id
int64 0
645k
| text
stringlengths 4
253k
|
|---|---|
642,994 | Khoản 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. |
642,995 | Khoản 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. |
642,996 | Khoản 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. |
642,997 | Khoản 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. |
643,000 | Điều 22. Quy định chung về kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối
1. Hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý cho năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.
2. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm được lập căn cứ trên các cơ sở sau đây:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;
b) Phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương đã được phê duyệt và các thỏa thuận đấu nối đã ký. |
643,001 | Điều 23. Yêu cầu đối với kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm
1. Đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu phụ tải của khách hàng hiện có và các khách hàng mới dự kiến; đấu nối các nguồn điện mới vào lưới điện phân phối.
2. Đáp ứng các yêu cầu vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này.
3. Đề xuất danh mục chi tiết và tiến độ đưa vào vận hành các công trình lưới điện phân phối cần đầu tư trong năm tới và tổng khối lượng đầu tư theo các hạng mục công trình cho 02 năm tiếp theo.
4. Đề xuất danh mục các công trình lưới điện truyền tải cần đầu tư, nâng cấp để đáp ứng các yêu cầu về tiến độ đầu tư các công trình trong kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối. |
643,002 | Điều 24. Nội dung kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối. Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối bao gồm các nội dung chính sau:
1. Đánh giá hiện trạng lưới điện phân phối.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới có xét đến 04 năm tiếp theo quy định tại Điều 19 Thông tư này.
3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư các công trình lưới điện phân phối đã được phê duyệt trong kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối năm liền kề.
4. Danh mục các điểm đấu nối mới với Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối kèm theo dự kiến điểm đấu nối đã được thỏa thuận.
5. Các tính toán phân tích, lựa chọn sơ đồ kết lưới tối ưu, bao gồm:
a) Tính toán chế độ vận hành lưới điện phân phối;
b) Tính toán ngắn mạch tới thanh cái trung thế của các trạm 110 kV;
c) Tính toán tổn thất điện áp trên lưới phân phối;
d) Tính toán tổn thất điện năng trên lưới phân phối;
đ) Tính toán bù công suất phản kháng;
e) Kế hoạch thực hiện bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối.
6. Danh mục các công trình đường dây và trạm biến áp phân phối điện xây mới hoặc cần cải tạo cho năm tới và tổng khối lượng đầu tư xây dựng mới và cải tạo lưới điện phân phối theo các cấp điện áp và các hạng mục công trình cho 02 năm tiếp theo theo quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
7. Tổng hợp vốn đầu tư xây dựng mới và cải tạo lưới điện phân phối theo các cấp điện áp. |
643,003 | Điều 25. Trình tự phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối
1. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm bao gồm các nội dung quy định tại Điều 24 Thông tư này và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thông qua.
2. Trước 01 tháng 10 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua.
3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức thẩm định và phê duyệt kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối của Tổng công ty Điện lực nhằm đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện phân phối, cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội và xây dựng giá bán điện. |
643,006 | Điều 28. Tuân thủ quy hoạch phát triển điện lực
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 nội dung, trình tự, thủ tục lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực do Bộ Công Thương ban hành. |
643,008 | Điều 30. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
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. |
643,009 | Điều 31. Yêu cầu về cân bằng pha. 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. |
643,010 | Điều 32. Yêu cầu về sóng hài dòng điện
1. Giá trị cực đại cho phép của tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện phụ tải gây ra được quy định như sau:
a) Đối với đấu nối vào cấp điện áp trung áp và hạ áp có công suất nhỏ hơn 50 kW: Giá trị dòng điện của sóng hài bậc cao không vượt quá 20 % dòng điện phụ tải;
b) Đối với đấu nối vào cấp điện áp cao áp hoặc các đấu nối có công suất từ 50 kW trở lên: Giá trị dòng điện của sóng hài bậc cao không vượt quá 12 % dòng điện phụ tải.
2. Tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện do Đơn vị phân phối điện đo tại điểm đấu nối của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối được đo đếm theo tiêu chuẩn IEC1000-4-7, kéo dài ít nhất 24 giờ với chu kỳ 10 phút 01 lần. Chậm nhất 06 tháng kể từ thời điểm phát hiện thiết bị của khách hàng không đạt được giá trị quy định tại Khoản 1 Điều này, khách hàng phải áp dụng các biện pháp khắc phục để đạt được giá trị tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện trong giới hạn cho phép. |
643,011 | Điều 33. Yêu cầu về nhấp nháy điện áp. 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. |
643,012 | Điều 34. Yêu cầu về chế độ nối đất
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. |
643,013 | Điều 35. Yêu cầu về hệ số công suất. 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. |
643,014 | Khoản 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. |
643,015 | Khoản 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. |
643,016 | Khoản 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. |
643,017 | Khoản 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. |
643,018 | Khoản 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. |
643,019 | Khoản 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. |
643,020 | Điều 37. Yêu cầu về hệ thống thông tin
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 và fax phải hoạt động tốt.
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. |
643,021 | Điều 38. Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA
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 có 02 (hai) cổng kết nối trực tiếp, đồng thời và độc lập về 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 01 (một) kết nối trực tiếp với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và 02 (hai) kết nối trực tiếp 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 được thiết lập 02 (hai) kết nối trực tiếp với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các thông tin, dữ liệu kết nối SCADA của nhà máy điện, trạm biến áp này phải đảm bảo kết nối và chia sẻ thời gian thực về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ vận hành, điều độ hệ thống điện.
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. |
643,022 | 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. |
643,023 | Khoản 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. |
643,024 | Khoản 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. |
643,025 | Điều 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
1. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng vận hành phát công suất tác dụng trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz 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 điều chỉnh phát công suất tác dụng theo lệnh của Cấp điều độ có quyền điều khiển phù hợp với sự biến đổi của nguồn năng lượng sơ cấp trong thời gian không quá 30 giây với độ sai số trong dải ± 01 % công suất định mức, cụ thể như sau: - Phát công suất theo đúng lệnh điều độ trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên bằng hoặc lớn hơn giá trị dự báo; - Phát công suất lớn nhất có thể trong trường hợp nguồn sơ cấp biến thiên thấp hơn giá trị dự báo.
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 5 Điểm a Khoản 2 Điều 39 Thông tư này.
3. Khi tần số hệ thống điện lớn hơn 51 Hz, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải giảm công suất tác dụng với tốc độ không nhỏ hơn 01 % công suất định mức mỗi giây. Mức giảm công suất tương ứng với tần số được xác định theo công thức sau: Trong đó:
a) ΔP: Mức giảm công suất phát tác dụng (MW);
b) Pm: Công suất tác dụng tương ứng với thời điểm trước khi thực hiện giảm công suất (MW);
c) fn: Tần số hệ thống điện trước khi thực hiện giảm công suất (Hz).
4. Nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối phải có khả năng điều chỉnh công suất phản kháng và điện áp như sau:
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 nằm trong dải vận hành bình thường, 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 tổ máy;
c) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm trong dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng điều chỉnh điện áp tại điểm đấu nối với độ sai lệch không quá ± 0,5 % điện áp định mức (so với giá trị đặt điện áp) trong toàn bộ dải làm việc cho phép của máy phát và hoàn thành trong thời gian không quá 02 phút;
d) Trường hợp điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải ± 10 % điện áp định mức, nhà máy điện phải có khả năng phát hoặc nhận công suất phản kháng (theo tỷ lệ so với công suất phản kháng định mức) bằng tối thiểu 02 lần tỷ lệ thay đổi điện áp tại điểm đấu nối. |
643,026 | 5. 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 (pu là hệ đơn vị tương đối thể hiện tỷ lệ giữa giá trị điện áp thực tế so với giá trị điện áp định mức), 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: Trong đó: Tmin = 4 x U - 0,6 - 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.
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.
6. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải đảm bảo không gây ra thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối quá 01 % điện áp danh định. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời phải có khả năng chịu được thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha tại điểm đấu nối tới 03 % điện áp danh định đối với cấp điện áp 110 kV hoặc tới 05 % điện áp danh định đối với cấp điện áp dưới 110 kV.
7. Tổng mức biến dạng sóng hài do nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời gây ra tại điểm đấu nối không vượt quá giá trị 03 %.
8. 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 8 Thông tư này. |
643,027 | Điều 41. Yêu cầu đối với hệ thống điện mặt trời đấu nối vào lưới điện phân phối cấp điện áp hạ áp. 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 30 % công suất đặt của trạm biến áp đó;
b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 kVA trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;
c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 kVA đến 100 kVA (nhưng không vượt quá 30 % công suất đặt của trạm biến áp hạ thế đấu nối) được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.
2. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Khi tần số hệ thống điện nằm ngoài dải từ 49 Hz đến 51 Hz thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 0,2 giây.
3. Hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện liên tục khi điện áp tại điểm đấu nối trong dải từ 85 % đến 110 % điện áp định mức. Khi điện áp tại điểm đấu nối nằm ngoài dải từ 85 % đến 110 % điện áp định mức thì hệ thống điện mặt trời phải có khả năng duy trì vận hành phát điện trong thời gian tối thiểu 02 giây.
4. 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.
5. Hệ thống điện mặt trời phải trang bị thiết bị bảo vệ đảm bảo loại trừ sự cố và vận hành an toàn hệ thống điện mặt trời. Đối với hệ thống điện mặt trời có công suất từ 10 kVA trở lên, khách hàng có đề nghị đấu nối phải thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ với Đơn vị phân phối điện.
6. 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. |
643,031 | Điều 43. Hồ sơ đề nghị đấu nối
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. |
643,032 | Điều 44. Trình tự thỏa thuận đấu nối cấp điện áp trung áp và 110 kV
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 về ảnh hưởng của việc đấu nối đối với hệ thống điện, 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. |
643,033 | Điều 45. Thời hạn xem xét và ký Thoả thuận đấu nối
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 04 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 xem xét, 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. |
643,036 | Khoản 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). |
643,037 | Khoản 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. |
643,038 | Khoản 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. |
643,039 | Khoản 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. |
643,044 | Khoản 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 đề nghị đấu nối chỉ được phép chính thức đưa vào vận hành sau khi đã được nghiệm thu chạy thử từng phần, toàn phần, đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Mục 2 Chương này và quy định của pháp luật về xây dựng có liên quan đến nghiệm thu công trình. Trong quá trình nghiệm thu chạy thử và vận hành chính thức, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải tuân thủ Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan. |
643,045 | Khoản 2. Đối với Khách hàng sử dụng điện có trạm điện riêng đấu nối vào lưới điện trung áp: Trong thời hạn 06 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. |
643,046 | Khoản 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. |
643,047 | Khoản 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, Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lưới điện phân phối. |
643,048 | Khoản 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. |
643,049 | Khoản 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. |
643,050 | Khoản 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. |
643,051 | Khoản 6. Trong quá trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện thấy có 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 và yêu cầu thời gian khắc phục để loại trừ nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Nếu sau thời gian yêu cầu khắc phục mà nguyên nhân kỹ thuật vẫn chưa được giải quyết, Đơn vị phân phối điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho khách hàng. Khách hàng phải tiến hành thử nghiệm lại để đưa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. |
643,052 | Điều 53. Thay thế, lắp đặt thêm thiết bị tại điểm đấu nối
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. |
643,053 | Điều 54. Thực hiện đấu nối vào lưới hạ áp đối với Khách hàng sử dụng điện
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. |
643,054 | Điều 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
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. |
643,055 | Khoản 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 xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật - Các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thí nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối; - Hệ thống đo đếm đã được hoàn thiện, đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng; - Hồ sơ nghiệm thu công trình theo quy định của pháp luật về lĩnh vực xây dựng.
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. |
643,056 | Khoản 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. |
643,057 | Khoản 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. |
643,058 | Điều 57. Thay thế, lắp đặt thêm thiết bị trên lưới điện phân phối
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. |
643,063 | Điều 62. Trách nhiệm của Đơn vị phân phối điện
1. Quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa trang thiết bị và lưới điện trong phạm vi quản lý.
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. |
643,064 | Điều 63. Trách nhiệm của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, Cấp điều độ có quyền điều khiển
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. |
643,065 | Khoản 1. Khách hàng sử dụng điện đấu nối vào cấp điện áp trung áp có trách nhiệm:
a) Xây dựng quy trình quản lý vận hành, thí nghiệm, bảo dưỡng sửa chữa thiết bị điện và lưới điện trong phạm vi quản lý phù hợp với các quy định pháp luật hiện hành và quy định của nhà chế tạo;
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. |
643,066 | Khoản 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. |
643,067 | Khoản 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. |
643,068 | Điều 65. Quy định chung về bảo dưỡng, sửa chữa hệ thống điện phân phối
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. |
643,069 | Khoản 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. |
643,070 | Khoản 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. |
643,071 | Khoản 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. |
643,072 | Khoản 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. |
643,073 | Điều 67. Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa tháng
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. |
643,074 | Khoản 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. |
643,075 | Khoản 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. |
643,076 | Khoản 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. |
643,077 | Khoản 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. |
643,078 | Điều 69. Kế hoạch vận hành năm
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. |
643,079 | Điều 70. Kế hoạch vận hành tháng
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. |
643,081 | Điều 72. Phương thức vận hành ngày
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. |
643,082 | Điều 73. Vận hành hệ thống điện phân phối
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. |
643,083 | Điều 74. Tình huống khẩn cấp
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. |
643,084 | Khoản 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. |
643,085 | Khoản 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. |
643,086 | Khoản 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. |
643,087 | Khoản 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. |
643,088 | Khoản 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. |
643,089 | Khoản 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. |
643,090 | Điều 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. 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. |
643,092 | Điều 79. Điều khiển phụ tải
1. Điều khiển phụ tải bao gồm các biện pháp:
a) Ngừng, giảm mức cung cấp điện;
b) Sa thải phụ tải;
c) Điều chỉnh giảm công suất phụ tải điện của Khách hàng sử dụng điện khi khách hàng tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện.
2. Quy định điều chỉnh giảm công suất phụ tải điện của Khách hàng sử dụng điện khi khách hàng tham gia vào các chương trình quản lý nhu cầu điện được thực hiện theo Quy định nội dung, trình tự thực hiện chương trình điều chỉnh phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. |
643,097 | Điều 84. Thực hiện điều chỉnh điện áp
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. |
643,098 | Điều 85. Giám sát và điều khiển từ xa
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. |
643,113 | Khoản 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. |
643,114 | Khoản 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. |
643,115 | Khoản 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. |
643,116 | Điều 100. Tổ chức thực hiện
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật 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.
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. |
643,117 | Điều 101. Sửa đổi một số Điều của 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 và Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 05 tháng 11 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia
1. Sửa đổi Khoản 2 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau: “2. 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 1000 V;
b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 1000 V 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. Sửa đổi Khoản 33 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau: “33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.”.
3. Sửa đổi Khoản 34 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau: “34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.”.
4. Sửa đổi Khoản 35 Điều 3 Thông tư số 40/2014/TT-BCT như sau: “35. Lưới điện trung áp là lưới điện phân phối có cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV.”. |
643,118 | Khoản 1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01 năm 2016. Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30 tháng 7 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực. 1. Tên khách hàng/người được ủy quyền: 1. Loại đấu nối yêu cầu (đấu nối mới/thay đổi đấu nối): 1. Thông tin khách hàng có nhu cầu đấu nối 1. Số liệu về điện năng và công suất định mức Công suất sử dụng lớn nhất: (kW) Điện năng tiêu thụ/ngày/tháng/năm: (kWh) 1. Thông tin khách hàng có nhu cầu đấu nối 1. Số liệu về điện năng và công suất Công suất tác dụng lớn nhất: (MW) Công suất phản kháng: (MVAr) Điện năng tiêu thụ/ngày/ tháng/năm: (kWh) 1. Mô tả nhà máy - Tên nhà máy; - Địa điểm đặt; - Loại nhà máy (thuỷ điện, nhiệt điện than, khí...); - Số tổ máy, công suất định mức; - Sản lượng điện dự kiến; - Công suất dự kiến phát vào lưới; - Thời gian dự kiến đưa vào vận hành; - Cấp điện áp đề xuất tại điểm đấu nối.
a) Họ và tên khách hàng có nhu cầu đấu nối: a) Họ và tên khách hàng có nhu cầu đấu nối:
b) Có trụ sở đăng ký tại: b) Có trụ sở đăng ký tại:
c) Người đại diện/Người được ủy quyền: c) Người đại diện:
d) Chức danh: d) Chức danh:
đ) Số chứng minh nhân dân/Hộ chiếu: đ) Số chứng minh nhân dân/Hộ chiếu:
e) Địa chỉ liên lạc: Điện thoại: ; Fax: ; Email: e) Địa chỉ liên lạc: Điện thoại: ; Fax: ; Email: |
643,119 | Khoản 2. Trường hợp đã có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 15 tháng 9 năm 2010 mà có nội dung khác với quy định tại Thông tư này, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký. 2. Số chứng minh nhân dân/hộ chiếu: 2. Đăng ký sử dụng điện năm hiện tại và 03 năm tiếp theo: Đăng ký sử dụng điện Năm hiện tại Năm thứ 1 Năm thứ 2 Năm thứ 3 Ghi chú Công suất lớn nhất (kW) Sản lượng điện trung bình năm (kWh) 2. Hồ sơ pháp lý Các tài liệu về tư cách pháp nhân theo quy định của pháp luật. 2. Số liệu dự báo nhu cầu điện tại điểm đấu nối Đăng ký sử dụng điện Năm hiện tại Năm thứ 2 Năm thứ 3 Năm thứ 4 Năm thứ 5 Công suất lớn nhất (kW) Sản lượng điện trung bình năm (kWh) - Khách hàng phải cung cấp các thông tin về tổng công suất lắp đặt của các thiết bị điện, chế độ tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc và ngày nghỉ). - Đối với khách hàng sử dụng điện sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có công suất sử dụng cực đại từ 40 kW trở lên, khách hàng phải cung cấp các thông tin về Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của năm vào vận hành (hoặc năm dự kiến thay đổi đấu nối hiện có) và 04 năm tiếp theo. 2. Hồ sơ pháp lý Các tài liệu về tư cách pháp nhân theo quy định của pháp luật. 2. Số liệu dự báo nhu cầu điện tại điểm đấu nối - Khách hàng phải cung cấp các thông tin về nhu cầu phụ tải điện tại điểm đấu nối bao gồm công suất cực đại, điện năng và Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của năm vào vận hành (hoặc năm dự kiến thay đổi đấu nối hiện có) và 04 năm tiếp theo, trong đó bao gồm các số liệu sau: + Công suất tác dụng và công suất phản kháng nhận từ lưới điện phân phối; + Công suất tác dụng và công suất phản kháng tự phát (nếu có). - Khách hàng phải cung cấp các thông tin về đặc điểm tiêu thụ điện của khách hàng bao gồm các số liệu liên quan tới tiêu thụ điện như sản lượng sản phẩm, suất tiêu hao điện cho một đơn vị sản phẩm, chế độ tiêu thụ điện (ca, ngày làm việc và ngày nghỉ), tổng công suất lắp đặt của thiết bị điện và công suất cực đại, hệ số công suất… 2. Mạch điện
a) Sơ đồ mặt bằng bố trí thiết bị;
b) Sơ đồ nối điện chính, trong đó chỉ rõ: - Bố trí thanh cái; - Các mạch điện (đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp...); - Các tổ máy phát điện; - Bố trí pha; - Bố trí nối đất; - Các thiết bị đóng cắt; - Điện áp vận hành; - Phương thức bảo vệ; - Vị trí điểm đấu nối; - Bố trí thiết bị bù công suất phản kháng. Sơ đồ này chỉ giới hạn ở trạm biến áp đấu vào điểm đấu nối và các thiết bị điện khác của Khách hàng đề nghị đấu nối có khả năng ảnh hưởng tới phần lưới điện của Đơn vị phân phối điện, nêu rõ những phần dự kiến sẽ mở rộng hoặc thay đổi (nếu có) trong tương lai. |
643,121 | Điều 1. Phê duyệt điều chỉnh quy hoạch sử dụng đất đến năm 2020 và kế hoạch sử dụng đất kỳ cuối (2016 - 2020) của tỉnh Hà Nam với các chỉ tiêu sau: Điều 1. Diện tích, cơ cấu các loại đất:. STT Chỉ tiêu sử dụng đất Năm 2010 Điều chỉnh quy hoạch đến năm 2020 Diện tích (ha) Cơ cấu (%) Quốc gia phân bổ (ha) Tỉnh xác định, bổ sung (ha) Tổng số Diện tích (ha) Cơ cấu (%) (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)=(5)+(6) (8) I Loại đất 1 Đất nông nghiệp 55.644 64,67 46.954 46.954 54,48 Trong đó: 1.1 Đất trồng lúa 36.429 42,34 30.590 30.590 35,49 Trong đó: Đất chuyên trồng lúa nước 35.245 40,96 30.590 30.590 35,49 1.2 Đất trồng cây hàng năm khác 3.780 4,39 3.019 3.019 3,50 1.3 Đất trồng cây lâu năm 3.821 4,44 3.052 3.052 3,54 1.4 Đất rừng phòng hộ 5.136 5,97 2.600 2.600 3,02 1.5 Đất rừng sản xuất 1.241 1,44 2.373 2.373 2,75 1.6 Đất nuôi trồng thủy sản 4.835 5,62 3.460 3.460 4,01 2 Đất phi nông nghiệp 26.642 30,96 38.222 38.222 44,34 Trong đó: 2.1 Đất quốc phòng 185 0,21 197 197 0,23 2.2 Đất an ninh 252 0,29 315 315 0,37 2.3 Đất khu công nghiệp 720 0,84 2.027 507 2.534 2,94 2.4 Đất cụm công nghiệp 179 0,21 236 236 0,27 2.5 Đất thương mại, dịch vụ 145 145 0,17 2.6 Đất cơ sở sản xuất PNN 1.008 1,17 2.488 2.488 2,89 2.7 Đất sử dụng cho hoạt động khoáng sản 380 0,44 2. |
643,122 | 272 2.272 2,64 2.8 Đất phát triển hạ tầng, trong đó: 11.321 13,16 16.231 16.231 18,83 - Đất cơ sở văn hóa 92 0,11 267 267 0,31 - Đất cơ sở y tế 150 0,17 323 323 0,37 - Đất cơ sở giáo dục đào tạo 470 0,55 906 906 1,05 - Đất cơ sở thể dục thể thao 84 0,10 865 865 1,00 2.9 Đất có di tích, danh thắng 894 1,04 920 920 1,07 2.10 Đất bãi thải, xử lý chất thải 29 0,03 86 86 0,10 2.11 Đất ở tại nông thôn 5.058 5,88 6.065 6.065 7,04 2.12 Đất ở tại đô thị 428 0,50 1.081 1.081 1,25 2.13 Đất xây dựng trụ sở cơ quan 118 0,14 145 145 0,17 2.14 Đất XD trụ sở của tổ chức sự nghiệp 18 18 0,02 2.15 Đất cơ sở tôn giáo 166 0,19 185 185 0,21 2.16 Đất làm nghĩa trang, nghĩa địa, nhà tang lễ, nhà hỏa táng 827 0,96 1.041 1.041 1,21 3 Đất chưa sử dụng 3.763 4,37 1.015 1.015 1,18 - Đất chưa sử dụng còn lại 3.763 4,37 1.015 1.015 - Đất chưa sử dụng đưa vào sử dụng 2.748 4 Đất đô thị* 5.957 6,92 10.378 10.378 12,04 II Các khu chức năng 1 Khu sản xuất nông nghiệp 31.727 31.727 36,87 2 Khu lâm nghiệp 5.680 5.680 6,60 3 Khu phát triển công nghiệp 2.770 2.770 3,22 4 Khu đô thị 9.563 9.563 11,11 5 Khu dân cư nông thôn 19.017 19.017 22,10 Ghi chú: (*) Không cộng chỉ tiêu này khi tính tổng diện tích tự nhiên |
643,123 | Điều 2. Diện tích chuyển mục đích sử dụng đất: Điều 2. Căn cứ vào Nghị quyết này, Ủy ban nhân dân tỉnh Hà Nam có trách nhiệm:. Đơn vị tính: ha STT Chỉ tiêu sử dụng đất Cả thời kỳ 2011- 2020 Kỳ đầu 2011- 2015 (*) Kỳ cuối 2016 - 2020 Tổng số Chia ra các năm Năm 2016 (*) Năm 2017 Năm 2018 Năm 2019 Năm 2020 1 Đất nông nghiệp chuyển sang phi nông nghiệp 10.463 2.874 7.589 382 1.516 1.503 1.506 2.682 Trong đó: 1.1 Đất trồng lúa 5.763 1.998 3.765 270 756 753 756 1.230 Trong đó: Đất chuyên trồng lúa nước 5.647 1.998 3.649 241 733 733 740 1.202 1.2 Đất trồng cây hàng năm khác 1.509 199 1.310 48 262 261 261 478 1.3 Đất trồng cây lâu năm 537 131 406 0 82 82 78 164 1.4 Đất rừng phòng hộ 502 238 264 1 52 54 54 103 1.5 Đất rừng sản xuất 371 71 300 40 52 50 51 107 1.6 Đất nuôi trồng thủy sản 1.113 149 964 21 191 192 191 369 2 Chuyển đổi cơ cấu sử dụng đất trong nội bộ đất nông nghiệp 4.845 1.869 2.976 40 594 593 593 1.156 Trong đó: 2.1 Đất trồng lúa chuyển sang đất nuôi trồng thủy sản 11 9 2 1 1 2.2 Đất rừng sản xuất chuyển sang đất nông nghiệp không phải là rừng 6 4 2 2 3 Đất phi nông nghiệp không phải là đất ở chuyển sang đất ở 180 30 150 8 30 30 30 52 Ghi chú: (*) Diện tích đã thực hiện.
1. Tổ chức thực hiện điều chỉnh quy hoạch sử dụng đất đến năm 2020 và kế hoạch sử dụng đất kỳ cuối (2016 - 2020), trong đó rà soát điều chỉnh quy hoạch của các ngành, lĩnh vực, các địa phương trong tỉnh có sử dụng đất cho thống nhất với điều chỉnh quy hoạch sử dụng đất đến năm 2020 và kế hoạch sử dụng đất kỳ cuối (2016 - 2020) của tỉnh; việc tổ chức thực hiện điều chỉnh quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất phải thống nhất chặt chẽ đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội, bảo đảm quốc phòng, an ninh trên địa bàn tỉnh; |
643,126 | Điều 3. Diện tích đất chưa sử dụng đưa vào sử dụng cho các mục đích: Điều 3. Bộ Tài nguyên và Môi trường chủ trì, phối hợp với các cơ quan liên quan chỉ đạo, kiểm tra việc chuyển đổi đất rừng phòng hộ, rừng sản xuất là rừng tự nhiên theo đúng quy hoạch được phê duyệt và quy định của pháp luật.. Đơn vị tính: ha STT Chỉ tiêu sử dụng đất Cả thời kỳ 2011- 2020 Kỳ đầu 2011- 2015 (*) Kỳ cuối 2016 - 2020 Tổng số Chia ra các năm Năm 2016 (*) Năm 2017 Năm 2018 Năm 2019 Năm 2020 1 Đất nông nghiệp 461 6 455 2 82 82 82 207 Trong đó: 1.1 Đất trồng lúa 225 225 45 45 45 90 Trong đó: Đất chuyên trồng lúa nước 225 225 45 45 45 90 1.2 Đất trồng cây hàng năm khác 6 6 1.3 Đất rừng sản xuất 230 230 2 37 37 37 117 2 Đất phi nông nghiệp 3.050 2.225 825 64 167 175 165 254 Trong đó: 2.1 Đất quốc phòng 9 9 2.2 Đất khu công nghiệp 2 2 1 1 2.3 Đất cơ sở sản xuất phi nông nghiệp 219 158 61 12 12 13 11 13 2.4 Đất sử dụng cho hoạt động khoáng sản 1.203 823 380 42 80 88 87 83 2.5 Đất phát triển hạ tầng 569 289 280 2 56 55 46 121 2.6 Đất có di tích, danh thắng 18 18 3 3 4 8 2.7 Đất bãi thải, xử lý chất thải 1 1 1 2.8 Đất ở tại nông thôn 7 7 1 1 1 4 2.9 Đất ở tại đô thị 4 2 1 1 Ghi chú: (*) Diện tích đã thực hiện (Vị trí các loại đất trong điều chỉnh quy hoạch sử dụng đất đến năm 2020 và kế hoạch sử dụng đất kỳ cuối (2016 - 2020) được thể hiện trên Bản đồ điều chỉnh quy hoạch sử dụng đất đến năm 2020 và Bản đồ kế hoạch sử dụng đất kỳ cuối (2016 - 2020), tỷ lệ 1/25.000 do Ủy ban nhân dân tỉnh Hà Nam xác lập ngày 27 tháng 11 năm 2017). |
643,129 | 11. Phát sóng là việc truyền đến công chúng bằng phương tiện vô tuyến âm thanh hoặc hình ảnh, âm thanh và hình ảnh, sự tái hiện âm thanh hoặc hình ảnh, sự tái hiện âm thanh và hình ảnh của tác phẩm, cuộc biểu diễn, bản ghi âm, ghi hình, chương trình phát sóng, bao gồm cả việc truyền qua vệ tinh, truyền tín hiệu được mã hóa trong trường hợp phương tiện giải mã được tổ chức phát sóng cung cấp tới công chúng hoặc được cung cấp với sự đồng ý của tổ chức phát sóng. 11a. Truyền đạt đến công chúng là việc truyền đến công chúng tác phẩm; âm thanh, hình ảnh của cuộc biểu diễn; âm thanh, hình ảnh hoặc sự tái hiện của âm thanh, hình ảnh được định hình trong bản ghi âm, ghi hình bằng bất kỳ phương tiện nào ngoài phát sóng.”;
b) Bổ sung khoản 12a vào sau khoản 12 và sửa đổi, bổ sung khoản 13 như sau: “12a. Sáng chế mật là sáng chế được cơ quan, tổ chức có thẩm quyền xác định là bí mật nhà nước theo quy định của pháp luật về bảo vệ bí mật nhà nước.
13. Kiểu dáng công nghiệp là hình dáng bên ngoài của sản phẩm hoặc bộ phận để lắp ráp thành sản phẩm phức hợp, được thể hiện bằng hình khối, đường nét, màu sắc hoặc sự kết hợp những yếu tố này và nhìn thấy được trong quá trình khai thác công dụng của sản phẩm hoặc sản phẩm phức hợp.”;
c) Sửa đổi, bổ sung khoản 20 như sau: “20. Nhãn hiệu nổi tiếng là nhãn hiệu được bộ phận công chúng có liên quan biết đến rộng rãi trên lãnh thổ Việt Nam.”;
d) Sửa đổi, bổ sung khoản 22 và bổ sung khoản 22a vào sau khoản 22 như sau: “22. Chỉ dẫn địa lý là dấu hiệu dùng để chỉ nguồn gốc địa lý của sản phẩm từ khu vực, địa phương, vùng lãnh thổ hoặc quốc gia cụ thể. 22a. Chỉ dẫn địa lý đồng âm là các chỉ dẫn địa lý có cách phát âm hoặc cách viết trùng nhau.”.
2. Sửa đổi, bổ sung khoản 2 Điều 7 như sau: “2. Việc thực hiện quyền sở hữu trí tuệ không được xâm phạm lợi ích của Nhà nước, lợi ích công cộng, quyền và lợi ích hợp pháp của tổ chức, cá nhân và không được vi phạm quy định khác của pháp luật có liên quan. Tổ chức, cá nhân thực hiện quyền sở hữu trí tuệ liên quan đến Quốc kỳ, Quốc huy, Quốc ca nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam không được ngăn chặn, cản trở việc phổ biến, sử dụng Quốc kỳ, Quốc huy, Quốc ca.”. 2. Người hỗ trợ, góp ý kiến hoặc cung cấp tư liệu cho người khác sáng tạo tác phẩm không phải là tác giả, đồng tác giả.
3. Sửa đổi, bổ sung khoản 2 và khoản 3 Điều 8 như sau: “2. Khuyến khích, thúc đẩy hoạt động đổi mới sáng tạo, khai thác tài sản trí tuệ thông qua hỗ trợ về tài chính, ưu đãi về thuế, tín dụng và hỗ trợ, ưu đãi đầu tư khác phù hợp với quy định của pháp luật nhằm góp phần phát triển kinh tế - xã hội, nâng cao đời sống vật chất và tinh thần của nhân dân. 3. Hỗ trợ tài chính cho việc tạo ra, nhận chuyển giao, khai thác quyền sở hữu trí tuệ phục vụ lợi ích công cộng; khuyến khích tổ chức, cá nhân trong nước và nước ngoài tài trợ cho hoạt động đổi mới sáng tạo và bảo hộ quyền sở hữu trí tuệ.”. |
643,130 | 3. Việc thực hiện quyền nhân thân và quyền tài sản đối với tác phẩm có đồng tác giả phải có sự thỏa thuận của các đồng tác giả, trừ trường hợp tác phẩm có phần riêng biệt có thể tách ra sử dụng độc lập mà không làm phương hại đến phần của các đồng tác giả khác hoặc luật khác có quy định khác.”.
4. Bổ sung Điều 12a vào trước Điều 13 trong Mục 1 Chương I Phần thứ hai như sau: “Điều 12a. Tác giả, đồng tác giả
5. Sửa đổi, bổ sung các điều 19, 20 và 21 như sau: |
643,131 | Khoản 1. Quyền tài sản bao gồm:
a) Làm tác phẩm phái sinh;
b) Biểu diễn tác phẩm trước công chúng trực tiếp hoặc gián tiếp thông qua các bản ghi âm, ghi hình hoặc bất kỳ phương tiện kỹ thuật nào tại địa điểm mà công chúng có thể tiếp cận được nhưng công chúng không thể tự do lựa chọn thời gian và từng phần tác phẩm;
c) Sao chép trực tiếp hoặc gián tiếp toàn bộ hoặc một phần tác phẩm bằng bất kỳ phương tiện hay hình thức nào, trừ trường hợp quy định tại điểm a khoản 3 Điều này;
d) Phân phối, nhập khẩu để phân phối đến công chúng thông qua bán hoặc hình thức chuyển giao quyền sở hữu khác đối với bản gốc, bản sao tác phẩm dưới dạng hữu hình, trừ trường hợp quy định tại điểm b khoản 3 Điều này;
đ) Phát sóng, truyền đạt đến công chúng tác phẩm bằng phương tiện hữu tuyến, vô tuyến, mạng thông tin điện tử hoặc bất kỳ phương tiện kỹ thuật nào khác, bao gồm cả việc cung cấp tác phẩm đến công chúng theo cách mà công chúng có thể tiếp cận được tại địa điểm và thời gian do họ lựa chọn;
e) Cho thuê bản gốc hoặc bản sao tác phẩm điện ảnh, chương trình máy tính, trừ trường hợp chương trình máy tính đó không phải là đối tượng chính của việc cho thuê. |
643,133 | Khoản 3. Chủ sở hữu quyền đối với chương trình phát sóng không có quyền ngăn cấm tổ chức, cá nhân khác thực hiện các hành vi sau đây:
a) Sao chép chương trình phát sóng chỉ để thực hiện các quyền khác theo quy định của Luật này; sao chép tạm thời theo một quy trình công nghệ, trong quá trình hoạt động của các thiết bị để truyền phát trong một mạng lưới giữa các bên thứ ba thông qua trung gian hoặc sử dụng hợp pháp chương trình phát sóng, không có mục đích kinh tế độc lập và bản sao bị tự động xóa bỏ, không có khả năng phục hồi lại;
b) Phân phối lần tiếp theo, nhập khẩu để phân phối đối với bản định hình chương trình phát sóng đã được chủ sở hữu quyền thực hiện hoặc cho phép thực hiện việc phân phối. |
643,138 | Khoản 1. Nhà sản xuất bản ghi âm, ghi hình có độc quyền thực hiện hoặc cho phép tổ chức, cá nhân khác thực hiện các quyền sau đây:
a) Sao chép toàn bộ hoặc một phần bản ghi âm, ghi hình của mình bằng bất kỳ phương tiện hay hình thức nào, trừ trường hợp quy định tại điểm a khoản 3 Điều này;
b) Phân phối, nhập khẩu để phân phối đến công chúng thông qua bán hoặc hình thức chuyển giao quyền sở hữu khác đối với bản gốc, bản sao bản ghi âm, ghi hình của mình dưới dạng hữu hình, trừ trường hợp quy định tại điểm b khoản 3 Điều này;
c) Cho thuê thương mại tới công chúng bản gốc, bản sao bản ghi âm, ghi hình của mình, kể cả sau khi được phân phối bởi nhà sản xuất hoặc với sự cho phép của nhà sản xuất;
d) Phát sóng, truyền đạt đến công chúng bản ghi âm, ghi hình của mình, bao gồm cả cung cấp tới công chúng bản ghi âm, ghi hình theo cách mà công chúng có thể tiếp cận tại địa điểm và thời gian do họ lựa chọn. |
643,139 | Khoản 2. Tổ chức, cá nhân khi khai thác, sử dụng một, một số hoặc toàn bộ các quyền quy định tại khoản 1 Điều này phải được sự cho phép của chủ sở hữu quyền đối với chương trình phát sóng và trả tiền bản quyền, các quyền lợi vật chất khác (nếu có) cho chủ sở hữu quyền đối với chương trình phát sóng theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận trong trường hợp pháp luật không quy định, trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này, các điều 25, 25a, 26, 32 và 33 của Luật này. |
643,141 | Khoản 1. Tổ chức phát sóng có độc quyền thực hiện hoặc cho phép tổ chức, cá nhân khác thực hiện các quyền sau đây:
a) Phát sóng, tái phát sóng chương trình phát sóng của mình;
b) Sao chép trực tiếp hoặc gián tiếp toàn bộ hoặc một phần bản định hình chương trình phát sóng của mình bằng bất kỳ phương tiện hay hình thức nào, trừ trường hợp quy định tại điểm a khoản 3 Điều này;
c) Định hình chương trình phát sóng của mình;
d) Phân phối, nhập khẩu để phân phối đến công chúng thông qua bán hoặc hình thức chuyển giao quyền sở hữu khác đối với bản định hình chương trình phát sóng của mình dưới dạng hữu hình, trừ trường hợp quy định tại điểm b khoản 3 Điều này. |
643,145 | Điều 33. Giới hạn quyền liên quan
1. Các trường hợp sử dụng bản ghi âm, ghi hình đã công bố không phải xin phép nhưng phải trả tiền bản quyền, phải thông tin về bản ghi âm, ghi hình bao gồm:
a) Tổ chức, cá nhân sử dụng bản ghi âm, ghi hình đã công bố nhằm mục đích thương mại để phát sóng có tài trợ, quảng cáo hoặc thu tiền dưới bất kỳ hình thức nào không phải xin phép nhưng phải trả tiền bản quyền cho người biểu diễn, nhà sản xuất bản ghi âm, ghi hình, tổ chức phát sóng kể từ khi sử dụng. Mức tiền bản quyền và phương thức thanh toán do các bên thỏa thuận; trường hợp không đạt được thỏa thuận thì thực hiện theo quy định của Chính phủ. Tổ chức, cá nhân sử dụng bản ghi âm, ghi hình đã công bố nhằm mục đích thương mại để phát sóng không có tài trợ, quảng cáo hoặc không thu tiền dưới bất kỳ hình thức nào không phải xin phép nhưng phải trả tiền bản quyền cho người biểu diễn, nhà sản xuất bản ghi âm, ghi hình, tổ chức phát sóng kể từ khi sử dụng theo quy định của Chính phủ;
b) Tổ chức, cá nhân sử dụng bản ghi âm, ghi hình đã công bố nhằm mục đích thương mại trong hoạt động kinh doanh, thương mại không phải xin phép nhưng phải trả tiền bản quyền theo thỏa thuận cho người biểu diễn, nhà sản xuất bản ghi âm, ghi hình, tổ chức phát sóng kể từ khi sử dụng; trường hợp không đạt được thỏa thuận thì thực hiện theo quy định của Chính phủ. Chính phủ quy định chi tiết các hoạt động kinh doanh, thương mại quy định tại điểm này.
2. Việc sử dụng bản ghi âm, ghi hình quy định tại khoản 1 Điều này không được mâu thuẫn với việc khai thác bình thường cuộc biểu diễn, bản ghi âm, ghi hình, chương trình phát sóng và không gây thiệt hại một cách bất hợp lý đến lợi ích hợp pháp của người biểu diễn, nhà sản xuất bản ghi âm, ghi hình, tổ chức phát sóng.
3. Tổ chức, cá nhân có nhu cầu khai thác, sử dụng bản ghi âm, ghi hình đã công bố của tổ chức, cá nhân Việt Nam nhưng không thể tìm được hoặc không xác định được chủ sở hữu quyền liên quan thì thực hiện theo quy định của Chính phủ.”.
10. Sửa đổi, bổ sung Điều 35 như sau: |
Subsets and Splits
No saved queries yet
Save your SQL queries to embed, download, and access them later. Queries will appear here once saved.