, phải ghi rõ thời gian, địa điểm kiểm tra, mô tả chi tiết hiện trạng, biểu hiện không bình thường của hệ thống đo đếm điện năng và lý do tháo hệ thống đo đếm điện năng.
3. Sau khi kết thúc kiểm tra, khi thực hiện công tác kiểm định thiết bị đo đếm điện tại tổ chức kiểm định, các bên liên quan có trách nhiệm cùng chứng kiến việc kiểm tra, xác minh thiết bị đo đếm điện của tổ chức kiểm định, nếu vắng mặt trong quá trình kiểm tra mà không có lý do chính đáng thì vẫn phải công nhận kết quả kiểm tra.
4. Cách xác định sản lượng điện năng trong trường hợp thiết bị đo đếm điện không chính xác so với tiêu chuẩn quy định, hệ thống thiết bị đo đếm điện bị hư hỏng làm cho công tơ điện ngừng hoạt động, công tơ điện bị mất được thực hiện theo quy định tại khoản 2, khoản 3, khoản 4 Điều 20 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.20. Thanh toán tiền điện)
Điều 7.3.TT.36.18. Trách nhiệm của tổ chức, cá nhân khi kiểm tra, xử lý hành vi trộm cắp điện
(Điều 18 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trường hợp trong quá trình kiểm tra sử dụng điện, bên kiểm tra phát hiện hành vi trộm cắp điện, trong Biên bản làm việc (đối với hoạt động kiểm tra của cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực) hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện (đối với hoạt động kiểm tra của Kiểm tra viên điện lực) phải nêu rõ những nội dung sau:
a) Mô tả hành vi trộm cắp điện và các thông số liên quan tới việc tính toán, xử lý vi phạm;
b) Vẽ sơ đồ trộm cắp điện;
c) Các chứng cứ khác như phương tiện trộm cắp, ảnh chụp, băng ghi hình, dữ liệu điện tử khác (nếu có);
d) Việc giao nhận tang vật, phương tiện có liên quan đến hành vi trộm cắp điện giữa bên được kiểm tra cho bên kiểm tra trong trường hợp phát hiện tang vật, phương tiện liên quan đến hành vi tại thời điểm kiểm tra.
2. Trách nhiệm của bên bán điện hoặc Kiểm tra viên điện lực của bên bán điện
a) Trong trường hợp kiểm tra phát hiện hành vi trộm cắp điện và trong tổ hoặc đoàn kiểm tra có người có thẩm quyền lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi trộm cắp điện, Kiểm tra viên điện lực của bên bán điện hoặc đại diện bên bán điện tham gia đoàn kiểm tra có trách nhiệm cung cấp hồ sơ, tài liệu, số liệu tính toán sản lượng điện trộm cắp, số tiền có được từ hành vi trộm cắp điện và số lợi bất hợp pháp cho người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính đang thụ lý vụ việc;
b) Trong trường hợp kiểm tra phát hiện dấu hiệu vi phạm trộm cắp điện và trong tổ hoặc đoàn kiểm tra không có người có thẩm quyền lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi trộm cắp điện, bên bán điện hoặc Kiểm tra viên điện lực của bên bán điện có trách nhiệm chuyển biên bản kiểm tra sử dụng điện, hồ sơ, tài liệu, số liệu tính toán sản lượng điện trộm cắp, số tiền có được từ hành vi trộm cắp điện và số lợi bất hợp pháp và toàn bộ tang vật, phương tiện liên quan đến vụ việc có dấu hiệu về hành vi trộm cắp điện cho người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính.
3. Trong quá trình kiểm tra phát hiện hành vi trộm cắp điện hoặc sau khi kết thúc kiểm tra, trên cơ sở Biên bản làm việc hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện được lập và thông tin cung cấp của bên bán điện về hồ sơ, tài liệu, số liệu tính toán trộm cắp điện, người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực quy định tại Điều 33 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung tại khoản 38 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP) có trách nhiệm:
a) Xác định sản lượng điện trộm cắp và số tiền điện trộm cắp có được từ hành vi trộm cắp điện theo quy định tại Điều 21 Thông tư này;
b) Lập biên bản vi phạm hành chính về hành vi trộm cắp điện tại thời điểm kiểm tra hoặc sau khi nhận được hồ sơ vụ việc có dấu hiệu về hành vi trộm cắp điện của đơn vị điện lực chuyển đến (bao gồm cả trường hợp giá trị sản lượng điện trộm cắp từ 2.000.000 đồng trở lên) và chuyển ngay cho người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính để xem xét xử lý theo quy định của pháp luật.
4. Trách nhiệm của người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính đang giải quyết vụ việc
a) Xem xét quyết định tạm giữ tang vật, phương tiện vi phạm theo quy định (nếu có);
b) Xem xét, ra Quyết định xử phạt vi phạm hành chính theo quy định của pháp luật hoặc chuyển hồ sơ vụ vi phạm theo quy định tại khoản 3, khoản 4 Điều 20 Thông tư này;
c) Thông báo bằng văn bản cho bên bán điện để thực hiện ngừng cung cấp điện ngay nhưng không quá 24 giờ kể từ thời điểm nhận được Biên bản vi phạm hành chính.
Điều 7.3.TT.36.19. Hồ sơ hoạt động kiểm tra
(Điều 19 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Đơn vị chủ trì kiểm tra có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ hoạt động kiểm tra bao gồm các tài liệu dưới đây, trừ trường hợp chuyển hồ sơ vụ vi phạm cho người có thẩm quyền thì lưu trữ bản sao hồ sơ:
đ) Biên bản làm việc;
đ) Biên bản kiểm tra thiết bị đo đếm điện năng trong trường hợp kiểm tra sử dụng điện (nếu có). Trường hợp lập Biên bản kiểm tra thiết bị đo đếm điện năng thì phải có Biên bản kiểm định thiết bị đo đếm điện năng kèm theo; Thiết bị đo đếm điện năng tháo về (trong trường hợp cần lưu giữ thiết bị cùng hồ sơ) hoặc tài liệu về việc xử lý thiết bị (nếu có);
Điều 7.3.TT.36.20. Chuyển hồ sơ vụ vi phạm
(Điều 20 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trường hợp Kiểm tra viên điện lực của đơn vị truyền tải, phân phối, bán buôn, bán lẻ lập Biên bản kiểm tra hoặc Biên bản kiểm tra sử dụng điện
a) Trường hợp bên mua điện có hành vi vi phạm hợp đồng mua bán điện quy định tại khoản 2 Điều 13 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực, hồ sơ vụ vi phạm phải được lưu giữ tại đơn vị điện lực để xử lý hoặc chuyển cho đơn vị điện lực có liên quan để xử lý theo quy định trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày lập biên bản;
b) Trường hợp bên mua điện có hành vi vi phạm hành chính quy định tại các khoản từ khoản 1 đến khoản 8 Điều 12 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung bởi khoản 15 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP) mà trong tổ kiểm tra hoặc đoàn kiểm tra có người có thẩm quyền đã tiến hành lập biên bản vi phạm hành chính thì sau khi kết thúc kiểm tra, bên kiểm tra chủ trì và phối hợp với người lập Biên bản vi phạm hành chính để hoàn thiện hồ sơ vụ việc và chuyển hồ sơ (kèm tang vật, phương tiện có liên quan (nếu có)) đến người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày lập biên bản;
c) Trường hợp bên mua điện có dấu hiệu vi phạm hành chính quy định tại các khoản từ khoản 1 đến khoản 8 Điều 12 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung bởi khoản 15 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP) mà trong tổ kiểm tra hoặc đoàn kiểm tra không có người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính, hồ sơ vụ việc (bao gồm cả tài liệu, số liệu tính toán trộm cắp điện) phải được gửi cho cơ quan có người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày lập biên bản; người có thẩm quyền lập biên bản vi phạm hành chính khi nhận được hồ sơ do bên kiểm tra chuyển đến có trách nhiệm thực hiện theo quy định tại khoản 3 Điều 18 Thông tư này.
2. Trường hợp công chức, viên chức thuộc cơ quan chuyên môn quản lý nhà nước về lĩnh vực điện lực lập Biên bản làm việc, trong đó, có phát hiện hành vi vi phạm hợp đồng mua bán điện quy định tại Điều 13 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực, hồ sơ vụ vi phạm phải được chuyển cho bên bị vi phạm để xử lý trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày lập biên bản.
3. Trường hợp nhận thấy có dấu hiệu vi phạm pháp luật hình sự, người có thẩm quyền xử phạt đang thụ lý vụ việc phải chuyển hồ sơ vụ vi phạm (bao gồm cả Biên bản vi phạm hành chính) đến cơ quan có thẩm quyền tiến hành tố tụng hình sự để truy cứu trách nhiệm hình sự theo quy định của pháp luật.
4. Hồ sơ vụ trộm cắp điện chuyển cho cơ quan có thẩm quyền tiến hành tố tụng hình sự bao gồm:
đ) Quyết định tạm đình chỉ thi hành quyết định xử phạt vi phạm hành chính (đối với vụ việc đã ra quyết định xử phạt vi phạm hành chính và đang trong quá trình thi hành nhưng sau đó lại phát hiện có dấu hiệu tội phạm);
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 2. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả của Nghị định 17/2022/NĐ-CP Nghị định 17/2022/NĐ-CP sửa đổi, bổ sung các nghị định xử phạt VPHC lĩnh vực hóa chất; điện lực; hoạt động thương mại, dầu khí ban hành ngày 31/01/2022; Điều 7.3.NĐ.1.13. Hành vi vi phạm hợp đồng mua bán điện)
Điều 7.3.TT.36.21. Phương pháp xác định số tiền trộm cắp điện từ sản lượng điện năng trộm cắp
(Điều 21 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Số tiền trộm cắp điện từ sản lượng điện năng trộm cắpđược xác định theo công thức sau:
a) Đối với trộm cắp điện sử dụng cho mục đích ngoài sinh hoạt:
Ttc=iASDi-AHDi×g
Trong đó:
Ttc: Số tiền trộm cắp điện (đồng);
i: Số thứ tự chu kỳ hóa đơn sử dụng điện có xảy ra trộm cắp điện;
AHDi: Sản lượng điện năng sử dụng của bên vi phạm đã thanh toán tại kỳ hóa đơn thứ i (kWh);
ASDi: Sản lượng điện năng sử dụng của bên vi phạm tại kỳ hóa đơn thứ i có trộm cắp điện tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều này (kWh).
g: Giá điện kỳ hóa đơn thứ i (đ/kWh) được xác định như sau:
- Đối với hành vi trộm cắp điện sử dụng cho mục đích kinh doanh: Tính theo mức giá giờ cao điểm kỳ hóa đơn thứ i;
- Đối với hành vi trộm cắp điện sử dụng cho mục đích sản xuất: Tính theo mức giá giờ cao điểm kỳ hóa đơn thứ i;
- Trường hợp bên mua điện sử dụng cho mục đích sản xuất, kinh doanh, dịch vụ được cấp điện qua máy biến áp chuyên dùng dưới 25 kVA hoặc có sản lượng điện sử dụng trung bình 03 tháng liên tục dưới 2.000 kWh/tháng mà chưa mua điện theo hình thức 03 (ba) giá thì áp dụng giá bán điện theo giờ bình thường;
- Đối với hành vi trộm cắp điện sử dụng cho mục đích hành chính sự nghiệp: Áp dụng biểu giá bán lẻ điện kỳ hóa đơn thứ i.
b) Đối với trộm cắp điện sử dụng cho mục đích sinh hoạt:
Ttc=i,jASDij-AHDij×gj
Trong đó:
Ttc: Số tiền trộm cắp điện (đồng);
i: Số thứ tự chu kỳ hóa đơn sử dụng điện có xảy ra trộm cắp điện;
j: Số thứ tự bậc trong biểu giá điện bậc thang cho sinh hoạt;
AHDij: Sản lượng điện năng phân bổ theo định mức sử dụng điện sinh hoạt tại bậc thang thứ j của bên vi phạm đã thanh toán tại kỳ hóa đơn thứ i (kWh), AHDij được phân bổ từ sản lượng điện năng hóa đơn của kỳ hóa đơn thứ i (AHDi);
ASDij: Sản lượng điện năng phân bổ theo định mức sử dụng điện sinh hoạt tại bậc thang thứ j của bên vi phạm trong kỳ hóa đơn thứ i (kWh). ASDij được phân bổ từ sản lượng điện năng sử dụng trong kỳ hóa đơn thứ i (ASDi) có trộm cắp điện tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều này;
gj: Giá bán lẻ điện sinh hoạt bậc thang thứ j theo biểu giá điện bậc thang sinh hoạt (đ/kWh).
c) Trường hợp bên được kiểm tra có hành vi trộm cắp điện để sử dụng cho nhiều mục đích thì số tiền trộm cắp điện là tổng số tiền trộm cắp điện tính toán thông qua sản lượng điện năng trộm cắp của từng mục đích sử dụng; giá điện được áp dụng phù hợp với từng trường hợp theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá điện áp dụng cho mỗi mục đích sử dụng căn cứ theo tỷ lệ phần trăm thực tế sử dụng với từng mục đích;
- Giá điện áp dụng cho từng mục đích sử dụng căn cứ tỷ lệ phần trăm thoả thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký;
- Giá điện toàn bộ theo giá sinh hoạt bậc thang.
2. Sản lượng điện năng sử dụng của kỳ hóa đơn thứ i (ASDi) có trộm cắp điện được xác định như sau:
a) Phương pháp xác định sản lượng điện năng sử dụng (ASDi)theo sai số được kiểm định của công tơ điện
Trường hợp bên vi phạm dùng cách thức duy nhất là can thiệp làm sai số công tơ để trộm cắp điện và sai số này xác định được thông qua việc kiểm định, sản lượng điện năng sử dụng của kỳ hóa đơn thứ i được xác định như sau:
ASDi=ASDiktc+ASDitc=mi-ni×AHDimi+ni×AHDi100%-s×mi
Trong đó:
ASDi: Sản lượng điện năng sử dụng trong kỳ hóa đơn thứ i có trộm cắp điện (kWh);
i: Số thứ tự chu kỳ hóa đơn sử dụng điện có xảy ra trộm cắp điện;
mi: Số ngày sử dụng điện của kỳ hóa đơn thứ i (ngày);
ni: Số ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (ngày), được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này;
ASDiktc
: Sản lượng điện năng sử dụng trong những ngày không xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (kWh). Sản lượng điện năng trong những ngày không xảy ra trộm cắp điện được tính bằng số ngày không xảy ra trộm cắp điện (Ti - ni) nhân với điện năng bình quân ngày theo hóa đơn của kỳ hóa đơn thứ i (AHDi chia cho Ti) qua công thức sau:
ASDiktc=mi-ni×AHDimi
ASDitc
: Sản lượng điện năng sử dụng trong những ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (kWh), được tính căn cứ sai số công tơ áp dụng theo công thức sau:
ASDitc=ni×AHDi(100%-s)×mi
s: Giá trị sai số lớn nhất trong các giá trị kiểm định của công tơ điện căn cứ kết quả kiểm định của cơ quan kiểm định độc lập (tính theo %);
b) Phương pháp xác định sản lượng điện năng sử dụng đối với các cách thức trộm cắp điện khác hoặc không áp dụng được phương pháp quy định tại điểm a khoản này hoặc kết quả tính toán sản lượng điện năng sử dụng theo phương pháp quy định tại điểm a khoản này không phù hợp với thực tế sử dụng điện. Sản lượng điện năng sử dụng của kỳ hóa đơn thứ i (ASDi) được xác định như sau:
ASDi=ASDiktc+ASDitc=mi-ni×AHDimi+ ASDitc
Trong đó:
i: Số thứ tự chu kỳ hóa đơn sử dụng điện có xảy ra trộm cắp điện;
mi: Số ngày sử dụng điện của kỳ hóa đơn thứ i (ngày);
ni: Số ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (ngày), được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này;
ASDiktc : Sản lượng điện năng sử dụng trong những ngày không xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (kWh). Sản lượng điện năng trong những ngày không xảy ra trộm cắp điện được tính bằng số ngày không xảy ra trộm cắp điện (mi - ni) nhân với điện năng bình quân ngày theo hóa đơn của kỳ hóa đơn thứ i (AHDi chia cho mi) qua công thức sau:
ASDiktc=mi-ni×AHDimi
ASDitc : Sản lượng điện năng sử dụng trong những ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (kWh), được xác định theo trình tự quy định tại điểm c khoản này;
c) Trình tự xác định sản lượng điện năng sử dụng trong những ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (ASDitc ) như sau:
Bước 1: Xác định công suất đối với những ngày trộm cắp: Căn cứ thực tế kiểm tra để xác định trị số công suất cao nhất, phù hợp thực tế trong các trị số công suất có thể xác định được bằng các cách sau:
Bước 2: Xác định sản lượng điện năng sử dụng đối với những ngày trộm cắp (ASDitc)
- Trường hợp xác định công suất theo cách 1 hoặc cách 2, áp dụng công thức tính ASDitc
như sau:
ASDitc=P × ttb × ni
Trong đó:
i: Số thứ tự chu kỳ hóa đơn sử dụng điện có xảy ra trộm cắp điện;
P:Công suất tổng (kW) đo được tại thời điểm kiểm tra, phát hiện vi phạm hoặc công suất cao nhất (kW) trong biểu đồ phụ tải đăng ký trong hợp đồng mua bán điện;
ttb: Thời gian sử dụng bình quân trong ngày của toàn bộ các thiết bị tiêu thụ điện (giờ/ngày) được xác định căn cứ vào Biên bản làm việc hoặc Biên bản kiểm tra hoặc biểu đồ phụ tải đã đăng ký, nếu không xác định được thì áp dụng quy định tại mục 11 Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
ni: Số ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (ngày), được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này;
- Trường hợp xác định công suất theo cách 3 hoặc cách 4 tại Bước 1, áp dụng công thức tính ASDitc như sau:
ASDitc = (P1 × t1 + P2 × t2 +….+ Pk × tk ) × ni
Trong đó:
i: Số thứ tự chu kỳ hóa đơn sử dụng điện có xảy ra trộm cắp điện;
k: Số thứ tự của thiết bị điện;
P1, P2, …Pk :Công suất (kW) của từng thiết bị sử dụng điện tại bảng kê công suất thiết bị đã đăng ký trong hợp đồng mua bán điện hoặc công suất (kW) của từng thiết bị tiêu thụ điện ghi trong Biên bản làm việc hoặc Biên bản kiểmtra;
t1, t2, …tk: Thời gian sử dụng trong ngày của từng thiết bị (giờ/ngày), được xác định căn cứ vào Biên bản kiểm tra; nếu không xác định được thì áp dụng quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
ni: Số ngày xảy ra trộm cắp điện của kỳ hóa đơn thứ i (ngày), được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này.
3. Số ngày trộm cắp điện (n) và số ngày trộm cắp điện của chu kỳ hóa đơn thứ i (ni) quy định tại khoản 2 Điều này được xác định như sau:
a) Xác định số ngày trộm cắp điện (n):
- Được tính từ ngày thực hiện hành vi vi phạm đến khi phát hiện, trừ thời gian ngừng cấp điện và ngừng sử dụng điện có lý do;
- Trường hợp không xác định được theo quy định tại điểm a khoản này, số ngày trộm cắp điện được tính từ ngày kiểm tra điện gần nhất hoặc từ lần thay thế, sửa chữa hay kiểm tra định kỳ hệ thống đo đếm điện năng gần nhất đến khi phát hiện, nhưng không quá 365 ngày, trừ thời gian ngừng cấp điện và ngừng sử dụng điện có lý do;
b) Xác định số ngày trộm cắp điện của chu kỳ hóa đơn i (ni) bằng cách so sánh thời gian của chu kỳ hóa đơn i với thời gian trộm cắp điện đã xác định tại điểm a khoản này và đảm bảo theo công thức sau: n=ini
.
Phu luc kem theo Thong tu 42_2022_TT_BCT ngay 30_12_2022.docx
Điều 7.3.TT.36.22. Số lợi bất hợp pháp có được từ hành vi trộm cắp điện và bồi thường thiệt hại
(Điều 22 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Tổ chức, cá nhân trộm cắp điện phải nộp lại số lợi bất hợp pháp có được từ hành vi trộm cắp điện để hoàn trả cho bên bán điện, bao gồm:
a) Số tiền trộm cắp điện từ sản lượng điện trộm cắpđược xác định tại Điều 21 Thông tư này;
b) Mọi chi phí phát sinh do hành vi vi phạm gây ra bao gồm: Chi phí để sửa chữa, kiểm định, hiệu chuẩn hoặc bồi hoàn giá trị của thiết bị, hệ thống đo đếm bị hư hại do hành vi vi phạm gây ra; chi phí phát sinh mà bên bị vi phạm phải chi trả trong quá trình xử lý hành vi vi phạm và các chi phí khác có liên quan theo quy định của pháp luật (nếu có).
2. Ngoài việc nộp lại số lợi bất hợp pháp quy định tại khoản 1 Điều này, tổ chức, cá nhân trộm cắp điện nếu gây ra thiệt hại khác cho bên bán điện thì phải bồi thường thiệt hại theo quy định của pháp luật về dân sự.
Điều 7.3.TT.36.23. Thi hành quyết định xử phạt và biện pháp khắc phục hậu quả đối với hành vi trộm cắp điện
(Điều 23 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Việc gửi quyết định xử phạt vi phạm hành chính đối với hành vi trộm cắp điện để tổ chức thi hành thực hiện theo quy định tại Điều 71 và Điều 73 Luật Xử lý vi phạm hành chính (đã được sửa đổi, bổ sung) và các văn bản hướng dẫn thi hành; tổ chức, cá nhân có hành vi trộm cắp điện phải thực hiện biện pháp khắc phục hậu quả buộc nộp lại số lợi bất hợp pháp có được do thực hiện hành vi trộm cắp điện (bao gồm cả mọi chi phí phát sinh do hành vi vi phạm gây ra) theo quy định tại khoản 1 Điều 22 Thông tư này để hoàn trả cho cá nhân, tổ chức bị chiếm đoạt theo quy định tại điểm b khoản 11 Điều 12 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung theo quy định tại khoản 15 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP).
2. Trong quá trình thi hành quyết định xử phạt vi phạm hành chính đối với hành vi trộm cắp điện nhưng sau đó lại phát hiện có dấu hiệu tội phạm, người có thẩm quyền phải ra Quyết định tạm đình chỉ thi hành quyết định xử phạt vi phạm hành chính và chuyển hồ sơ vụ vi phạm cho cơ quan có thẩm quyền tiến hành tố tụng hình sự theo quy định tại Điều 62 Luật Xử lý vi phạm hành chính (đã được sửa đổi, bổ sung) và các văn bản hướng dẫn thi hành.
3. Trường hợp cơ quan tiến hành tố tụng hình sự ra một trong các quyết định không khởi tố vụ án hình sự, quyết định hủy bỏ quyết định khởi tố vụ án hình sự, quyết định đình chỉ điều tra, quyết định đình chỉ vụ án, quyết định đình chỉ vụ án đối với bị can, miễn trách nhiệm hình sự theo bản án nếu hành vi có dấu hiệu vi phạm hành chính và chuyển hồ sơ vụ vi phạm đến người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại khoản 3 Điều 62 và Điều 63 Luật Xử lý vi phạm hành chính (đã được sửa đổi, bổ sung), người có thẩm quyền xử phạt vi phạm hành chính có trách nhiệm ra Quyết định xử phạt vi phạm hành chính theo mức phạt tiền quy định tại điểm b khoản 8 Điều 12 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung theo quy định tại khoản 15 Điều 2 Nghị định số 17/2022/NĐ-CP). Trường hợp không ra Quyết định xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Điều 125 Luật Xử lý vi phạm hành chính (đã được sửa đổi, bổ sung), người có thẩm quyền phải ra Quyết định áp dụng biện pháp khắc phục hậu quả đối với hành vi trộm cắp điện theo quy định.
4. Cá nhân, tổ chức bị xử phạt vi phạm hành chính hoặc bị áp dụng biện pháp khắc phục hậu quả đối với hành vi trộm cắp điện phải chấp hành quyết định trong thời hạn 10 ngày, kể từ ngày nhận quyết định; trường hợp quyết định có ghi thời hạn thi hành nhiều hơn 10 ngày thì thực hiện theo thời hạn đó.
5. Trường hợp tổ chức, cá nhân vi phạm hành chính không tuân thủ quyết định xử phạt vi phạm hành chính, quyết định áp dụng biện pháp khắc phục hậu quả thì người có thẩm quyền chịu trách nhiệm tổ chức thi hành cưỡng chế quy định tại Nghị định số 166/2013/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2013 của Chính phủ quy định về cưỡng chế thi hành quyết định xử phạt vi phạm hành chính hoặc các văn bản sửa đổi, bổ sung, thay thế sau này.
Điều 7.3.TT.36.30. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương
(Điều 30 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
a) Tổ chức hướng dẫn, kiểm tra, giám sát việc thực hiện các quy định về công tác kiểm tra hoạt động điện lực, sử dụng điện của Sở Công Thương, Phòng chuyên môn thuộc Uỷ ban nhân dân quận, huyện, thị xã, thành phố thuộc tỉnh và công tác kiểm tra sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện của các đơn vị điện lực;
b) Tổ chức hướng dẫn, kiểm tra, giám sát việc thực hiện công tác tập huấn, sát hạch và cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực quy định tại Thông tư này trên phạm vi toàn quốc.
2. Sở Công Thương có trách nhiệm
a) Tổ chức hướng dẫn, kiểm tra, giám sát việc thực hiện các quy định về công tác kiểm tra hoạt động điện lực, sử dụng điện của Phòng chuyên môn thuộc Uỷ ban nhân dân quận, huyện, thị xã, thành phố thuộc tỉnh và công tác kiểm tra sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện của các đơn vị điện lực trong địa bàn tỉnh;
b) Tổ chức hướng dẫn, kiểm tra, giám sát việc thực hiện công tác tập huấn, sát hạch và cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực quy định tại Thông tư này trên địa bàn tỉnh.
Điều 7.3.TT.36.31. Chế độ báo cáo
(Điều 31 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Chậm nhất ngày 15 tháng 02 hằng năm, các đơn vị điện lực trong phạm vi địa bàn tỉnh có trách nhiệm báo cáo bằng văn bản qua phương thức gửi trực tiếp hoặc qua dịch vụ bưu chính hoặc qua hệ thống thư điện tử (nếu có) đến Sở Công Thương về công tác tập huấn, sát hạch và cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực; công tác kiểm tra sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện của Kiểm tra viên điện lực thuộc đơn vị điện lực theo mẫu số 01 tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Chậm nhất ngày 01 tháng 3 hằng năm, Sở Công Thương có trách nhiệm báo cáo bằng văn bản qua phương thức gửi trực tiếp hoặc qua dịch vụ bưu chính hoặc qua hệ thống thư điện tử (nếu có) đến Cục Điều tiết điện lực về công tác kiểm tra, xử lý vi phạm hoạt động điện lực, sử dụng điện; công tác giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện theo mẫu số 02 tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Chậm nhất ngày 01 tháng 3 hằng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty truyền tải điện Quốc gia và các Tổng công ty Điện lực trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo bằng văn bản qua phương thức gửi trực tiếp hoặc qua dịch vụ bưu chính hoặc qua hệ thống thư điện tử (nếu có) đến Cục Điều tiết điện lực về công tác tập huấn, sát hạch và cấp thẻ Kiểm tra viên điện lực; công tác kiểm tra sử dụng điện, bảo vệ an toàn công trình điện lực và lưới điện của Kiểm tra viên điện lực thuộc đơn vị mình cấp thẻ theo mẫu số 03 tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc kem theo Thong tu 42_2022_TT_BCT ngay 30_12_2022.docx
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.NĐ.1.27. Kiểm tra hợp đồng mua bán điện có thời hạn)
Điều 7.3.NĐ.2.24. Trách nhiệm quản lý nhà nước về an toàn điện
(Điều 24 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 1 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm
a) Xây dựng, ban hành, hướng dẫn, tổ chức thực hiện quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện;
b) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan chuẩn bị hồ sơ dự thảo các tiêu chuẩn quốc gia về an toàn điện, gửi Bộ Khoa học và Công nghệ để thẩm định và công bố;
c) Chủ trì, phối hợp với các Bộ, ngành, địa phương thực hiện quản lý nhà nước các hoạt động về an toàn điện;
d) Ban hành quy định hướng dẫn việc tổ chức kiểm định chất lượng các thiết bị, dụng cụ và sản phẩm điện về tiêu chuẩn an toàn( Bãi bỏ);
đ) Thanh tra, kiểm tra về an toàn điện đối với các tổ chức, cá nhân trong hoạt động điện lực và sử dụng điện; phát hiện, xử lý các hành vi vi phạm theo quy định của pháp luật.
2. Bộ Khoa học và Công nghệ có trách nhiệm
a) Quản lý việc nghiên cứu và ứng dụng khoa học kỹ thuật về an toàn điện;
b) Chủ trì việc thẩm định và công bố các tiêu chuẩn quốc gia về an toàn điện theo đề nghị của Bộ Công Thương;
c) Chủ trì, phối hợp với Bộ Công Thương xây dựng, thẩm định, ban hành và quản lý hệ thống quy chuẩn quốc gia về an toàn điện.
3. Bộ Xây dựng có trách nhiệm
a) Hướng dẫn thực hiện quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện trong việc lắp đặt đường dây, trạm điện trong các công trình dân dụng; trong các khu đô thị;
b) Ban hành, hướng dẫn thực hiện việc nối đất an toàn trong các công trình dân dụng.
4. Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm:
a) Thực hiện quản lý nhà nước về an toàn điện tại địa phương theo quy định của Bộ Công Thương và các Bộ chuyên ngành;
b) Xây dựng các mục tiêu bảo đảm an toàn điện đưa vào kế hoạch phát triển kinh tế - xã hội và ngân sách của địa phương;
c) Tổ chức quản lý, bảo vệ an toàn công trình điện lực theo quy định của pháp luật;
d) Công bố mốc giới sử dụng đất trong hành lang bảo vệ an toàn công trình điện lực;
đ) Cung cấp thông tin về hiện trạng sử dụng đất, quy hoạch sử dụng đất cho các tổ chức, cá nhân đầu tư xây dựng lưới điện cao áp trên địa bàn tỉnh;
e) Phát hiện, ngăn chặn và xử lý kịp thời những trường hợp lấn, chiếm, sử dụng trái phép hành lang bảo vệ an toàn lưới điện, phạm vi bảo vệ các hạng mục xây dựng của công trình điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.21.4. Danh mục các thiết bị, dụng cụ điện phải kiểm định; Điều 7.3.TT.21.5. Nội dung kiểm định; Điều 7.3.TT.21.6. Chu kỳ kiểm định; Điều 7.3.TT.21.7. Kiểm định thiết bị, dụng cụ điện)
Điều 7.3.TT.14.13. Triển khai, quản lý Quy hoạch TTĐL
(Điều 13 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm:
a) Tổ chức giám sát, kiểm tra tình hình thực hiện Quy hoạch TTĐL (lập mới và điều chỉnh) đã được duyệt.
b) Đầu mối giúp Bộ Công Thương hướng dẫn, chỉ đạo thực hiện các dự án trong TTĐL.
c) Chủ trì, phối hợp với Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố có Trung tâm điện lực công bố Quy hoạch TTĐL (lập mới và điều chỉnh) đã được duyệt.
2. Chủ đầu tư dự án điện, dự án cơ sở hạ tầng trong Trung tâm điện lực (nếu có) chịu trách nhiệm:
a) Thực hiện đầu tư, xây dựng theo đúng nhiệm vụ được giao và tuân thủ Quy hoạch TTĐL đã được phê duyệt.
b) Báo cáo Bộ Công Thương tình hình thực hiện dự án do mình làm chủ đầu tư trong TTĐL khi được yêu cầu.
Điều 7.3.LQ.66. Điều tiết hoạt động điện lực
(Điều 66 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung, có nội dung bị bãi bỏ bởi Điều 1, Điều 2 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
1. Nội dung điều tiết hoạt động điện lực:
a) Xây dựng các quy định về vận hành thị trường điện lực cạnh tranh và hướng dẫn thực hiện;
b) Nghiên cứu, đề xuất các giải pháp điều chỉnh quan hệ cung cầu và quản lý quá trình thực hiện cân bằng cung cầu về điện;
c) Cấp, sửa đổi, bổ sung và thu hồi giấy phép hoạt động điện lực theo quy định tại khoản 1 và khoản 3 Điều 38 của Luật này;
d) Hướng dẫn điều kiện, trình tự, thủ tục ngừng cấp điện, cắt điện hoặc giảm mức tiêu thụ điện, điều kiện, trình tự, thủ tục đấu nối vào hệ thống điện quốc gia;
đ) Xây dựng khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân, cơ chế điều chỉnh giá và cơ cấu biểu giá bán lẻ điện; tổ chức thực hiện cơ chế, chính sách về giá điện;
e) (được bãi bỏ)
g) Quy định khung giá phát điện, khung giá bán buôn điện, phê duyệt giá truyền tải điện, giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, phí điều độ vận hành hệ thống điện và phí điều hành giao dịch thị trường điện lực;
h) Theo dõi việc thực hiện kế hoạch và dự án đầu tư phát triển nguồn điện, lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối để bảo đảm phát triển phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt;
i) Xác định tỷ lệ công suất và tỷ lệ điện năng giữa hình thức mua bán thông qua hợp đồng có thời hạn và mua bán giao ngay phù hợp với các cấp độ của thị trường điện lực;
k) Kiểm tra, giám sát việc điều chỉnh và thực hiện giá điện;
l) Giải quyết khiếu nại và tranh chấp trên thị trường điện lực;
m) Kiểm tra hợp đồng mua bán điện có thời hạn giữa đơn vị phát điện và đơn vị mua điện, hợp đồng mua bán buôn điện có thời hạn theo quy định của Chính phủ;
n) Kiểm tra và xử lý vi phạm trong lĩnh vực điện lực theo quy định của pháp luật.
2. Thủ tướng Chính phủ quy định cụ thể về tổ chức, chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn của cơ quan điều tiết điện lực.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.2.4. Thời hiệu đề nghị giải quyết tranh chấp; Điều 7.3.TT.2.5. Trình tự giải quyết tranh chấp; Điều 7.3.TT.2.6. Nguyên tắc giải quyết tranh chấp; Điều 7.3.TT.2.7. Xử lý vụ việc tranh chấp có dấu hiệu vi phạm pháp luật; Điều 7.3.TT.2.8. Đình chỉ giải quyết vụ việc tranh chấp)
Điều 7.3.NĐ.1.27. Kiểm tra hợp đồng mua bán điện có thời hạn
(Điều 27 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Cơ quan Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra các loại hợp đồng sau:
a) Hợp đồng mua bán điện có thời hạn giữa đơn vị phát điện và đơn vị mua điện; Hợp đồng dịch vụ phụ trợ giữa đơn vị phát điện và đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Hợp đồng mua bán buôn điện có thời hạn trên thị trường bán buôn điện; Hợp đồng mua buôn điện có thời hạn của Tổng công ty điện lực.
2. Nội dung kiểm tra theo quy định tại Điều 22 Luật điện lực.
3. Bộ Công Thương có trách nhiệm ban hành Hợp đồng mẫu, trình tự kiểm tra các loại hợp đồng quy định tại Khoản 1 Điều này và xử lý đối với các hợp đồng sai quy định.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.36.31. Chế độ báo cáo)
Điều 7.3.TT.36.24. Thẩm quyền giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện
(Điều 24 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Sở Công Thươngcó thẩm quyền giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện có cấp điện áp đến 110 kV nếu các bên chưa tiến hành các thủ tục tố tụng dân sự hoặc trọng tài thương mại và có thoả thuận đề nghị Sở Công Thương giải quyết tranh chấp.
2. Cục Điều tiết điện lực có thẩm quyền giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện có cấp điện áp trên 110 kV nếu các bên chưa tiến hành các thủ tục tố tụng dân sự hoặc trọng tài thương mại và có thỏa thuận đề nghị Cục Điều tiết điện lực giải quyết tranh chấp.
3. Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương chỉ giải quyết tranh chấp trong trường hợp hai bên không tự thương lượng được và có thỏa thuận đề nghị Cục Điều tiết điện lực hoặc Sở Công Thương giải quyết.
Điều 7.3.TT.36.25. Trình tự giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện
(Điều 25 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trước khi đề nghị Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương giải quyết tranh chấp, các bên phải tiến hành tự thương lượng.
2. Trường hợp tự thương lượng không thành, một bên hoặc hai bên có quyền gửi văn bản đề nghị Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương giải quyết tranh chấp theo thẩm quyền.
3. Hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp
a) Văn bản đề nghị giải quyết tranh chấp;
b) Biên bản làm việc hoặc tài liệu khác chứng minh các bên không tự giải quyết tranh chấp được và thỏa thuận đề nghị Sở Công Thương hoặc Cục Điều tiết điện lực giải quyết;
c) Bản sao Hợp đồng mua bán điện;
d) Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực (nếu có);
đ) Các tài liệu chứng minh cho yêu cầu giải quyết tranh chấp là có căn cứ và hợp pháp;
e) Các tài liệu, chứng cứ liên quan đến vụ việc.
4. Chậm nhất sau 05 ngày làm việc kể từ khi nhận được đề nghị giải quyết tranh chấp, Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương có trách nhiệm thông báo tới các bên liên quan về việc tiếp nhận xử lý tranh chấp. Trường hợp từ chối đề nghị giải quyết tranh chấp, Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương phải trả lời bằng văn bản và nêu rõ lý do.
5. Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương có quyền yêu cầu các bên liên quan cung cấp hồ sơ tài liệu; kiểm tra thực tế (trong trường hợp cần thiết) và xác minh hoàn thiện hồ sơ.
6. Chậm nhất sau 20 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương có trách nhiệm tổ chức họp hoà giải.
7. Chậm nhất sau 05 ngày làm việc kể từ ngày tổ chức họp hòa giải, Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương có trách nhiệm ban hành văn bản thông báo về kết quả giải quyết tranh chấp.
8. Đối với vụ việc có tính chất phức tạp, việc tổ chức họp hòa giải và ban hành văn bản thông báo về kết quả giải quyết tranh chấp không quá 40 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ.
9. Nếu một trong hai bên không nhất trí với kết quả giải quyết tranh chấp của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương thì có quyền đưa ra Trọng tài thương mại hoặc khởi kiện tại Toà án để giải quyết.
Điều 7.3.TT.36.26. Trách nhiệm các bên liên quan trong giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện
(Điều 26 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trách nhiệm của các bên có tranh chấp hợp đồng mua bán điện
a) Đảm bảo tính trung thực của tài liệu, thông tin sự việc được cung cấp cho cơ quan giải quyết tranh chấp;
b) Phối hợp, tạo điều kiện để cơ quan giải quyết tranh chấp thu thập đầy đủ thông tin và kiểm tra thực tế (trong trường hợp cần thiết);
c) Thực hiện các biện pháp trong khả năng cho phép hoặc theo yêu cầu của cơ quan giải quyết tranh chấp nhằm hạn chế thiệt hại.
2. Trách nhiệm của cơ quan giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện
a) Kết luận khách quan trên cơ sở hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp và chứng cứ của các bên cung cấp trong quá trình giải quyết tranh chấp;
b) Tôn trọng thỏa thuận không trái pháp luật và quyền tự thương lượng giữa các bên có tranh chấp hợp đồng mua bán điện trong suốt quá trình giải quyết;
c) Trường hợp phát hiện có dấu hiệu vi phạm pháp luật không thuộc thẩm quyền giải quyết, phải thông báo và chuyển hồ sơ cho cơ quan có thẩm quyền giải quyết theo quy định của pháp luật.
Điều 7.3.TT.36.27. Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng và bồi thường thiệt hại
(Điều 27 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Mức phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng căn cứ theo thỏa thuận trong hợp đồng, phù hợp quy định của pháp luật.
Trường hợp các bên không có thoả thuận phạt vi phạm, bên bị vi phạm chỉ có quyền yêu cầu bồi thường thiệt hại.
Trường hợp các bên có thoả thuận phạt vi phạm, bên bị vi phạm có quyền áp dụng cả chế tài phạt vi phạm và buộc bồi thường thiệt hại.
2. Mức bồi thường thiệt hại do vi phạm nghĩa vụ hợp đồng căn cứ theo thoả thuận trong hợp đồng, nếu không thỏa thuận trong hợp đồng thì thực hiện theo quy định của pháp luật.
3. Cách xác định giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm, giá trị bồi thường thiệt hại đối với từng hành vi vi phạm được quy định tại Điều 28, Điều 29 Thông tư này, nếu phát sinh thiệt hại khác thì hai bên tự thoả thuận.
4. Thời hạn trả tiền bồi thường thiệt hại do hai bên tự thỏa thuận nhưng không quá 15 ngày kể từ ngày chấp nhận yêu cầu bồi thường thiệt hại. Nếu quá thời hạn trên, bên vi phạm phải chịu lãi suất chậm trả trên số tiền bồi thường thiệt hại theo thỏa thuận trong hợp đồng, nếu không thỏa thuận trong hợp đồng thì theo quy định của pháp luật.
5. Trong thời hạn 15 ngày, kể từ ngày nhận được thông báo yêu cầu nộp tiền phạt vi phạm hợp đồng, bên vi phạm phải thanh toán tiền phạt cho bên bị vi phạm; nếu quá thời hạn trên, bên vi phạm phải chịu lãi suất chậm trả trên số tiền phạt theo thỏa thuận trong hợp đồng, nếu không thỏa thuận trong hợp đồng thì thực hiện theo quy định pháp luật.
6. Bên vi phạm bồi thường những tổn thất do hành vi vi phạm gây ra cho bên bị vi phạm đối với các hành vi vi phạm hợp đồng mua bán điện. Giá trị bồi thường thiệt hại bao gồm giá trị tổn thất thực tế, trực tiếp mà bên bị vi phạm phải chịu do bên vi phạm gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị vi phạm đáng lẽ được hưởng nếu không có hành vi vi phạm. Bên yêu cầu bồi thường thiệt hại phải chứng minh tổn thất, mức độ tổn thất do hành vi vi phạm gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị vi phạm đáng lẽ được hưởng nếu không có hành vi vi phạm.
Điều 7.3.TT.36.28. Phương pháp tính giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm đối với hành vi vi phạm của bên bán điện
(Điều 28 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trì hoãn việc cấp điện theo thời hạn thoả thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký
a) Bồi thường cho bên mua điện bằng khoản thiệt hại trực tiếp mà bên mua điện phải chịu do hành vi vi phạm gây ra;
b) Mức phạt vi phạm hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng và được căn cứ vào giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm.
Giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm được xác định bằng giá trị sản lượng điện đã thoả thuận trong hợp đồng và được tính toán căn cứ vào công suất đăng ký, thời gian đăng ký mua điện trong ngày, giá điện ghi trong hợp đồng mua bán điện và số ngày trì hoãn được xác định từ thời điểm cam kết cấp điện cho đến thời điểm được cấp điện, theo công thức sau:
T = A × g × n
Trong đó:
T: Giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm (đồng);
A: Điện năng ngày xác định căn cứ vào các thông số đăng ký trong hợp đồng mua bán điện (kWh/ngày);
g: Giá điện (đ/kWh) để tính bồi thường, được tính theo giá cao nhất trong hợp đồng mua bán điện đã ký;
n: Số ngày trì hoãn.
2. Bán điện không đảm bảo chất lượng, không đủ số lượng điện năng theo hợp đồng đã ký gây thiệt hại cho bên mua điện
a) Bồi thường thiệt hại cho bên mua điện bằng giá trị tổn thất thực tế, trực tiếp mà bên mua điện phải chịu do bên bán điện gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên mua điện đáng lẽ được hưởng nếu không có hành vi vi phạm;
b) Mức phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng và được căn cứ vào giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm.
Giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm được xác định bằng giá trị sản lượng điện đã thoả thuận trong hợp đồng và được tính toán căn cứ vào công suất đăng ký, giá điện ghi trong hợp đồng mua bán điện và thời gian bán điện không đảm bảo chất lượng, không đủ số lượng điện năng, theo công thức sau:
T = P × t × g
Trong đó:
T: Giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm (đồng);
P: Công suất đăng ký trong hợp đồng mua bán điện (kW);
t: Thời gian bán điện không đảm bảo chất lượng, không đủ số lượng điện năng (giờ);
g: Giá điện (đ/kWh) để tính bồi thường, được tính theo giá cao nhất trong hợp đồng mua bán điện đã ký.
3. Ghi chỉ số điện năng sai, tính toán hoá đơn sai gây thiệt hại cho bên mua điện
a) Bên bán điện phải hoàn trả cho bên mua điện số tiền điện đã thu thừa cộng với lãi suất do hai bên thoả thuận trong hợp đồng;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng mua bán điện.
4. Không thực hiện điều chỉnh khi bên mua điện có thông báo và đáp ứng đủ điều kiện tăng số hộ sử dụng điện dùng chung công tơ hoặc có thông báo và đáp ứng đủ điều kiện tăng định mức sử dụng điện sinh hoạt
a) Bên bán điện phải hoàn trả cho bên mua điện số tiền chênh lệch đã thu thừa trong thời gian vi phạm. Thời gian vi phạm được tính từ kỳ hóa đơn liền kề sau khi bên mua điện có thông báo và đủ điều kiện tăng số hộ sử dụng điện dùng chung công tơ hoặc có thông báo và đáp ứng đủ điều kiện tăng định mức sử dụng điện sinh hoạt đến thời điểm bên bán điện thực hiện điều chỉnh tăng;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
Điều 7.3.TT.36.29. Phương pháp tính giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm đối với hành vi vi phạm của bên mua điện
(Điều 29 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Trì hoãn việc thực hiện hợp đồng đã ký gây thiệt hại cho bên bán điện
a) Bồi thường cho bên bán điện bằng khoản thiệt hại trực tiếp mà bên bán điện phải chịu do hành vi vi phạm gây ra;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng mua bán điện và được căn cứ vào giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm.
Giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm được xác định bằng giá trị sản lượng điện theo thoả thuận trong hợp đồng và được tính toán căn cứ vào công suất đăng ký, thời gian đăng ký mua điện trong ngày, giá điện ghi trong hợp đồng mua bán điện và số ngày trì hoãn được xác định từ thời điểm cam kết thực hiện hợp đồng cho đến thời điểm hợp đồng được thực hiện theo công thức sau:
T = A × g × n
Trong đó:
T: Giá trị phần hợp đồng bị vi phạm (đồng);
A: Điện năng ngày xác định căn cứ vào các thông số đăng ký trong hợp đồng mua bán điện (công suất nhân với thời gian mua điện trong ngày);
g: Giá điện (đ/kWh) để tính bồi thường, được tính theo giá cao nhất trong hợp đồng mua bán điện đã ký;
n: Số ngày trì hoãn.
2. Sử dụng điện sai mục đích có mức giá cao hơn mức giá đã thoả thuận trong hợp đồng
a) Bồi thường thiệt hại cho bên bán điện bằng khoản tiền chênh lệch giá trong thời gian vi phạm mục đích sử dụng điện cộng với lãi suất của khoản tiền chênh lệch giá do hai bên thoả thuận trong hợp đồng. Trường hợp không xác định rõ thời điểm vi phạm mục đích sử dụng điện được tính với thời gian là 365 ngày;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng mua bán điện.
3. Sử dụng quá công suất đã đăng ký trong biểu đồ phụ tải được ghi trong hợp đồng mua bán điện vào giờ cao điểm
a) Bên mua điện phải bồi thường thiệt hại cho bên bán điện trong trường hợp gây thiệt hại cho bên bán điện;
b) Mức phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng và được căn cứ vào giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm.
Giá trị phần nghĩa vụ hợp đồng bị vi phạm được xác định theo công thức sau:
T= DP × t × g
Trong đó:
T: Giá trị phần hợp đồng bị vi phạm (đồng);
DP là phần công suất vi phạm trong giờ cao điểm bằng công suất sử dụng lớn nhất trừ công suất đăng ký trong biểu đồ phụ tải tại thời gian tương ứng;
t: Số giờ vi phạm thực tế (nếu dưới 01 giờ thì được tính là 01 giờ);
g: Giá bán điện trong giờ cao điểm theo biểu giá quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền trong thời gian tính bồi thường (đ/kWh).
4. Không kịp thời cắt điện hoặc giảm mức tiêu thụ điện khi nhận được thông báo của bên bán điện trong các trường hợp quy định tại Điều 27 Luật Điện lực.
a) Bên mua điện phải bồi thường thiệt hại cho bên bán điện trong trường hợp gây thiệt hại cho bên bán điện;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng.
5. Chậm thanh toán tiền điện
a) Việc xử lý chậm thanh toán tiền điện thực hiện theo quy định tại khoản 2 và khoản 4 Điều 23 Luật Điện lực;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thoả thuận trong hợp đồng.
6. Không thông báo cho bên bán điện khi giảm số hộ sử dụng điện dùng chung công tơ hoặc giảm định mức sử dụng điện sinh hoạt hoặc kê khai không đúng số người sử dụng điện để cấp định mức sử dụng điện sinh hoạt nhiều hơn thực tế
a) Bên mua điện phải trả cho bên bán điện số tiền chênh lệch trong thời gian vi phạm. Thời gian vi phạm được tính từ kỳ hóa đơn mà bên mua điện giảm số hộ sử dụng điện dùng chung công tơ hoặc giảm định mức sử dụng điện sinh hoạt nhưng không thông báo cho bên bán điện hoặc kê khai không đúng số người sử dụng điện để cấp định mức sử dụng điện sinh hoạt nhiều hơn thực tế đến thời điểm bên bán điện thực hiện điều chỉnh. Trường hợp bên mua điện không xuất trình được tài liệu chứng minh thời điểm giảm số hộ sử dụng điện dùng chung công tơ hoặc giảm định mức sử dụng điện sinh hoạt thì thời gian vi phạm được tính từ thời điểm kiểm tra số hộ sử dụng điện dùng chung công tơ hoặc định mức sử dụng điện sinh hoạt gần nhất của bên bán điện đến thời điểm bên bán điện thực hiện điều chỉnh giảm nhưng không quá 365 ngày;
b) Phạt vi phạm nghĩa vụ hợp đồng do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.27. Ngừng, giảm mức cung cấp điện)
Điều 7.3.NĐ.1.48. Điều tiết hoạt động điện lực
(Điều 48 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Nội dung điều tiết hoạt động điện lực được thực hiện theo quy định tại Khoản 1 Điều 66 Luật điện lực và Khoản 23 Điều 1 Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật điện lực.
2. Cơ quan Điều tiết điện lực là cơ quan giúp Bộ trưởng Bộ Công Thương thực hiện các nội dung điều tiết điện lực. Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ quy định cụ thể về tổ chức, chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn của Cơ quan Điều tiết điện lực.
Điều 7.3.TT.4.4. Phương pháp xác định tổng điện năng, tổng công suất phân bổ cho các tổng công ty điện lực khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện
(Điều 4 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Việc phân bổ điện năng, công suất cho các tổng công ty điện lực và các công ty điện lực cấp tỉnh chỉ thực hiện khi hệ thống điện quốc gia ở tình trạng thiếu nguồn điện và theo các căn cứ sau:
a) Phân bổ điện năng căn cứ trên kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm, tháng được duyệt;
b) Phân bổ công suất căn cứ trên kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần được duyệt.
2. Tổng sản lượng điện phân bổ theo tháng cho các tổng công ty điện lực được xác định như sau:
Trong đó:
- : Tổng sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tháng m;
- : Hệ số tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tháng m với tổng điện năng khả dụng của hệ thống trong tháng m. Hệ số được xác định căn cứ trên việc ước tính:
(i) Sản lượng điện tự dùng và tổn thất điện năng trên máy biến áp tăng áp của các nhà máy điện trong tháng m;
(ii) Tổng sản lượng điện của các phụ tải tại chỗ do các nhà máy điện cung cấp trong tháng m;
(iii) Tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải trong tháng m;
(iv) Tổng sản lượng điện xuất khẩu qua lưới điện truyền tải của toàn hệ thống trong tháng m (điện xuất khẩu không do các tổng công ty điện lực thực hiện).
- : Tổng điện năng khả dụng của hệ thống trong tháng m theo kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tháng được duyệt (bao gồm cả các nhà máy điện nhỏ có hợp đồng mua bán điện với tổng công ty điện lực hoặc công ty điện lực cấp tỉnh).
3. Tổng công suất phân bổ theo tuần cho các tổng công ty điện lực được xác định như sau:
Trong đó:
- : Tổng công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tuần w;
- : Hệ số tỷ lệ giữa tổng công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tuần w với tổng công suất khả dụng của hệ thống trong tuần w. Hệ số được xác định căn cứ trên việc ước tính:
(i) Tổng công suất tự dùng và tổn thất công suất trên máy biến áp tăng áp của các nhà máy điện trong tuần w;
(ii) Tổng công suất cực đại của các phụ tải tại chỗ do các nhà máy điện cung cấp trong tuần w;
(iii) Tổn thất công suất trên lưới điện truyền tải trong tuần w;
(iv) Công suất xuất khẩu cực đại qua lưới điện truyền tải của toàn hệ thống trong tuần w (công suất xuất khẩu không do các tổng công ty điện lực thực hiện).
- : Công suất khả dụng của hệ thống trong tuần w theo kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần được duyệt (bao gồm cả các nhà máy điện nhỏ có hợp đồng mua bán điện với các tổng công ty điện lực hoặc công ty điện lực cấp tỉnh).
4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định các hệ số và căn cứ trên việc cập nhật các thông tin vận hành hệ thống điện quốc gia nhằm đảm bảo phân bổ tối đa điện năng, công suất khả dụng của hệ thống cho các tổng công ty điện lực và báo cáo Bộ Công Thương để giám sát thực hiện.
Điều 7.3.TT.4.5. Phương pháp phân bổ sản lượng điện cho các tổng công ty điện lực
(Điều 5 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Sản lượng điện phân bổ theo tháng cho từng tổng công ty điện lực được xác định căn cứ theo tổng sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực và tỷ lệ thuận với nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn của từng tổng công ty điện lực theo kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia năm, tháng được duyệt, có xét ưu tiên cấp điện cho Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội và Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh.
2. Sản lượng điện phân bổ theo tháng cho từng tổng công ty điện lực được tính toán như sau:
Trong đó:
- : Sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho Tổng công ty điện lực i trong tháng m;
- : Nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn theo kế hoạch của Tổng công ty điện lực i trong tháng m;
- : Hệ số điều chỉnh cho Tổng công ty điện lực i.
- : Tổng nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn theo kế hoạch của các tổng công ty điện lực trong tháng m;
- : Tổng sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tháng m.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định hệ số điều chỉnh cho từng tổng công ty điện lực để đảm bảo phân bổ hết tổng sản lượng điện đầu nguồn trong tháng m , thông báo phương pháp tính và kết quả tính hệ số điều chỉnh cho các tổng công ty điện lực, đồng thời báo cáo Bộ Công Thương để giám sát thực hiện.
4. Sản lượng điện phân bổ hàng tuần cho các tổng công ty điện lực được xác định căn cứ trên sản lượng điện phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong kế hoạch phân bổ sản lượng điện tháng.
5. Sản lượng điện phân bổ theo ngày cho các tổng công ty điện lực được xác định cho ngày làm việc và ngày thứ Bảy, ngày Chủ Nhật căn cứ trên sản lượng điện phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong kế hoạch phân bổ sản lượng điện tuần.
Trường hợp sản lượng điện đầu nguồn thực tế của tổng công ty điện lực trong tuần lớn hơn sản lượng điện được phân bổ thì sản lượng điện vượt quá được khấu trừ vào sản lượng điện phân bổ cho tổng công ty điện lực này trong các tuần thực hiện phân bổ sản lượng điện tiếp theo.
Điều 7.3.TT.4.6. Phương pháp phân bổ sản lượng điện cho các công ty điện lực cấp tỉnh
(Điều 6 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Sản lượng điện phân bổ theo tháng cho từng công ty điện lực cấp tỉnh được xác định căn cứ theo sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho tổng công ty điện lực miền trong tháng và tỷ lệ thuận với nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn theo kế hoạch được duyệt của công ty điện lực cấp tỉnh đó trong tháng thực hiện phân bổ sản lượng điện.
2. Sản lượng điện phân bổ theo tháng cho từng công ty điện lực cấp tỉnh được tính toán như sau:
Trong đó:
- : Sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho công ty điện lực j trong tháng m;
- : Hệ số điều chỉnh cho công ty điện lực j;
- : Nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn theo kế hoạch của công ty điện lực j trong tháng m, được công ty điện lực j tính toán (bao gồm cả các phụ tải điện đấu nối vào lưới điện 110kV), đăng ký với Tổng công ty điện lực miền. Tổng công ty điện lực miền có trách nhiệm chuẩn xác nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn theo kế hoạch của các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc để thực hiện phân bổ sản lượng điện;
- : Hệ số tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của Tổng công ty điện lực miền i trong tháng m, tính từ điểm giao nhận điện của Tổng công ty điện lực miền i với hệ thống điện quốc gia đến điểm giao nhận với các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc;
- : Sản lượng điện đầu nguồn phân bổ cho Tổng công ty điện lực miền i trong tháng m.
3. Tổng công ty điện lực miền i có trách nhiệm xác định hệ số điều chỉnh cho từng công ty điện lực trực thuộc để đảm bảo phân bổ hết sản lượng điện đầu nguồn trong tháng m , thông báo phương pháp tính và kết quả tính hệ số điều chỉnh cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc, đồng thời báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để chỉ đạo và giám sát thực hiện.
4. Sản lượng điện phân bổ hàng tuần cho các công ty điện lực cấp tỉnh được xác định căn cứ trên sản lượng điện phân bổ cho các công ty điện lực cấp tỉnh trong kế hoạch phân bổ sản lượng điện tháng của Tổng công ty điện lực miền.
5. Sản lượng điện phân bổ theo ngày cho các công ty điện lực cấp tỉnh được xác định cho ngày làm việc và ngày thứ Bảy, ngày Chủ Nhật căn cứ trên sản lượng điện phân bổ cho các công ty điện lực cấp tỉnh trong kế hoạch phân bổ sản lượng điện tuần.
Trường hợp sản lượng điện đầu nguồn thực tế của công ty điện lực cấp tỉnh trong tuần lớn hơn sản lượng điện được phân bổ thì sản lượng điện vượt quá được tính khấu trừ vào sản lượng điện phân bổ cho công ty điện lực cấp tỉnh này trong các tuần thực hiện phân bổ sản lượng tiếp theo.
Điều 7.3.TT.4.7. Phương pháp phân bổ công suất cho tổng công ty điện lực
(Điều 7 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Công suất phân bổ cho từng tổng công ty điện lực trong tuần xảy ra tình trạng thiếu công suất được xác định căn cứ theo tổng công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tuần tương ứng và tỷ lệ thuận với nhu cầu công suất đầu nguồn của tổng công ty điện lực tại các giờ cao điểm của hệ thống theo kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tháng, tuần được duyệt, có xét ưu tiên cấp điện cho Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội và
Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh.
2. Công suất phân bổ theo tuần cho từng tổng công ty điện lực được tính toán như sau:
Trong đó:
- : Công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho tổng công ty điện lực I trong tuần w tại các giờ cao điểm của hệ thống;
- : Nhu cầu công suất đầu nguồn theo kế hoạch của tổng công ty điện lực i trong tuần w tại các giờ cao điểm của hệ thống;
- : Hệ số điều chỉnh cho tổng công ty điện lực i;
- : Tổng nhu cầu công suất đầu nguồn của các tổng công ty điện lực trong tuần w tại các giờ cao điểm của hệ thống;
- : Tổng công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tuần w.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định hệ số điều chỉnh cho từng tổng công ty điện lực để đảm bảo phân bổ hết tổng công suất cực đại đầu nguồn trong tuần w , thông báo phương pháp tính và kết quả tính hệ số điều chỉnh cho các tổng công ty điện lực, đồng thời báo cáo Bộ Công Thương để giám sát thực hiện.
Điều 7.3.TT.4.8. Phương pháp phân bổ công suất cho công ty điện lực cấp tỉnh
(Điều 8 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Công suất phân bổ theo tuần cho từng công ty điện lực cấp tỉnh được xác định căn cứ theo công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho tổng công ty điện lực miền và tỷ lệ thuận với nhu cầu công suất đầu nguồn của công ty điện lực cấp tỉnh tại các giờ cao điểm của hệ thống trong tuần thực hiện phân bổ công suất.
2. Công suất phân bổ theo tuần cho từng công ty điện lực cấp tỉnh được tính toán như sau:
Trong đó:
- : Công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho công ty điện lực j trong tuần w tại các giờ cao điểm của hệ thống;
- : Hệ số điều chỉnh cho công ty điện lực j.
- : Nhu cầu công suất đầu nguồn theo kế hoạch của công ty điện lực j trong tháng m tại các giờ cao điểm của hệ thống, được công ty điện lực j tính toán (bao gồm cả các phụ tải điện đấu nối vào lưới điện 110kV), đăng ký với Tổng công ty điện lực miền. Tổng công ty điện lực miền có trách nhiệm chuẩn xác nhu cầu công suất đầu nguồn của các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc tại các giờ cao điểm của hệ thống để thực hiện phân bổ công suất;
- : Hệ số tổn thất công suất trên lưới điện phân phối của Tổng công ty điện lực miền i trong tuần w, tính từ điểm giao nhận điện của Tổng công ty điện lực miền i với hệ thống điện quốc gia đến điểm giao nhận với các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc;
- : Công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho Tổng công ty điện lực I trong tuần w tại các giờ cao điểm của hệ thống.
3. Tổng công ty điện lực miền i có trách nhiệm xác định hệ số điều chỉnh cho từng công ty điện lực trực thuộc để đảm bảo phân bổ hết công suất cực đại đầu nguồn trong tuần w , thông báo phương pháp tính và kết quả tính hệ số điều chỉnh cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc, đồng thời báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để chỉ đạo và giám sát thực hiện.
Điều 7.3.TT.4.9. Nguyên tắc thực hiện điều hoà, tiết giảm điện
(Điều 9 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện, các tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm thực hiện các biện pháp để giảm thiểu ảnh hưởng của việc tiết giảm điện tới hoạt động sản xuất và đời sống nhân dân, cụ thể như sau:
a) Thực hiện các biện pháp tiết kiệm điện và quản lý nhu cầu phụ tải điện;
b) Thoả thuận với khách hàng sử dụng điện có nguồn điện dự phòng tại chỗ để khai thác các nguồn điện này khi xảy ra thiếu điện;
c) Thoả thuận với khách hàng công nghiệp - xây dựng về phương thức tiết giảm điện luân phiên khi hệ thống thiếu điện năng hoặc điều chỉnh kế hoạch sản xuất kinh doanh để giảm công suất tiêu thụ điện tại các giờ cao điểm khi hệ thống thiếu công suất; bố trí kế hoạch sản xuất hợp lý, xây dựng và thực hiện các phương án giảm nhu cầu sử dụng điện phù hợp với khả năng cung ứng điện.
2. Trong trường hợp đã thực hiện các biện pháp quy định tại khoản 1 Điều này mà sản lượng điện, công suất tiêu thụ của các tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh vẫn có khả năng vượt mức sản lượng điện, công suất được phân bổ thì việc tiết giảm điện phải được thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Thực hiện tiết giảm điện đối với khách hàng sử dụng điện trừ các khách hàng sử dụng điện quan trọng được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt theo Quy định về điều kiện, trình tự và thủ tục ngừng, giảm mức cung cấp điện ban hành theo Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN ngày 23 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp (Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN);
b) Ưu tiên cấp điện cho các sự kiện chính trị - xã hội quan trọng và các sự kiện khác theo chỉ đạo của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh;
c) Thực hiện tiết giảm điện theo kế hoạch được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt đảm bảo luân phiên, công bằng, không tiết giảm điện kéo dài đối với một khu vực hoặc một phụ tải điện, đáp ứng hợp lý nhu cầu điện cho sản xuất kinh doanh và sinh hoạt của nhân dân.
3. Trong quá trình thực hiện điều hoà, tiết giảm điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm cập nhật điện năng, công suất khả dụng và tăng trưởng phụ tải thực tế của toàn hệ thống để kịp thời điều chỉnh kế hoạch cung cấp điện; chỉ đạo các tổng công ty điện lực, công ty điện lực cấp tỉnh thực hiện kế hoạch cung cấp điện đã được điều chỉnh để đảm bảo vận hành ổn định hệ thống điện quốc gia và cung cấp điện tối đa khi điều kiện cho phép.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.LQ.27. Ngừng, giảm mức cung cấp điện)
Điều 7.3.TT.4.10. Kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia năm tới
(Điều 10 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Căn cứ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được duyệt, trường hợp hệ thống điện quốc gia có nguy cơ thiếu điện năng, trước ngày 15 tháng 11, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức lập kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia năm tới theo tháng cho các tổng công ty điện lực theo phương pháp quy định tại Điều 5 Thông tư này và báo cáo Bộ Công Thương chỉ đạo, giám sát thực hiện.
2. Kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia năm tới gồm các nội dung sau:
a) Thời gian dự kiến áp dụng phân bổ sản lượng điện;
b) Nhu cầu sản lượng điện đầu nguồn của từng tổng công ty điện lực trong các tháng hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng;
c) Điện năng khả dụng của hệ thống điện quốc gia từng tháng trong giai đoạn hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng;
d) Sản lượng điện phân bổ theo tháng cho từng tổng công ty điện lực trong giai đoạn thiếu điện năng tương ứng với điện năng khả dụng của hệ thống từng tháng.
3. Trước ngày 25 tháng 11 hàng năm, trường hợp hệ thống điện quốc gia năm tới thiếu điện năng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm phê duyệt và công bố kế hoạch phân bổ sản lượng điện cho từng tổng công ty điện lực trên trang thông tin điện tử của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 7.3.TT.4.11. Kế hoạch cung ứng điện tại địa phương năm tới
(Điều 11 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm, căn cứ kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia năm tới được duyệt, các Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Miền Trung, Miền Nam có trách nhiệm tính toán, phân bổ sản lượng điện theo tháng cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc theo phương pháp quy định tại Điều 6 Thông tư này, đồng thời báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Cục Điều tiết điện lực để theo dõi và giám sát thực hiện.
2. Trước ngày 05 tháng 12 hàng năm, căn cứ kế hoạch phân bổ sản lượng điện theo tháng của các Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Miền Trung, Miền Nam, các công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm lập kế hoạch cung ứng điện tại địa phương năm tới, trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt.
3. Trước ngày 05 tháng 12 hàng năm, căn cứ kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia năm tới được duyệt, Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm lập kế hoạch cung ứng điện năm tới, trình Ủy ban nhân dân thành phố phê duyệt.
4. Kế hoạch cung ứng điện tại địa phương năm tới phải bao gồm các nội dung sau:
a) Sản lượng điện được phân bổ, tỷ lệ sản lượng điện điều hòa, tiết giảm theo tháng và thời gian điều hòa, tiết giảm điện dự kiến tại địa phương;
b) Danh mục các khách hàng quan trọng thuộc diện không phải hạn chế khi thiếu điện được quy định tại Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN;
c) Phương án điều hòa, tiết giảm điện dự kiến đối với từng thành phần phụ tải điện và khách hàng sử dụng điện lớn theo sản lượng điện được phân bổ.
5. Sở Công Thương có trách nhiệm tham mưu cho Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt và công bố kế hoạch cung ứng điện tại địa phương năm tới trước ngày 15 tháng 12 hàng năm.
Điều 7.3.TT.4.12. Kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia tháng tới
(Điều 12 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp tháng tới hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, trước ngày
15 của tháng hiện tại, căn cứ trên kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia năm được duyệt và sản lượng điện năng khả dụng toàn hệ thống được cập nhật cho tháng tới, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức lập, phê duyệt kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia tháng tới theo tuần cho các tổng công ty điện lực và công bố trên trang thông tin điện tử của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đồng thời báo cáo Cục Điều tiết điện lực để theo dõi và giám sát thực hiện.
Trường hợp tháng tới hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng có thể gây ra suy giảm công suất khả dụng của các nhà máy thuỷ điện dẫn đến nguy cơ thiếu công suất toàn hệ thống, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định công suất khả dụng của hệ thống, tổng công suất cực đại đầu nguồn phân bổ cho các tổng công ty điện lực theo tuần theo phương pháp quy định tại Điều 7 Thông tư này.
2. Kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia tháng tới gồm các nội dung sau:
a) Thời gian dự kiến thực hiện phân bổ sản lượng điện;
b) Điện năng khả dụng của hệ thống từng tuần trong tháng;
c) Sản lượng điện phân bổ cho các tổng công ty điện lực từng tuần trong tháng;
d) Ước tính sản lượng điện tiết giảm dự kiến của hệ thống điện quốc gia trong tháng;
đ) Công suất phân bổ cho các tổng công ty điện lực từng tuần trong tháng và ước tính lượng công suất tiết giảm trong trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng dẫn đến nguy cơ thiếu công suất toàn hệ thống.
Điều 7.3.TT.4.13. Kế hoạch cung ứng điện tại địa phương tháng tới
(Điều 13 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp tháng tới hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, trước ngày 17 của tháng hiện tại, căn cứ trên kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia tháng tới được duyệt theo quy định tại Điều 12 Thông tư này, Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Miền Trung và Miền Nam phải thực hiện phân bổ sản lượng điện từng tuần trong tháng tới cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc theo phương pháp quy định tại Điều 6 Thông tư này, công bố trên trang thông tin điện tử của đơn vị, đồng thời báo cáo Tập đoàn điện lực Việt Nam và Cục Điều tiết điện lực để theo dõi và giám sát thực hiện.
2. Trước ngày 19 hàng tháng, trường hợp tháng tới hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, căn cứ trên kế hoạch cung ứng điện tại địa phương năm được duyệt theo quy định tại Điều 11 Thông tư này và sản lượng điện được Tổng công ty điện lực miền phân bổ trong tháng tới, các công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm lập kế hoạch cung ứng điện tại địa phương trong tháng tới trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt.
3. Trước ngày 19 hàng tháng, trường hợp tháng tới hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, căn cứ trên kế hoạch cung ứng điện tại địa phương năm được duyệt theo quy định tại Điều 11 Thông tư này và kế hoạch phân bổ sản lượng điện của hệ thống điện quốc gia tháng tới được duyệt, Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội và Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm lập kế hoạch cung ứng điện tại địa phương trong tháng tới trình Ủy ban nhân dân thành phố phê duyệt.
4. Kế hoạch cung ứng điện tại địa phương trong tháng tới được lập theo nguyên tắc quy định tại Điều 9 Thông tư này và phải bao gồm các nội dung sau:
a) Danh mục các khách hàng quan trọng không phải hạn chế khi thiếu điện được quy định tại Quyết định số 39/2005/QĐ (nếu có thay đổi);
b) Sản lượng điện phân bổ cho các thành phần phụ tải điện và các khách hàng lớn sử dụng điện phân phối và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
c) Phương thức điều hoà, tiết giảm điện đối với các thành phần phụ tải điện và các khách hàng sử dụng điện lớn.
5. Sở Công Thương có trách nhiệm tham mưu cho Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt và công bố kế hoạch cung ứng điện tại địa phương trong tháng tới trước ngày 22 của tháng hiện tại.
Điều 7.3.TT.4.14. Lập và thực hiện kế hoạch cung ứng điện tuần tại địa phương
(Điều 14 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, trước 11h00 ngày thứ Sáu tuần W, căn cứ kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tuần được duyệt theo quy định tại Điều 16 Thông tư số 09/2010/TT-BCT ngày 03 tháng 3 năm 2010 quy định trình tự thủ tục lập, phê duyệt và giám sát thực hiện kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia (Thông tư số 09/2010/TT-BCT), Tổng công ty điện lực miền có trách nhiệm hoàn thành việc lập kế hoạch phân bổ sản lượng điện cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc trong tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch phân bổ sản lượng điện tuần W+1 nếu cần thiết, đồng thời báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Cục Điều tiết điện lực để theo dõi và giám sát thực hiện.
2. Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, căn cứ kế hoạch phân bổ sản lượng điện của Tổng công ty điện lực miền, công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch cung ứng điện cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch cung ứng điện tuần W+1 nếu cần thiết, báo cáo Sở Công Thương tại địa phương để theo dõi và giám sát thực hiện.
3. Trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, căn cứ kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tuần được duyệt, Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch cung ứng điện cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch cung ứng điện tuần W+1 nếu cần thiết, báo cáo Sở Công Thương tại địa phương để theo dõi và giám sát thực hiện.
4. Kế hoạch cung ứng điện tuần tại địa phương được lập theo nguyên tắc quy định tại Điều 9 Thông tư này và căn cứ trên kế hoạch cung ứng điện tháng tại địa phương đã được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt, có xét đến những thay đổi về nhu cầu phụ tải điện tại địa phương trong các tuần trước đó.
5. Kế hoạch cung ứng điện tuần tại địa phương bao gồm các nội dung sau:
a) Sản lượng điện được phân bổ cho tuần W+1 và tuần W+2;
b) Kế hoạch cung ứng điện hàng ngày trên địa bàn tỉnh, thành phố bao gồm:
- Sản lượng điện phân bổ cho các thành phần phụ tải;
- Danh mục khách hàng sử dụng điện lớn bị tiết giảm điện;
- Sản lượng điện bị tiết giảm hàng ngày đối với các thành phần phụ tải điện, các khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối và đơn vị phân phối và bán lẻ điện;
- Các khu vực bị tiết giảm điện;
- Thời gian dự kiến tiết giảm điện.
6. Trình tự, thủ tục tiết giảm phụ tải điện được thực hiện theo quy định tại Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN và Thông tư số 09/2010/TT-BCT.
Điều 7.3.TT.4.15. Kế hoạch phân bổ công suất của hệ thống điện quốc gia
(Điều 15 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp hệ thống điện quốc gia có nguy cơ thiếu công suất theo kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm:
a) Xác định công suất khả dụng của hệ thống điện quốc gia từng ngày trong 02 tuần tới, mức thiếu hụt công suất hàng ngày và khoảng thời gian thiếu hụt công suất;
b) Lập kế hoạch phân bổ công suất cho các tổng công ty điện lực theo phương pháp quy định tại Điều 7 Thông tư này, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt.
2. Kế hoạch phân bổ công suất cho các tổng công ty điện lực bao gồm các nội dung sau:
a) Khoảng thời gian hệ thống điện quốc gia thiếu công suất;
b) Công suất khả dụng của hệ thống điện quốc gia từng ngày trong tuần;
c) Công suất phân bổ cho các tổng công ty điện lực;
d) Ước tính lượng công suất sẽ tiết giảm hàng ngày toàn hệ thống.
3. Kế hoạch phân bổ công suất cho các tổng công ty điện lực được lập đồng thời với lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tuần theo quy định tại Điều 16 Thông tư số 09/2010/TT-BCT.
4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về kế hoạch phân bổ công suất cho các tổng công ty điện lực, đồng thời công bố trên trang thông tin điện tử hệ thống điện tình trạng thiếu công suất và kế hoạch phân bổ công suất cho các tổng công ty điện lực.
Điều 7.3.TT.4.16. Lập và thực hiện kế hoạch tiết giảm công suất tại địa phương
(Điều 16 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu công suất, trước 9h00 ngày thứ Sáu tuần W, căn cứ trên kế hoạch phân bổ công suất được Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt, các Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Miền Trung và Miền Nam có trách nhiệm hoàn thành việc thực hiện phân bổ công suất cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh mức công suất phân bổ tuần W+1 cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này, đồng thời báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để theo dõi và giám sát thực hiện.
2. Trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh và các công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch tiết giảm công suất tại địa phương cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch tiết giảm công suất tuần W+1 theo nguyên tắc quy định tại Điều 9 Thông tư này và báo cáo Sở Công Thương tại địa phương để theo dõi và giám sát thực hiện.
3. Trình tự, thủ tục tiết giảm công suất phụ tải điện được thực hiện theo quy định tại Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN và Thông tư số 09/2010/TT-BCT.
4. Trường hợp công suất thực tế vận hành theo giờ của các tổng công ty điện lực và các công ty điện lực cấp tỉnh lớn hơn công suất phân bổ theo kế hoạch thì Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và các đơn vị điều độ hệ thống điện miền được phép thực hiện các biện pháp sa thải phụ tải khẩn cấp để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
Điều 7.3.TT.4.17. Phân bổ công suất và tiết giảm điện khi xảy ra thiếu công suất cục bộ
(Điều 17 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Trường hợp có nguy cơ xảy ra nghẽn mạch trên lưới điện truyền tải dẫn đến thiếu công suất cục bộ hoặc không đảm bảo tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm:
a) Xác định các khu vực thiếu công suất cục bộ và các khu vực có nguy cơ không đảm bảo tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện, khoảng thời gian xảy ra thiếu công suất cục bộ;
b) Xác định công suất cực đại có thể cung cấp cho khu vực thiếu công suất và ước tính lượng công suất thiếu hụt;
c) Lập kế hoạch phân bổ công suất tại khu vực thiếu công suất cục bộ cho các tổng công ty điện lực chịu ảnh hưởng, trình Tập đoàn điện lực Việt Nam phê duyệt và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để theo dõi, giám sát thực hiện.
2. Kế hoạch phân bổ công suất cho các tổng công ty điện lực được lập đồng thời với lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia tuần theo quy định tại Điều 16 Thông tư số 09/2010/TT-BCT.
3. Trước 9h00 ngày thứ Sáu tuần W, các tổng công ty điện lực miền trong khu vực thiếu công suất cục bộ có trách nhiệm hoàn thành việc thực hiện phân bổ công suất cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh mức công suất phân bổ tuần W+1 cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc chịu ảnh hưởng căn cứ kế hoạch phân bổ công suất tại khu vực thiếu công suất cục bộ được duyệt, đồng thời báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để theo dõi và giám sát thực hiện.
4. Trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh và các công ty điện lực cấp tỉnh trong khu vực thiếu công suất cục bộ có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch tiết giảm công suất tại địa phương cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh kế hoạch tiết giảm công suất tuần W+1 theo nguyên tắc quy định tại Điều 9 Thông tư này và báo cáo Sở Công Thương tại địa phương để theo dõi và giám sát thực hiện.
5. Trình tự, thủ tục tiết giảm công suất phụ tải điện được thực hiện theo quy định tại Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN và Thông tư số 09/2010/TT-BCT.
6. Trong quá trình điều độ vận hành hệ thống điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia và các đơn vị điều độ hệ thống điện miền được phép thực hiện các biện pháp sa thải phụ tải khẩn cấp để đảm bảo an ninh hệ thống điện trong các trường hợp sau đây:
a) Trong trường hợp khẩn cấp khi xảy ra nghẽn mạch trên lưới điện truyền tải dẫn đến nguy cơ thiếu công suất cục bộ hoặc không đảm bảo tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện;
b) Công suất thực tế vận hành theo giờ của các tổng công ty điện lực và các công ty điện lực cấp tỉnh lớn hơn công suất được phân bổ theo kế hoạch.
Điều 7.3.TT.4.18. Chế độ báo cáo của công ty điện lực cấp tỉnh
(Điều 18 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Báo cáo tuần
Trước 11h00 ngày thứ Sáu tuần W, công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm báo cáo Tổng công ty điện lực miền, Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh, Sở Công Thương tình hình cung ứng điện tại địa phương từ ngày thứ Sáu tuần W-1 đến ngày thứ Năm tuần W, gồm các nội dung sau:
a) Sản lượng điện, công suất cực đại phân bổ và thực hiện của công ty điện lực cấp tỉnh từng ngày trong tuần;
b) Ước tính sản lượng điện, công suất phụ tải bị tiết giảm từng ngày trong tuần.
Báo cáo tuần của công ty điện lực cấp tỉnh thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tuần về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Báo cáo tháng
Trước ngày 05 hàng tháng, công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm báo cáo Tổng công ty điện lực miền, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh, Sở Công Thương tình hình cung ứng và tiết giảm điện tại địa phương của tháng liền trước, gồm các nội dung sau:
a) Sản lượng điện, công suất cực đại phân bổ và thực hiện của công ty điện lực trong tháng;
b) Ước tính sản lượng điện, công suất phụ tải bị tiết giảm trong tháng;
c) Thực hiện phân bổ sản lượng điện, công suất tiết giảm cho các thành phần phụ tải điện và khách hàng sử dụng điện lớn trên địa bàn tỉnh;
d) Phân tích, làm rõ nguyên nhân trong trường hợp việc thực hiện cung ứng điện thực tế khác với kế hoạch cung ứng điện tháng đã được Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt.
Báo cáo tháng của công ty điện lực cấp tỉnh được thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tháng về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc 1 kem theo Thong tu so 34-2011-TT-BTC.doc
Điều 7.3.TT.4.19. Chế độ báo cáo của Tổng công ty điện lực
(Điều 19 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Báo cáo tuần
a) Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm báo cáo Uỷ ban nhân dân thành phố, Sở Công Thương tình hình cung ứng điện tại địa phương theo quy định tại khoản 1 Điều 18 Thông tư này;
b) Trước 14h00 thứ sáu tuần W, tổng công ty điện lực có trách nhiệm báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Cục Điều tiết điện lực tình hình cung ứng và tiết giảm điện từ ngày thứ Sáu tuần W-1 đến ngày thứ Năm tuần W, gồm các nội dung sau:
- Sản lượng điện, công suất cực đại phân bổ và thực hiện của tổng công ty điện lực từng ngày trong tuần;
- Sản lượng điện, công suất phân bổ cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc và tình hình thực hiện tiết giảm phụ tải điện của các công ty điện lực cấp tỉnh (đối với các tổng công ty điện lực miền);
- Phân tích, làm rõ nguyên nhân trong trường hợp sản lượng điện, công suất thực tế sai khác so với mức được phân bổ từ 10% trở lên.
Báo cáo tuần của tổng công ty điện lực được thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tuần về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Báo cáo tháng
a) Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm báo cáo Uỷ ban nhân dân thành phố, Sở Công Thương tình hình cung ứng điện tại địa phương theo quy định tại khoản 2 Điều 18 Thông tư này;
b) Trước ngày 07 hàng tháng, tổng công ty điện lực có trách nhiệm báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Cục Điều tiết điện lực về tình hình cung ứng điện của tháng trước. Nội dung báo cáo bao gồm:
- Sản lượng điện, công suất cực đại phân bổ và thực hiện của tổng công ty điện lực từng tuần trong tháng và cả tháng;
- Ước tính sản lượng điện, công suất phụ tải bị tiết giảm từng tuần trong tháng;
- Sản lượng điện, công suất phân bổ cho các công ty điện lực cấp tỉnh trực thuộc và tình hình thực hiện tiết giảm phụ tải điện của các công ty điện lực cấp tỉnh (đối với các tổng công ty điện lực miền);
- Tổng hợp, ước tính tổng sản lượng điện, công suất bị tiết giảm lớn nhất đối với các thành phần phụ tải trong cả tháng trong địa bàn tổng công ty điện lực quản lý;
- Phân tích, làm rõ nguyên nhân trong trường hợp tổng sản lượng điện, công suất cực đại thực tế sai khác so mức được phân bổ từ 5% trở lên.
Báo cáo tháng của tổng công ty điện lực được thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tháng về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc 2 kem theo Thong tu so 34-2011-TT-BTC.doc
Điều 7.3.TT.4.20. Chế độ báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
(Điều 20 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Báo cáo tuần
Trước 16h00 thứ sáu tuần W, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện hệ thống điện quốc gia từ ngày thứ Sáu tuần W-1 đến ngày thứ Năm tuần W, gồm các nội dung sau:
a) Sản lượng điện, công suất khả dụng của hệ thống và sản lượng điện, công suất phân bổ cho các tổng công ty điện lực trong tuần;
b) Công suất cực đại, sản lượng điện từng ngày và tổng sản lượng điện thực hiện của toàn hệ thống và của từng tổng công ty điện lực trong tuần.
Báo cáo tuần của Tập đoàn Điện lực Việt Nam được thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tuần về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Báo cáo tháng
Trước ngày 10 hàng tháng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương và Cục Điều tiết điện lực về tình hình cung cấp điện của tháng trước, gồm các nội dung sau:
a) Sản lượng điện, công suất khả dụng của hệ thống và sản lượng điện, công suất phân bổ cho các tổng công ty điện lực từng tuần trong tháng;
b) Công suất cực đại, sản lượng điện từng tuần và tổng sản lượng điện thực hiện của hệ thống và của từng tổng công ty điện lực trong tháng;
c) Ước tính sản lượng điện, công suất cực đại bị tiết giảm của từng tổng công ty điện lực và của toàn hệ thống từng tuần trong tháng;
d) Tổng hợp, ước tính tổng sản lượng điện, công suất cực đại bị tiết giảm đối với các thành phần phụ tải điện trong tháng của toàn hệ thống;
đ) Phân tích, làm rõ nguyên nhân trong trường hợp sản lượng điện thực hiện của toàn hệ thống khác với kế hoạch vận hành tháng và năm được duyệt từ 5% trở lên.
Báo cáo tháng của Tập đoàn Điện lực Việt Nam được thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tháng về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này.
Phu luc 3 kem theo Thong tu so 34-2011-TT-BTC.doc
Điều 7.3.TT.4.21. Giám sát cung ứng điện khi hệ thống điện thiếu nguồn điện
(Điều 21 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Tổng công ty điện lực có trách nhiệm:
a) Giám sát việc thực hiện sản lượng điện tối đa cho phép và công suất phân bổ tại các công ty điện lực cấp tỉnh, đảm bảo các công ty điện lực cấp tỉnh thực hiện đúng sản lượng điện, công suất được phân bổ;
b) Giám sát công tác tiết giảm điện của các công ty điện lực cấp tỉnh, đảm bảo việc tiết giảm điện đối với các thành phần phụ tải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại Điều 9 Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Giám sát việc thực hiện sản lượng điện tối đa cho phép và công suất phân bổ tại các tổng công ty điện lực, đảm bảo các tổng công ty điện lực thực hiện đúng sản lượng điện, công suất được phân bổ;
b) Giám sát công tác cung ứng điện của các tổng công ty điện lực và các công ty điện lực cấp tỉnh, đảm bảo việc tiết giảm điện đối với các thành phần phụ tải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại Điều 9 Thông tư này.
3. Sở Công Thương có trách nhiệm:
a) Giám sát việc cung ứng điện của công ty điện lực tại địa phương theo sản lượng điện, công suất được phân bổ;
b) Giám sát công tác cung ứng điện tại địa phương theo kế hoạch được duyệt và các nguyên tắc tiết giảm điện quy định tại Điều 9 Thông tư này;
c) Giám sát việc sử dụng điện của các khách hàng sử dụng điện có biểu đồ phụ tải điện đã thỏa thuận với công ty điện lực cấp tỉnh tại địa phương.
4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát vận hành hệ thống điện quốc gia và các vùng miền, giám sát chung về phân bổ và thực hiện sản lượng điện, công suất khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện đảm bảo theo đúng các nguyên tắc quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.LQ.67. Thanh tra chuyên ngành điện lực
(Điều 67 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 1 Luật số 24/2012/QH13 có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2013)
Thanh tra chuyên ngành điện lực thực hiện theo quy định của pháp luật về thanh tra.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 18.3.NĐ.1.23. Nội dung thanh tra chuyên ngành về lĩnh vực năng lượng; Điều 7.3.TT.5.27. Kiểm tra, giám sát trong quá trình vận hành khai thác công trình thủy điện)
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH
Điều 7.3.LQ.68. Quy định đối với tổ chức, cá nhân đang hoạt động điện lực
(Điều 68 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
1. Hợp đồng hoặc thỏa thuận bằng văn bản liên quan đến hoạt động điện lực đã tồn tại trước thời điểm Luật này có hiệu lực vẫn có giá trị thực hiện theo thời hạn đã được ghi trong hợp đồng hoặc thỏa thuận đó.
2. Sau khi Luật này có hiệu lực, những sửa đổi, bổ sung trong hợp đồng hoặc thỏa thuận quy định tại khoản 1 Điều này phải được thực hiện theo quy định của Luật này.
3. Chính phủ quy định điều kiện và thời gian tổ chức, cá nhân đang hoạt động điện lực tiến hành điều chỉnh cơ cấu, tổ chức và hoạt động phù hợp với quy định của Luật này.
Điều 7.3.NĐ.2.28. Trách nhiệm tổ chức thực hiện
1. Nội dung chuyển tiếp
a) Những dự án đầu tư xây dựng đường dây dẫn điện cao áp trên không đã được phê duyệt thiết kế kỹ thuật trước ngày Nghị định này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục được thực hiện theo thiết kế đã được phê duyệt hoặc sửa đổi thiết kế cho phù hợp với quy định tại Nghị định này.
b) Đối với đường dây dẫn điện cao áp trên không đang vận hành sử dụng dây bọc chưa đáp ứng được yêu cầu về cách điện quy định tại điểm b khoản 2 Điều 1 Nghị định này thì khi cải tạo đường dây, thay dây phải thực hiện theo quy định tại Nghị định này.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Nghị định này./.
Điều 7.3.TT.35.16. Thực hiện công tác kiểm tra
(Điều 16 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra việc thực hiện Thông tư này trong phạm vi cả nước; giải quyết các vướng mắc và đề xuất các nội dung để báo cáo Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư này.
2. Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương kiểm tra việc thực hiện Thông tư này trong phạm vi quản lý; giải quyết các vướng mắc và kiến nghị Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư này.
Điều 7.3.TT.35.17. Trách nhiệm thực hiện
(Điều 17 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020)
1. Cục Điều tiết điện lực là cơ quan tiếp nhận và giải quyết các thủ tục thẩm định hồ sơ đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với giấy phép thuộc thẩm quyền cấp của Cục Điều tiết điện lực và Bộ Công Thương.
2. Sở Công Thương là cơ quan tiếp nhận và giải quyết các thủ tục thẩm định hồ sơ đề nghị cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với giấy phép thuộc thẩm quyền cấp của Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương khi được ủy quyền.
3. Trước ngày 01 tháng 3 hàng năm, Sở Công Thương báo cáo Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương về tình hình cấp giấy phép hoạt động điện lực tại địa phương của năm trước theo Mẫu 5 Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này bằng phương thức gửi trực tiếp hoặc gửi qua dịch vụ bưu chính hoặc gửi qua hệ thống thư điện tử.
Điều 7.3.TT.18.20. Quy định chuyển tiếp
(Điều 20 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Các dự án đã và đang triển khai trước ngày Thông tư này có hiệu lực được thực hiện theo quy định tại Điều 72 của Nghị định số 15/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của Chính phủ về đầu tư theo hình thức đối tác công tư.
2. MOU của dự án được ký kết trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành không phải ký lại theo quy định của Thông tư này.
3. PA của dự án được ký kết trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành không phải ký lại theo quy định của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.19.10. Điều khoản chuyển tiếp
(Điều 10 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
1. Đối với các đề án Quy hoạch đã ký kết hợp đồng trước ngày Thông tư này có hiệu lực, việc thanh toán, quyết toán chi phí lập Quy hoạch phải căn cứ theo nội dung của hợp đồng đã ký kết. Trường hợp nội dung hợp đồng có thỏa thuận được điều chỉnh giá khi Nhà nước thay đổi định mức chi phí Quy hoạch, các bên liên quan cần xác định cụ thể khối lượng công việc chưa hoàn thành để điều chỉnh phù hợp với quy định tại Thông tư này.
2. Trường hợp các đề án lập Quy hoạch đã phê duyệt kết quả đấu thầu nhưng chưa ký kết hợp đồng, cấp có thẩm quyền phê duyệt chi phí lập đề án Quy hoạch quyết định việc áp dụng theo các quy định tại Thông tư này.
Điều 7.3.TT.20.13. Điều khoản chuyển tiếp
(Điều 13 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
Đối với các hợp đồng mua bán điện được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, hai bên có trách nhiệm thỏa thuận, ký kết phụ lục sửa đổi theo quy định của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.22.21.7. Điều khoản chuyển tiếp
Các hồ sơ đề nghị cấp Giấy phép, Giấy chứng nhận, Giấy xác nhận đã được cơ quan thực hiện thủ tục hành chính tiếp nhận trước ngày Thông tư này có hiệu lực thì trình tự, thủ tục được thực hiện theo quy định hiện hành tại thời điểm tiếp nhận hồ sơ.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.21.10. Tổ chức thực hiện)
Điều 7.3.TT.23.77. Quy định về chuyển tiếp
(Điều 77 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Đối với Hệ thống đo đếm có cấp điện áp từ 110 kV trở lên hoặc đo đếm giữa nhà máy điện với lưới điện đã vận hành hoặc có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà chưa đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này, các đơn vị có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp thiết bị đo đếm đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này khi thiết bị đo đếm hết thời hạn sử dụng hoặc phải thay thế.
2. Đối với Hệ thống đo đếm hiện hữu cấp điện áp trung áp hoặc công tơ đo đếm 03 pha cấp điện áp hạ áp mà chưa đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này, trong thời hạn 05 năm kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, các đơn vị có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp thiết bị đo đếm đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này.
3. Trường hợp không thực hiện đúng quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này, đơn vị phải báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết.
Điều 7.3.TT.24.13. Điều khoản chuyển tiếp
(Điều 13 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
Đối với các hợp đồng mua bán điện được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, hai bên có trách nhiệm thỏa thuận, ký kết phụ lục sửa đổi theo quy định của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.27.13. Quy định chuyển tiếp
(Điều 13 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
1. Đối với các dự án nhà máy điện đầu tư theo hình thức PPP đã được giao quyền phát triển dự án, đã ký kết MOU trước ngày Thông tư này có hiệu lực nhưng chưa ký kết chính thức các tài liệu và Hợp đồng PPP thì trong thời hạn 90 ngày làm việc kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, Bộ Công Thương và Chủ đầu tư thực hiện ký bổ sung MOU trong đó chỉ bao gồm các mốc tiến độ phát triển dự án còn lại và áp dụng cơ chế xử lý vi phạm quy định tại Chương II của Thông tư này.
2. Đối với các dự án nhà máy điện đầu tư theo hình thức PPP đã được giao quyền phát triển dự án trước ngày Thông tư này có hiệu lực nhưng chưa ký kết MOU thì thực hiện toàn bộ quy định tại Chương II của Thông tư này.
3. Đối với các dự án nhà máy điện đầu tư không theo hình thức PPP đã được giao quyền phát triển dự án trước ngày Thông tư này có hiệu lực nhưng chưa có Bảo đảm thực hiện dự án đầu tư thì trong thời hạn 90 ngày làm việc kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, Chủ đầu tư thực hiện lập bổ sung và gửi Bộ Công Thương bản Cam kết phát triển dự án. Trong đó, nội dung bản Cam kết phát triển dự án chỉ bao gồm các mốc tiến độ phát triển dự án còn lại tới thời điểm có Bảo đảm thực hiện dự án đầu tư, các bước tiếp theo của dự án áp dụng cơ chế xử lý vi phạm quy định tại Chương III của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.33.18. Quy định về chuyển tiếp
(Điều 18 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Các dự án điện gió đã vận hành phát điện trước ngày 01 tháng 11 năm 2018 được ký lại Hợp đồng mua bán điện với Bên mua điện để được áp dụng giá mua bán điện quy định tại Khoản 7 Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg kể từ ngày 01 tháng 11 năm 2018 đến hết thời hạn còn lại của Hợp đồng mua bán điện đã ký.
Điều 7.3.TT.34.16. Điều khoản chuyển tiếp
(Điều 16 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Đối với phương án phòng chống lũ lụt vùng hạ du đập thủy điện
Phương án phòng chống lũ lụt vùng hạ du đập thủy điện được phê duyệt theo quy định tại Nghị định số 72/2007/NĐ-CP tiếp tục có hiệu lực thi hành đến khi có phương án ứng phó với tình huống khẩn cấp được phê duyệt theo quy định tại Nghị định số 114/2018/NĐ-CP.
2. Đối với kiểm định an toàn đập thủy điện
Đối với những đập đã được kiểm định theo quy định tại Nghị định số 72/2007/NĐ-CP trước ngày Nghị định số 114/2018/NĐ-CP có hiệu lực thi hành thì lần kiểm định đập, hồ chứa tiếp theo được tính theo quy định tại Nghị định số 72/2007/NĐ-CP.
Điều 7.3.LQ.69. Hiệu lực thi hành
(Điều 69 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Luật này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 7 năm 2005.
Điều 7.3.LQ.70. Hướng dẫn thi hành
(Điều 70 Luật số 28/2004/QH11, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/07/2005)
Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành Luật này.
1. Luật này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 7 năm 2013.
2. Chính phủ, cơ quan có thẩm quyền quy định chi tiết, hướng dẫn thi hành các điều, khoản được giao trong Luật.
Điều 7.3.LQ.72. Hiệu lực thi hành
Luật này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 01 năm 2019.
Điều 7.3.TT.35.18. Hiệu lực thi hành
(Điều 18 Thông tư số 21 /2020/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2020, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 10/2023/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 09/06/2023)
Phu luc Thong tu so 10-2023 sua doi thong tu so 21-2020.doc
Điều 7.3.NĐ.1.50. Hiệu lực thi hành
(Điều 50 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Nghị định này có hiệu lực thi hành từ ngày 10 tháng 12 năm 2013.
2. Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực hết hiệu lực thi hành từ ngày Nghị định này có hiệu lực.
Điều 7.3.NĐ.1.51. Trách nhiệm thi hành
(Điều 51 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2013)
1. Bộ trưởng Bộ Công Thương hướng dẫn thi hành các điều, khoản được giao trong Luật Điện lực, Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực và Nghị định này; hướng dẫn những nội dung cần thiết khác của Nghị định để đáp ứng yêu cầu quản lý nhà nước.
Điều 7.3.NĐ.1.52. Hiệu lực thi hành và thực hiện
1. Nghị định này có hiệu lực thi hành từ ngày ký ban hành.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương chịu trách nhiệm hướng dẫn và thi hành Nghị định này.
Điều 7.3.NĐ.2.26. Hiệu lực thi hành
(Điều 26 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
Nghị định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15 tháng 4 năm 2014; thay thế các Nghị định số 106/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật điện lực về bảo vệ công trình lưới điện cao áp, Nghị định số 81/2009/NĐ-CP ngày 12 tháng 10 năm 2009 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 106/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005.
Điều 7.3.NĐ.2.27. Tổ chức thực hiện
(Điều 27 Nghị định số 14/2014/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/04/2014)
Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Nghị định này.
Điều 7.3.NĐ.2.29. Điều khoản thi hành
(Điều 4 Nghị định số 51/2020/NĐ-CP, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/04/2020)
Nghị định này có hiệu lực thi hành từ ngày ký ban hành.
Điều 7.3.QĐ.4.17. Hiệu lực thi hành
(Điều 17 Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/08/2011)
Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20 tháng 8 năm 2011.
Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương; Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị và tổ chức liên quan đến hoạt động phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam có trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.4.18. Hiệu lực thi hành
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 11 năm 2018.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị và tổ chức liên quan đến hoạt động phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam có trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.5.14. Hiệu lực thi hành
(Điều 14 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25 tháng 12 năm 2013; Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam hết hiệu lực từ ngày Quyết định này có hiệu lực.
Điều 7.3.QĐ.5.15. Trách nhiệm thi hành
(Điều 15 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm hướng dẫn, triển khai thực hiện Quyết định này.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.6.17. Hiệu lực thi hành
(Điều 17 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/05/2014)
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10 tháng 5 năm 2014.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương; Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị và tổ chức liên quan đến hoạt động phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam có trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.6.18. Hiệu lực thi hành
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành từ ngày 25 tháng 4 năm 2020.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị và tổ chức liên quan đến hoạt động phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam có trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.7.16. Hiệu lực thi hành
(Điều 16 Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/06/2014)
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20 tháng 6 năm 2014
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng Cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương; Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị và tổ chức liên quan đến hoạt động phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn tại Việt Nam có trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.8.2. Hiệu lực thi hành
(Điều 2 Quyết định số 60/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/12/2014)
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15 tháng 12 năm 2014.
2. Hộ chính sách xã hội quy định tại Điều 1 Quyết định này được hưởng chính sách hỗ trợ tiền điện từ thời điểm Quyết định số 28/2014/QĐ-TTg có hiệu lực.
Điều 7.3.QĐ.8.3. Trách nhiệm thi hành
(Điều 3 Quyết định số 60/2014/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/12/2014)
Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.QĐ.9.12. Hiệu lực thi hành
(Điều 12 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 22/05/2020)
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành từ ngày 22 tháng 5 năm 2020.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị và tổ chức liên quan đến hoạt động phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam có trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.TL.1.13. Tổ chực thực hiện
(Điều 13 Thông tư liên tịch số 06/2001/TTLT-BCN-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/08/2001)
1. Các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương phân công một đồng chí lãnh đạo UBND tỉnh chỉ đạo các cơ quan chức năng của tỉnh, thành phố và Hội đồng định giá tài sản tỉnh thực hiện việc giao nhận lưới điện trung áp nông thôn.
2. Tổng Công ty Điện lực Việt Nam chỉ đạo các Công ty Điện lực và Điện lực các tỉnh tạo điều kiện thuận lợi cho Hội đồng ĐGTS tỉnh thực hiện nhiệm vụ, tổ chức tiếp nhận và quản lý lưới điện trung áp nông thôn.
3. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký và thay thế các văn bản: Thông tư 04/1999 TTLT/BCN-BTC ngày 27 tháng 8 năm 1999 của Liên Bộ Công nghiệp-Tài chính, văn bản số 2299 TC/TCDN ngày 07 tháng 6 năm 2000 của Bộ trưởng Bộ Tài chính và văn bản 1465/CV-TCKT ngày 18 tháng 4 năm 2001 của Bộ Công nghiệp. Trong quá trình thực hiện những vướng mắc nảy sinh cần được báo cáo về Bộ Công nghiệp, Bộ Tài chính để kịp thời giải quyết.
(Điều 7 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
1. Quyết định này có hiệu lực sau 15 ngày, kể từ ngày đăng Công báo và thay thế Quyết định số 54/2001/QĐ-BCN ngày 14 tháng 11 năm 2001 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp về việc ban hành Quy định sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp.
2. Các cơ quan, tổ chức, đơn vị đã được Bộ Quốc phòng và Bộ Công an cho phép sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp theo quy định tại Quyết định số 54/2001/QĐ-BCN không phải làm thủ tục để xin phép lại nhưng phải đáp ứng các tiêu chuẩn và điều kiện quy định tại Quyết định này.
3. Các cơ quan, tổ chức đã được các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ và Uỷ ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương cho phép sử dụng điện làm phương tiện bảo vệ trực tiếp theo quy định tại Quyết định số 54/2001/QĐ-BCN phải làm thủ tục xin phép Bộ Công an theo quy định tại khoản 4 Điều 59 Luật Điện lực.
(Điều 8 Quyết định số 07/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 14/05/2006)
Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Uỷ ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Hội đồng quản trị, Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực Việt Nam và Thủ trưởng các cơ quan, đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
(Điều 2 Quyết định số 19/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 19/09/2006)
Quyết định này có hiệu lực sau 15 ngày, kể từ ngày đăng Công báo và thay thế Quyết định số 507/ĐL-KT ngày 22 tháng 12 năm 1984 của Bộ Điện lực (nay là Bộ Công nghiệp). Quy phạm này áp dụng trong toàn ngành điện, thống nhất áp dụng trên toàn quốc trong các lĩnh vực thiết kế, lắp đặt các công trình điện.
(Điều 3 Quyết định số 19/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 19/09/2006)
Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Uỷ ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Quyết định này có hiệu lực sau 15 ngày kể từ ngày đăng Công báo và thay thế Quyết định số 57/2000/QĐ-BCN ngày 25 tháng 9 năm 2000 của Bộ Công nghiệp về việc ban hành Quy định kỹ thuật lưới điện nông thôn áp dụng cho dự án điện nông thôn. Quy định này áp dụng thống nhất trong toàn quốc trên các lĩnh vực thiết kế, lắp đặt trong các công trình điện khí hoá nông thôn.
(Điều 3 Quyết định số 44/2006/QĐ-BCN, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2007)
Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Uỷ ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
(Điều 3 Quyết định số 12/2008/QĐ-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 13/07/2008)
Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Cục trưởng thuộc Bộ, Giám đốc Sở Công Thương tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
(Điều 2 Thông tư số 40/2009/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/04/2010)
Thông tư này có hiệu lực sau 45 ngày kể từ ngày đăng Công báo. Bộ Quy chuẩn trên sẽ thay thế Quy phạm thi công công trình điện ký hiệu TCN-1-84, Quy phạm vận hành nhà máy điện và lưới điện ký hiệu QPNL-01-90 và Tiêu chuẩn ngành về Khối lượng và tiêu chuẩn thử nghiệm, nghiệm thu, bàn giao các công trình điện ký hiệu TCN-26-87.
(Điều 3 Thông tư số 40/2009/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/04/2010)
Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Uỷ ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.TT.2.33. Hiệu lực thi hành
(Điều 33 Thông tư số 40/2010/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27/01/2011)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 27 tháng 01 năm 2011.
2. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc thì tổ chức, cá nhân báo cáo Bộ Công Thương để sửa đổi, bổ sung cho phù hợp.
(Điều 2 Thông tư số 04/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/04/2011)
Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 4 năm 2011.
(Điều 3 Thông tư số 04/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/04/2011)
Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ, Uỷ ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này.
Điều 7.3.TT.4.22. Tổ chức thực hiện
(Điều 22 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này nếu có vấn đề vướng mắc, các đơn vị có liên quan phải kịp thời báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.4.23. Hiệu lực thi hành
(Điều 23 Thông tư số 34/2011/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/10/2011)
Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24 tháng 10 năm 2011.
Điều 7.3.TT.5.28. Tổ chức thực hiện
(Điều 28 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 27 Thông tư số 42/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/02/2020)
1. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có trách nhiệm tổ chức, hướng dẫn và phối hợp với Sở Công Thương các tỉnh có dự án thủy điện kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. UBND các tỉnh có dự án thủy điện chỉ đạo các cơ quan, đơn vị liên quan trên địa bàn triển khai thực hiện Thông tư này.
3. Định kỳ 6 tháng, trước ngày 20 tháng 6 và trước ngày 20 tháng 12 hàng năm, UBND các tỉnh có dự án thủy điện trên địa bàn gửi báo cáo tình hình thực hiện quản lý quy hoạch, đầu tư xây dựng và vận hành khai thác các dự án thủy điện trên địa bàn đến Bộ Công Thương (Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo) bằng văn bản kèm theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này qua dịch vụ bưu chính.
Phu luc 3 Kem theo Thong tu so 43.2012.TT-BCT.doc
Điều 7.3.TT.5.29. Hiệu lực thi hành
(Điều 29 Thông tư số 43/2012/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/02/2013)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10 tháng 02 năm 2013. Các quy định, văn bản hướng dẫn của Bộ Công Thương (trước đây là Bộ Công nghiệp) đã ban hành liên quan đến quản lý quy hoạch, đầu tư xây dựng dự án thủy điện và vận hành khai thác công trình thủy điện trái với quy định tại Thông tư này đều bị bãi bỏ.
2. Các quy hoạch thủy điện đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt theo đúng quy định trước khi Thông tư này có hiệu lực thi hành tiếp tục thực hiện theo quyết định đã ban hành.
3. Việc điều chỉnh, bổ sung các quy hoạch thủy điện đã được cấp có thẩm quyền phê duyệt thực hiện theo quy định tại Thông tư này.
4. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vướng mắc, đề nghị các tổ chức, cá nhân phản ánh bằng văn bản về Bộ Công Thương (thông qua Tổng cục Năng lượng) để xem xét, giải quyết.
Điều 7.3.TT.5.30. Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12 tháng 11 năm 2018.
2. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, các tổ chức, cá nhân phản ánh về Bộ Công Thương để được hướng dẫn, giải quyết.
Điều 7.3.TT.7.14. Tổ chức thực hiện
(Điều 14 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện việc ngừng, giảm mức cung cấp điện theo quy định tại Thông tư này.
3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.7.15. Hiệu lực thi hành
(Điều 15 Thông tư số 30/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/12/2013)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25 tháng 12 năm 2013. Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN ngày 23 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định về điều kiện, trình tự và thủ tục ngừng, giảm mức cung cấp điện hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, Tổng Cục trưởng Tổng cục Năng lượng, Vụ trưởng các Vụ, Thủ trưởng các đơn vị có liên quan thuộc Bộ Công Thương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.
Điều 7.3.TL.2.14. Hiệu lực thi hành
(Điều 14 Thông tư liên tịch số 32/2013/TTLT-BCT-BTC, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 20/01/2014)
1. Thông tư liên tịch này có hiệu lực kể từ ngày tháng năm 2013. Thông tư liên tịch này thay thế Thông tư liên tịch số 06/2010/TTLT/BCT- BTC ngày 03 tháng 02 năm 2010 của BộCông Thương và Bộ Tài chính hướng dẫn giao, nhận và hoàn trả vốn đầu tư lưới điện hạ áp nông thôn.
2. Trong quá trình thực hiện nếu có những vướng mắc đề nghị các đơn vị, địa phương báo cáo Bộ Công thương, Bộ Tài chính để kịp thời phối hợp giải quyết.
Điều 7.3.TT.8.32. Tổ chức thực hiện
(Điều 32 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Tổng cục trưởng Tổng cục Năng lượng, Thủ trưởng đơn vị thuộc Bộ và các tổ chức, cá nhân có liên quan trong phạm vi nhiệm vụ, quyền hạn của mình chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.
Điều 7.3.TT.8.33. Hiệu lực thi hành
(Điều 33 Thông tư số 43/2013/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2014)
Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15 tháng 02 năm 2014 và thay thế Quyết định số 42/2005/QĐ-BCN ngày 30 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập và thẩm định quy hoạch phát triển điện lực.
Điều 7.3.TT.9.4. Hiệu lực thi hành
(Điều 4 Thông tư số 15/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/12/2014)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10 tháng 12 năm 2014; Thông tư số 07/2006/TT-BCN ngày 27 tháng 10 năm 2006 của Bộ Công nghiệp hướng dẫn mua bán công suất phản kháng hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trong quá trình thực hiện nếu có 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.
Điều 7.3.TT.11.54. Tổ chức thực hiện
(Điều 54 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.
Điều 7.3.TT.11.55. Hiệu lực thi hành
(Điều 55 Thông tư số 28/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/11/2014)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05 tháng 11 năm 2014. Quyết định số 13/2007/QĐ-BCN ngày 13 tháng 3 năm 2007 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định về Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia hết hiệu lực thi hành từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.11.56. Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 03 tháng 01 năm 2020.
2. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, các đơn vị có liên quan phản ánh về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo về Bộ Công Thương để giải quyết.
Điều 7.3.TT.12.19. Hiệu lực thi hành
(Điều 19 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18 tháng 11 năm 2014.
2. Bãi bỏ Thông tư số 03/2010/TT-BCT ngày 22 tháng 01 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định một số nội dung về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp và Quyết định số 34/2006/QĐ-BCN ngày 13 tháng 9 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành quy định về kỹ thuật an toàn lưới điện hạ áp nông thôn.
3. Quy định chuyển tiếp
a) Những biển báo an toàn điện có cùng nội dung nhưng khác về quy cách với biển báo quy định tại Khoản 1 Điều 14 Thông tư này phải được thay thế trước ngày 01 tháng 7 năm 2016.
b) Đối với người làm công việc vận hành, sửa chữa điện ở nông thôn, miền núi, biên giới, hải đảo đã được cấp thẻ an toàn theo Quyết định số 34/2006/QĐ-BCN ngày 13 tháng 9 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp, người sử dụng lao động có trách nhiệm lập danh sách và đề nghị Sở Công Thương huấn luyện, cấp thẻ an toàn điện theo quy định tại Thông tư này để thay thế thẻ trước đây; thời gian thực hiện xong trước ngày 31 tháng 12 năm 2015.
Điều 7.3.TT.12.20. Trách nhiệm thi hành
(Điều 20 Thông tư số 31/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/11/2014, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 2 Thông tư số 29/2018/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/11/2018)
1. Thủ trưởng các đơn vị trực thuộc Bộ, Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm tổ chức thực hiện Thông tư này.
2. Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp có trách nhiệm hướng dẫn, thanh tra, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này trên phạm vi cả nước.
3. Sở Công Thương có trách nhiệm:
a) Xây dựng kế hoạch huấn luyện, kiểm tra, xếp bậc, cấp thẻ an toàn điện và thông báo cho các tổ chức, cá nhân, đơn vị có các đối tượng quy định tại Khoản 2 Điều 4 Thông tư này;
b) Hướng dẫn, thanh tra, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này trên địa bàn thuộc phạm vi quản lý;
c) Thống kê, theo dõi tai nạn điện, các vi phạm đối với hành lang bảo vệ an toàn lưới điện cao áp trên địa bàn và báo cáo hàng năm tới Bộ Công Thương (qua Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp) trước ngày 01 tháng 02 của năm tiếp theo.
4. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có vướng mắc đề nghị các tổ chức, cá nhân phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét, giải quyết.
Điều 7.3.TT.13.136. Hiệu lực thi hành
(Điều 136 Thông tư số 40/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 24/12/2014)
1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 24 tháng 12 năm 2014. Quyết định số 56/QĐ-BCN ngày 26 tháng 11 năm 2001 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định quy trình Điều độ hệ thống điện quốc gia hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.14.14. Hiệu lực thi hành và tổ chức thực hiện
(Điều 14 Thông tư số 43/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05/01/2015)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05 tháng 01 năm 2015.
2. Quyết định số 06/2007/QĐ-BCT ngày 17 tháng 10 năm 2007 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm điện lực hết hiệu lực kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, đề nghị các tổ chức, cá nhân có liên quan gửi ý kiến về Tổng cục Năng lượng để nghiên cứu, hướng dẫn hoặc đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.15.62. Tổ chức thực hiện
(Điều 62 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến và hướng dẫn thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.
Điều 7.3.TT.15.63. Hiệu lực thi hành
(Điều 63 Thông tư số 44/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 23/01/2015)
1. Thông tư này có hiệu lực từ ngày 23 tháng 01 năm 2015. Quyết định số 16/2007/QĐ-BCN ngày 28 tháng 3 năm 2007 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy trình thao tác hệ thống điện quốc gia hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.16.2. Hiệu lực thi hành
(Điều 2 Thông tư số 52/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/02/2015)
Thông tư và Quy chuẩn này có hiệu lực thi hành ngày 02 tháng 02 năm 2015.
Điều 7.3.TT.16.3. Trách nhiệm thi hành
(Điều 3 Thông tư số 52/2014/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/02/2015)
Cục trưởng Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp, Vụ trưởng Vụ Khoa học và Công nghệ, Giám đốc Sở Công Thương các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Thủ trưởng các cơ quan, tổ chức và cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.
Điều 7.3.TT.17.6. Tổ chức thực hiện
(Điều 6 Thông tư số 09/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 10/07/2015)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.
Điều 7.3.TT.18.19. Hiệu lực thi hành
(Điều 19 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 9 năm 2015.
2. Các tổ chức, cá nhân tham gia các hoạt động liên quan đến việc đầu tư các dự án nhà máy nhiệt điện theo hình thức Hợp đồng BOT trên lãnh thổ Việt Nam chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.
Điều 7.3.TT.18.21. Tổ chức thực hiện
(Điều 21 Thông tư số 23/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/09/2015)
1. Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm hướng dẫn thực hiện Thông tư này.
2. Trong quá trình thực hiện, nếu có vấn đề vướng mắc, các Bộ, ngành, địa phương, Nhà đầu tư BOT, Chủ đầu tư BOT và các doanh nghiệp liên quan gửi ý kiến về Tổng cục Năng lượng, Bộ Công Thương để được hướng dẫn.
Điều 7.3.TT.19.11. Hiệu lực thi hành
(Điều 11 Thông tư số 30/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/11/2015)
Thông tư này có hiệu lực từ ngày 02 tháng 11 năm 2015, thay thế Quyết định số 3836/2005/QĐ-BCN ngày 22 tháng 11 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp về việc ban hành Đơn giá quy hoạch phát triển điện lực.
Điều 7.3.TT.20.14. Hiệu lực thi hành
(Điều 14 Thông tư số 32/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07/12/2015)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07 tháng 12 năm 2015.
2. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có khó khăn, vướng mắc, Tổng cục Năng lượng phối hợp với các cơ quan, đơn vị có liên quan báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, sửa đổi, bổ sung Thông tư này.
Điều 7.3.TT.21.11. Hiệu lực thi hành
(Điều 11 Thông tư số 33/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06/01/2017)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 06 tháng 01 năm 2017.
2. Trong trường hợp văn bản quy phạm pháp luật/Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia/Tiêu chuẩn được dẫn chiếu tại Thông tư này được sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế thì áp dụng theo quy định của văn bản mới đó.
3. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có khó khăn, vướng mắc, các tổ chức, cá nhân phản ánh kịp thời về Bộ Công Thương để xem xét giải quyết.
Điều 7.3.TT.22.21.8. Điều khoản thi hành
(Điều 8 Thông tư số 28/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2018)
1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 01 năm 2018.
2. Trong quá trình thực hiện, nếu có vấn đề phát sinh hoặc vướng mắc, các tổ chức, cá nhân phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét, giải quyết.
(Điều này có nội dung liên quan đến Điều 7.3.TT.21.10. Tổ chức thực hiện)
Điều 7.3.TT.22.100. Tổ chức thực hiện
(Điều 100 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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 đối với hệ thống điện mặt trời, hệ thống điện gió đấu nối vào lưới điện phân phối phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
2a. Sở Công Thương các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương có trách nhiệm kiểm tra, giám sát việc tuân thủ các quy định của Thông tư này trong phạm vi địa bàn quản lý.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này.
4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối 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 quy định tại Thông tư này.
5. Trong quá trình thực hiện, nếu xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.22.102. Hiệu lực thi hành
(Điều 102 Thông tư số 39/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 3 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
Điều 7.3.TT.23.78. Tổ chức thực hiện
(Điều 78 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này. Trong quá trình thực hiện, tổ chức nghiên cứu, xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn và yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống đo đếm hai chiều (Net Metering) để phục vụ mua bán, giao nhận điện năng giữa Khách hàng sử dụng điện đầu tư hệ thống điện mặt trời lắp mái với lưới điện quốc gia.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.
3. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm xây dựng kế hoạch đầu tư, nâng cấp và cải tạo Hệ thống đo đếm, thiết bị đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này.
4. Trong quá trình thực hiện, nếu xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7.3.TT.23.79. Hiệu lực thi hành
(Điều 79 Thông tư số 42/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18/01/2016)
1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01 năm 2016.
2. Bãi bỏ các nội dung quy định tại Chương IX Thông tư số 12/2010/TT- BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Chương II, Chương III và Chương IV Thông tư số 27/2009/TT- BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.
3. Đối với các vấn đề về đo đếm điện năng phát sinh trong thị trường điện theo từng cấp độ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm nghiên cứu, đề xuất Bộ Công Thương xem xét sửa đổi, bổ sung Thông tư hoặc có hướng dẫn cụ thể.
4. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.24.14. Hiệu lực thi hành
(Điều 14 Thông tư số 44/2015/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25/01/2016)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25 tháng 01 năm 2016.
2. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét bổ sung, sửa đổi cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.25.24.2. Hiệu lực thi hành
Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18 tháng 02 năm 2019.
Điều 7.3.TT.25.6. Tổ chức thực hiện
(Điều 6 Thông tư số 24/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.
2. Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
Điều 7.3.TT.25.7. Hiệu lực thi hành
(Điều 7 Thông tư số 24/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16 tháng 01 năm 2017.
2. Thông tư này thay thế Thông tư số 33/2014/TT-BCT ngày 10 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định một số nội dung về rút ngắn thời gian tiếp cận điện năng.
3. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, các tổ chức, cá nhân phản ánh đến Bộ Công Thương để xem xét, giải quyết.
Điều 7.3.TT.26.101. Tổ chức thực hiện
(Điều 101 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017)
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 7.3.TT.26.102. Hiệu lực thi hành
(Điều 102 Thông tư số 25/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/01/2017, có nội dung được sửa đổi, có nội dung được bổ sung bởi Điều 4 Thông tư số 30/2019/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03/01/2020; Điều 4 Thông tư số 39/2022/TT-BCT có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
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.
Điều 7.3.TT.26.103. Điều khoản thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 16 tháng 02 năm 2023.
2. Bãi bỏ một số điều, khoản của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối như sau:
a) Bãi bỏ gạch đầu dòng thứ hai điểm a khoản 3 Điều 92 và khoản 2 Điều 94 Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải;
b) Bãi bỏ Điều 92, Điều 93, Điều 94, Điều 95, Điều 96, Điều 97 và Điều 98 Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối.
3. Trường hợp trang thiết bị điện đã được đưa vào vận hành hoặc có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà có yêu cầu, thông số kỹ thuật khác so với quy định tại Thông tư này, các đơn vị thực hiện theo quy định có liên quan trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực.
4. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, các đơn vị có liên quan phản ánh về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo về Bộ Công Thương để giải quyết.
Điều 7.3.TT.27.12. Tổ chức thực hiện
(Điều 12 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
1. Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Chủ đầu tư dự án nhà máy điện có trách nhiệm:
a) Thực hiện ký kết bổ sung Biên bản ghi nhớ hoặc gửi bổ sung Cam kết phát triển dự án theo quy định của Thông tư này.
b) Định kỳ hàng tháng (trước khi kết thúc tuần làm việc cuối cùng của tháng) gửi báo cáo Tổng cục Năng lượng và Ủy ban nhân dân tỉnh nơi thực hiện dự án về tình hình thực hiện các hạng mục công việc theo tiến độ phát triển dự án đã cam kết.
Điều 7.3.TT.27.14. Hiệu lực thi hành
(Điều 14 Thông tư số 43/2016/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15/02/2017)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 15 tháng 02 năm 2017.
2. 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 Bộ Công Thương để xem xét, giải quyết.
3. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Chủ tịch Hội đồng thành viên Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.
Điều 7.3.TT.28.30. Tổ chức thực hiện
(Điều 30 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Cục Điều tiết diện lực có trách nhiệm hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Chỉ đạo các Đơn vị phân phối điện thực hiện Thông tư này;
b) Trong thời hạn 02 tháng kể từ ngày Thông tư này được ban hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng tiêu chí lựa chọn mẫu phụ tải điện phi dân dụng và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để áp dụng chung cho các Đơn vị phân phối điện thực hiện nghiên cứu phụ tải điện từ năm 2018;
c) Trong thời hạn 06 tháng kể từ ngày Thông tư này được ban hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các Quy trình để hướng dẫn thực hiện Thông tư này, bao gồm:
- Quy trình hướng dẫn trình tự chọn mẫu phụ tải điện;
- Quy trình xác nhận, hiệu chỉnh và ước lượng số liệu đo đếm của mẫu phụ tải điện;
- Quy trình phân tích và dự báo biểu đồ phụ tải điện;
d) Tổ chức đào tạo, bố trí nhân lực hợp lý và trang bị các thiết bị phần cứng, phần mềm, cơ sở hạ tầng phục vụ nghiên cứu phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.28.31. Hiệu lực thi hành
(Điều 31 Thông tư số 19/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/11/2017)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 16 tháng 11 năm 2017. Thông tư số 33/2011/TT-BCT ngày 06 tháng 9 năm 2011 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, các đơn vị có liên quan báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất và trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.29.24. Tổ chức thực hiện
(Điều 24 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực và Công ty Điện lực có trách nhiệm quảng bá và giới thiệu nội dung, mục tiêu và lợi ích của các chương trình điều chỉnh phụ tải điện được ban hành kèm theo Thông tư này cho các khách hàng sử dụng điện trong phạm vi quản lý.
3. Trong thời hạn 03 tháng kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức xây dựng, trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các quy trình hướng dẫn thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện, bao gồm:
a) Quy trình đăng ký tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
b) Quy trình tính toán và thông báo đường phụ tải cơ sở cho khách hàng tham gia chương trình điều chỉnh phụ tải điện;
c) Quy trình thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện;
d) Quy trình tính toán sản lượng điện năng tiết giảm và khoản tiền khuyến khích cho khách hàng sau khi thực hiện sự kiện điều chỉnh phụ tải điện.
Điều 7.3.TT.29.25. Hiệu lực thi hành
(Điều 25 Thông tư số 23/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 02/01/2018)
1. Thông tư này có hiệu lực từ ngày 02 tháng 01 năm 2018.
2. 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.
Điều 7.3.TT.30.29. Tổ chức thực hiện
(Điều 29 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này; báo cáo Bộ Công Thương công bố danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ khởi động đen.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này.
Điều 7.3.TT.30.30. Hiệu lực thi hành
(Điều 30 Thông tư số 22/2017/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 12/12/2017)
Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 12 tháng 12 năm 2017, thay thế Quyết định số 35/2007/QĐ-BCN ngày 02 tháng 8 năm 2007 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia.
Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có pên 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.
Điều 7.3.TT.32.135. Hiệu lực thi hành
(Điều 135 Thông tư số 45/2018/TT-BCT., có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/01/2019)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 01 năm 2019.
2. Bãi bỏ Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.
3. Bãi bỏ Thông tư số 18/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định giám sát thị trường phát điện cạnh tranh.
4. Bãi bỏ Thông tư số 28/2018/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
5. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp.
Điều 7.3.TT.33.17. Tổ chức thực hiện
(Điều 17 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
1. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có trách nhiệm:
a) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo phối hợp với các đơn vị, địa phương có liên quan xem xét và đề xuất Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư.
b) Tổ chức đánh giá tiềm năng điện gió lý thuyết, tiềm năng điện gió kỹ thuật và tiềm năng điện gió kinh tế trên phạm vi cả nước, xác định phân bố tiềm năng theo vùng để đưa vào cơ sở dữ liệu phục vụ xây dựng nội dung về quy hoạch phát triển các dự án điện gió trong quy hoạch phát triển điện lực.
c) Chủ trì nghiên cứu và đề xuất cơ chế đấu giá phát triển điện gió áp dụng từ ngày 01 tháng 11 năm 2021 báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
2. Cục Công nghiệp chủ trì nghiên cứu và đề xuất quy định về cơ chế khuyến khích phát triển sản xuất thiết bị công trình điện gió trong nước, nâng cao tỷ lệ nội địa hóa trong dự án điện gió báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định.
3. UBND tỉnh:
a) Theo dõi, giám sát, kiểm tra và báo cáo hoạt động phát triển các dự án điện gió tại địa phương theo quy hoạch phát triển điện lực được phê duyệt, phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
b) Phối hợp với Bộ Công Thương xác định khu vực phát triển điện gió tại địa phương đảm bảo phù hợp quy hoạch sử dụng đất, quy hoạch không gian biển quốc gia và các quy hoạch có tính chất kỹ thuật, chuyên ngành.
Điều 7.3.TT.33.19. Hiệu lực thi hành
(Điều 19 Thông tư số 02/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28/02/2019)
Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28 tháng 02 năm 2019. Các Thông tư số 32/2012/TT-BCT ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Bộ Công Thương về quy định thực hiện phát triển dự án điện gió và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió và Thông tư số 06/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 3 năm 2013 của Bộ Công Thương về nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt quy hoạch phát triển điện gió hết hiệu lực từ ngày hiệu lực của Thông tư này.
Điều 7.3.TT.34.17. Trách nhiệm thực hiện
(Điều 17 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp
a) Hướng dẫn triển khai thực hiện Thông tư này.
b) Thanh tra, kiểm tra, xử lý theo thẩm quyền hành vi vi phạm quy định của pháp luật về quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện trên địa bàn cả nước.
c) Là đầu mối tiếp nhận các thông tin về quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện của Bộ Công Thương.
2. Sở Công Thương các tỉnh, thành phố
a) Hướng dẫn triển khai thực hiện Thông tư này.
b) Thanh tra, kiểm tra, xử lý theo thẩm quyền hoặc đề xuất cơ quan có thẩm quyền xử lý hành vi vi phạm quy định của pháp luật về quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện trên địa bàn tỉnh.
3. Chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện
a) Tổ chức thực hiện đúng, đầy đủ các quy định về quản lý an toàn đập thuộc phạm vi trách nhiệm.
b) Trường hợp chủ sở hữu đập, hồ chứa thủy điện giao hoặc thuê tổ chức, cá nhân khác khai thác đập, hồ chứa thủy điện do mình sở hữu thì việc thuê hoặc giao phải thực hiện bằng văn bản, trong đó quy định rõ trách nhiệm của mỗi bên trong công tác quản lý an toàn đập, hồ chứa.
Điều 7.3.TT.34.18. Hiệu lực thi hành
(Điều 18 Thông tư số 09/2019/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21/08/2019)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 21 tháng 8 năm 2019.
2. Thông tư số 34/2010/TT-BCT ngày 07 tháng 10 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về quản lý an toàn đập của công trình thủy điện hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
3. Bãi bỏ Chương IV Thông tư số 43/2012/TT-BCT ngày 27 tháng 12 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về quản lý quy hoạch, đầu tư xây dựng dự án thủy điện và vận hành khai thác công trình thủy điện.
4. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vướng mắc tổ chức, cá nhân có ý kiến bằng văn bản về Bộ Công Thương để xem xét, giải quyết.
Điều 7.3.TT.36.32. Trách nhiệm thi hành
(Điều 32 Thông tư số ''42/2022/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/02/2023)
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 16 tháng 02 năm 2023.
2. Các văn bản hoặc một phần văn bản sau đây hết hiệu lực kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành:
a) Thông tư số 27/2013/TT-BCT ngày 31 tháng 10 năm 2013 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện, giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện;
b) Thông tư số 31/2018/TT-BCT ngày 05 tháng 10 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 27/2013/TT-BCT ngày 31 tháng 10 năm 2013 quy định về kiểm tra hoạt động điện lực và sử dụng điện, giải quyết tranh chấp hợp đồng mua bán điện;
c) Điều 28 và mục 12, mục 13 Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư số 42/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 02 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số quy định về chế độ báo cáo định kỳ tại các Thông tư do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành hoặc liên tịch ban hành;
d) Bãi bỏ khoản 3 Điều 7 và khoản 3 Điều 10 Thông tư số 22/2020/TT-BCT ngày 09 tháng 9 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện.
3. Thẻ Kiểm tra viên điện lực đã cấp cho cá nhân là công chức, viên chức thuộc các cơ quan chuyên môn có thẩm quyền quản lý nhà nước trong lĩnh vực điện lực hết hiệu lực khi Thông tư này có hiệu lực. Thẻ Kiểm tra viên điện lực của cá nhân thuộc đơn vị truyền tải điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện đã được cấp trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực tiếp tục được sử dụng đến hết thời hạn được ghi trên thẻ.
4. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, vấn đề mới phát sinh, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương giải quyết.
Điều 7.3.TT.37.7. Hiệu lực thi hành
(Điều 7 Thông tư số 16/2023/TT-BCT, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 16/10/2023)
1. Thông tư này có hiệu lực từ ngày 16 tháng 10 năm 2023.
Thông tư số 19/2014/TT-BCT ngày 18 tháng 06 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành mẫu Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt và Thông tư số 38/2022/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2022 bãi bỏ khoản 1 Điều 2 Thông tư số 19/2014/TT-BCT ngày 18 tháng 06 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành mẫu Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
2. Các hợp đồng đã ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực được tiếp tục thực hiện đến thời điểm hết thời hạn ghi trong hợp đồng. Trong quá trình thực hiện hai bên vẫn phải tuân thủ các quy định của Luật Điện lực, các văn bản hướng dẫn thi hành và có thể thỏa thuận bổ sung các nội dung mới phù hợp với hợp đồng theo mẫu tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này. Trường hợp một trong hai bên hoặc cả hai bên có nhu cầu ký lại hợp đồng trước thời hạn, hai bên xem xét, thỏa thuận để thực hiện ký lại hợp đồng. Việc ký lại hợp đồng thực hiện theo quy định tại Thông tư này.
3. Trong quá trình thực hiện, trường hợp các văn bản quy phạm pháp luật được dẫn chiếu tại Thông tư và Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế bằng các văn bản mới thì áp dụng theo các văn bản mới.
4. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vướng mắc, tổ chức, cá nhân liên quan có trách nhiệm đề nghị Cục Điều tiết điện lực chủ trì nghiên cứu, đề xuất Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp.
Phu luc kem theo Thong tu so 16_2023_TT-BCT.doc
