Quy định hệ thống điện phân phối 32TTBCT.doc

e) Điện áp
Điện áp danh định
Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm 110kV,
35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV và 0,4kV.
Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu
nối được phép dao động so với điện áp danh định như sau:
Tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện là ±5%;
Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là +10% và -5%.
Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định
sau sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với Khách hàng sử
dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp bởi sự cố trong khoảng +5% và –10% so với điện
áp danh định.
Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự
cố, cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ± 10% so với điện áp danh định.
Trong trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất
lượng điện áp cao hơn so với quy định, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có
thể thỏa thuận giá trị dao động điện áp tại điểm đấu nối khác với các giá trị quy
định trong khoản 2 Điều này.
f) Cân bằng pha
Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha
không vượt quá 3% điện áp danh định đối với cấp điện áp 110kV hoặc 5% điện áp
danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.
g) Sóng hài
1. Tổng độ biến dạng sóng hài (THD) là tỷ lệ của giá trị điện áp hiệu dụng
của sóng hài với giá trị hiệu dụng của điện áp cơ bản, biểu diễn bằng đơn vị phần
trăm (%), theo công thức sau:
%100
2
1
2
∗=
∑
V
V
i
THD
Trong đó:
THD: Tổng độ biến dạng sóng hài của điện áp;
V
i
: Thành phần điện áp tại sóng hài bậc i;
V
1
: Thành phần điện áp tại tần số cơ bản (50Hz).
2. Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt
quá giới hạn quy định trong Bảng 1 như sau:
Bảng 1: Độ biến dạng sóng hài điện áp
Cấp điện áp Tổng biến dạng sóng hài Biến dạng riêng lẻ
110kV 3,0% 1,5%
Trung và hạ áp 6,5% 3,0%
3. Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối trong thời
gian ngắn vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định tại khoản 2 Điều này
nhưng không được gây hư hỏng thiết bị của khách hàng sử dụng lưới điện phân
phối.
h) Nhấp nháy điện áp
1. Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi
điểm đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2 như sau:
Bảng 2: Mức nhấp nháy điện áp
Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép
110kV
P
st95%
= 0,80
P
lt95%
= 0,60
Trung áp
P
st95%
= 1,00
P
lt95%
= 0,80
Hạ áp
P
st95%
= 1,00
P
lt95%
= 0,80
2. Tại điểm đấu nối trung và hạ áp, mức nhấp nháy ngắn hạn (P
st
) không được
vượt quá 0,9 và mức nhấp nháy dài hạn (P
lt
) không được vượt quá 0,7 căn cứ tiêu
chuẩn IEC1000-3-7.
i) Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố
1. Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian loại trừ sự cố được quy
định trong Bảng 3 như sau:
Bảng 3: Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian loại trừ sự cố
Điện áp
Dòng ngắn mạch
lớn nhất (kA)
Thời gian loại trừ sự
cố (ms)
Thời gian chịu đựng
của thiết bị (s)
Trung áp 25 500 3
110kV 31,5 150 3
2. Trường hợp đặc biệt, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm đề xuất để
được phép áp dụng mức dòng ngắn mạch lớn nhất cho một số khu vực trong hệ
thống điện phân phối cao hơn mức quy định tại Bảng 3.
3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập hồ sơ bao gồm đánh giá ảnh
hưởng việc áp dụng giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất cao hơn mức quy định tại
Bảng 3 tới Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối bị ảnh hưởng trực tiếp, trình
Cục Điều tiết điện lực xem xét phê duyệt.
4. Đơn vị phân phối điện phải thông báo giá trị dòng ngắn mạch cực đại cho
phép tại điểm đấu nối để Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phối hợp
trong khi lắp đặt thiết bị.
j) Chế độ nối đất
Chế độ nối đất trung tính trong hệ thống điện phân phối được quy định trong
Bảng 4 như sau:
Bảng 4: Chế độ nối đất
Cấp điện áp Điểm trung tính
110kV Nối đất trực tiếp
35 kV Trung tính cách ly hoặc nối đất qua trở kháng
15, 22 kV
Nối đất trực tiếp (3 pha 3 dây) hoặc nối đất lặp lại (3
pha 4 dây)
6, 10 kV Trung tính cách ly
Dưới 1000V
Nối đất trực tiếp (nối đất trung tính, nối đất lặp lại, nối
đất trung tính kết hợp)
k) Hệ số sự cố chạm đất
Hệ số sự cố chạm đất của lưới điện phân phối không được vượt quá 1,4 đối
với lưới điện có trung tính nối đất trực tiếp và 1,7 đối với lưới điện có trung tính
cách ly hoặc lưới điện có trung tính nối đất qua trở kháng.
Mục 2
TIÊU CHUẨN ĐỘ TIN CẬY
l) Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối
Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối bao gồm:
Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System
Average Interruption Duration Index - SAIDI);
Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average
Interruption Frequency Index - SAIFI);
Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối
(Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).
Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:
SAIDI được tính bằng tổng thời gian mất điện của các Khách hàng sử dụng
điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện
trong một quý chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý đó, theo công thức
sau:
∑
∑
=
=
=
=
4
1
1
j
j
n
i
ii
j
SAIDISAIDI
K
KT
SAIDI
Trong đó:
T
i
: Thời gian mất điện lần thứ i kéo dài trên 5 phút trong quý j;
K
i
: Số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua
điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong quý j;
n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong quý j;
K: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý j.
SAIFI được tính bằng tổng số lần mất điện của Khách hàng sử dụng điện và
các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý
chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý đó, theo công thức sau:
∑
=
=
=
4
1j
j
j
SAIFISAIFI
K
n
SAIFI
Trong đó:
n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong quý j;
K: Tổng số khách hàng trong quý j của Đơn vị phân phối điện.
MAIFI được tính bằng tổng số lần mất điện thoáng qua của Khách hàng sử
dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối
điện trong quý chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý đó, theo công thức
sau:
∑
=
=
=
4
1j
j
j
MAIFIMAIFI
K
m
MAIFI
Trong đó:
m: số lần mất điện thoáng qua trong quý j;
K: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý j.
m) Các trường hợp ngừng cung cấp điện không xét đến khi tính toán
các chỉ số độ tin cậy
2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện.
3. Thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các
tiêu chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn an toàn để được khôi phục cung cấp điện.
4. Do sự cố thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối.
5. Do mất điện từ lưới điện truyền tải.
6. Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
7. Cắt điện khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với
con người và thiết bị trong quá trình vận hành hệ thống điện.
8. Do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối điện vi phạm quy định của
pháp luật về hoạt động điện lực và sử dụng điện quy định tại Điều 6 Quyết định số
39/2005/QĐ-BCN ngày 23 tháng 12 năm 2005 của Bộ Công nghiệp quy định về
điều kiện, trình tự và thủ tục ngừng, giảm mức cung cấp điện (sau đây viết là
Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN).
9. Do các sự kiện bất khả kháng, ngoài khả năng kiểm soát của Đơn vị phân
phối điện theo quy định tại Quyết định số 39/2005/QĐ-BCN.
a) Trình tự phê duyệt tiêu chuẩn độ tin cậy hàng năm cho lưới điện
phân phối
10. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách
nhiệm tổng hợp các tính toán độ tin cậy cho năm tiếp theo của các Đơn vị phân
phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt.
11. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ
tiêu độ tin cậy cho lưới điện phân phối của từng Đơn vị phân phối điện làm cơ sở
tính toán giá phân phối điện cho các Đơn vị phân phối điện.
a) Chế độ báo cáo
12. Trước ngày 15 tháng đầu tiên hàng quý, Đơn vị phân phối điện có trách
nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản về việc thực hiện chỉ tiêu độ tin
cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối trong quý trước đó.
13. Cục Điều tiết điện lực quy định mẫu báo cáo về độ tin cậy của các Đơn vị
phân phối điện.
Mục 3
TIÊU CHUẨN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
a) Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối
Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối bao gồm:
14. Tổn thất điện năng kỹ thuật: là tổn thất điện năng gây ra do tổn thất công
suất kỹ thuật trên đường dây và thiết bị điện trên lưới điện phân phối.
15. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật: là tổn thất điện năng do trộm cắp điện, do
sai số của thiết bị đo đếm điện năng hoặc do lỗi quản lý hệ thống đo đếm điện
năng.
a) Trình tự phê duyệt chỉ tiêu tổn thất điện năng của lưới điện phân
phối
16. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách
nhiệm tổng hợp các tính toán tổn thất điện năng của lưới điện phân phối cho năm
tới của các Đơn vị phân phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê
duyệt.
17. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ
tiêu tổn thất điện năng của lưới điện phân phối cho các Đơn vị phân phối điện để
làm cơ sở tính toán giá phân phối điện cho các Đơn vị phân phối điện.
Mục 4
TIÊU CHUẨN CHẤT LƯỢNG DỊCH VỤ
a) Các loại tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ
Các loại tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ bao gồm:
18. Thời gian xem xét, ký thỏa thuận đấu nối và thực hiện đấu nối mới hoặc
thời gian điều chỉnh đấu nối cho khách hàng.
19. Chất lượng trả lời khiếu nại bằng văn bản.
Nội dung văn bản trả lời khiếu nại của khách hàng bao gồm:
a) Trả lời rõ ràng khiếu nại được chấp nhận hay không;
b) Giải thích rõ ràng phương án giải quyết trong trường hợp khiếu nại được
chấp nhận;
c) Trong trường hợp không chấp nhận khiếu nại, Đơn vị phân phối điện phải
nêu rõ lý do và hướng dẫn khách hàng theo từng trường hợp cụ thể;
d) Cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết khác giúp khách hàng đánh giá
được phương án giải quyết;
đ) Văn bản trả lời trong thời gian quy định tại điểm b khoản 2 Điều 19 Thông
tư này.
20. Chất lượng trả lời khiếu nại của khách hàng qua điện thoại được đánh giá
trên các tiêu chí:
a) Tỷ lệ số cuộc gọi của khách hàng được trả lời thỏa đáng;
b) Thời gian trả lời các cuộc gọi trong thời gian quy định tại điểm c khoản 2
Điều 19 Thông tư này.
c) Tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ cho lưới điện phân phối
21. Đơn vị phân phối điện phải tổ chức, duy trì và cập nhật hệ thống thông tin
để ghi nhận tất cả khiếu nại từ khách hàng bằng văn bản hay qua điện thoại.
22. Tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ được quy định như sau:
a) Thời gian xem xét và ký thỏa thuận đấu nối kể từ khi nhận được hồ sơ đề
nghị đấu nối hoàn chỉnh, hợp lệ theo quy định tại và Thông tư này;
b) Chất lượng trả lời bằng văn bản:
- Có trên 85% văn bản giải thích việc ngừng cung cấp điện cho khách hàng
trong vòng hai mươi bốn (24) giờ kể từ thời điểm ngừng cung cấp điện;
- Có trên 95% văn bản trả lời các khiếu nại bằng văn bản (fax hoặc công văn)
trong thời hạn năm (05) ngày làm việc.
c) Chất lượng trả lời khiếu nại qua điện thoại: Có trên 85% các cuộc điện
thoại của khách hàng được phản hồi trong thời gian ba mươi (30) giây.
d) Báo cáo tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ
Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo
cáo Cục Điều tiết điện lực về kết quả thực hiện tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ bao
gồm các nội dung sau:
23. Kết quả thực hiện các chỉ tiêu chất lượng dịch vụ năm trước đó theo quy
định tại Thông tư này.
24. Giải trình nguyên nhân trong trường hợp không đạt các tiêu chuẩn chất
lượng dịch vụ.
25. Kế hoạch nâng cao tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ.
Chương III
DỰ BÁO NHU CẦU PHỤ TẢI ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
a) Quy định chung
26. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối là dự báo cho toàn
bộ phụ tải điện được cung cấp điện từ hệ thống điện phân phối, trừ các phụ tải có
nguồn cung cấp điện riêng. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối là
cơ sở để lập kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối hàng năm, kế hoạch và
phương thức vận hành hệ thống điện phân phối.
27. Dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối bao gồm dự báo nhu
cầu phụ tải điện năm, tháng và tuần tới.
28. Trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện phân phối:
a) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện của hệ
thống điện phân phối thuộc phạm vi quản lý của mình và phụ tải điện tại tất cả các
điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối
có trạm riêng và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối sở hữu tổ máy phát điện
có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các số liệu dự báo nhu cầu phụ
tải điện của mình, trong đó bao gồm dự báo nhu cầu phụ tải điện tổng hợp toàn đơn
vị và nhu cầu phụ tải điện tại từng điểm đấu nối.
c) Dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
29. Các thông tin, dữ liệu sử dụng cho dự báo nhu cầu phụ tải điện năm bao
gồm:
a) Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện trong Quy hoạch phát triển điện lực
tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, quận, huyện đã được duyệt;
b) Yếu tố giá điện, tốc độ tăng dân số, xu hướng phát triển kinh tế trên địa bàn
của Đơn vị phân phối điện và các yếu tố kinh tế - xã hội khác có liên quan;
c) Diễn biến nhu cầu phụ tải điện trong năm (05) năm trước gần nhất;
d) Dự báo tăng trưởng nhu cầu điện của các phụ tải điện hiện có trong các
năm tới;
đ) Nhu cầu điện của các phụ tải mới, các dự án, các khu - cụm công nghiệp đã
có kế hoạch đầu tư xây dựng và tiến độ đưa vào vận hành;
e) Các chương trình tiết kiệm năng lượng, quản lý nhu cầu phụ tải và các giải
pháp giảm tổn thất điện năng;
g) Công suất và sản lượng điện mua, bán tại mỗi điểm đấu nối với lưới điện
của Đơn vị phân phối điện khác;
h) Công suất và sản lượng điện xuất, nhập khẩu (nếu có);
i) Các yếu tố, sự kiện xã hội ảnh hưởng tới nhu cầu phụ tải.
30. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm
a) Cho năm đầu tiên
- Số liệu dự báo điện năng, công suất cực đại hàng tháng của toàn Đơn vị
phân phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ ngày điển hình hàng tháng của toàn Đơn vị phân phối điện và tại
từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
b) Cho bốn (04) năm tiếp theo
- Số liệu dự báo điện năng, công suất cực đại hàng năm của toàn Đơn vị phân
phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ ngày điển hình hàng năm của toàn Đơn vị phân phối điện và tại
từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải.
31. Trách nhiệm cung cấp thông tin phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện
a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm riêng phải cung cấp các
thông tin sau:
- Biểu đồ phụ tải điện ngày điển hình hiện trạng;
- Dự kiến công suất cực đại và sản lượng điện đăng ký sử dụng hàng tháng
trong năm tới; dự kiến công suất cực đại và sản lượng điện đăng ký sử dụng hàng
năm trong bốn (04) năm tiếp theo;
- Các thông số bổ sung về lưới điện, máy cắt và sơ đồ bố trí bảo vệ cho các
thiết bị trực tiếp đấu nối hoặc có ảnh hưởng tới lưới điện phân phối.
b) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối sở hữu tổ máy phát điện phải
cung cấp các thông tin sau:
- Dự báo sản lượng, công suất hàng tháng có thể phát lên lưới điện phân
phối;
- Thông số kỹ thuật của các tổ máy phát điện mới và tiến độ đưa vào vận
hành trong năm (05) năm tiếp theo.
c) Đơn vị phân phối và bán lẻ điện phải cung cấp các thông tin sau:
- Tổng số khách hàng thống kê theo năm thành phần;
- Dự báo nhu cầu công suất và điện năng của năm thành phần khách hàng
trong năm (05) năm tiếp theo;
- Biểu đồ phụ tải ngày điển hình hàng tháng tại điểm đấu nối cho năm tới;
- Các thông số bổ sung về lưới, máy cắt và sơ đồ bố trí bảo vệ cho các thiết bị
trực tiếp đấu nối hoặc có ảnh hưởng tới lưới điện phân phối.
d) Các Đơn vị phân phối điện khác có đấu nối với lưới điện của Đơn vị phân
phối điện phải cung cấp các thông tin về công suất cực đại và sản lượng giao nhận
dự kiến tại điểm đấu nối trong từng tháng của năm tới; công suất cực đại và sản
lượng giao nhận dự kiến tại điểm đấu nối trong từng năm trong giai đoạn bốn (04)
năm tiếp theo.
32. Trình tự thực hiện
a) Trước ngày 01 tháng 6 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 bốn (04) năm tiếp theo;
b) Trước ngày 01 tháng 7 hàng năm, Đơn vị phân phối điện 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 vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng
33. 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.
34. 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 ngày điển hình hàng tuần của toàn Đơn vị phân phối điện.
35. Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phải 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 2MW so với số liệu của tháng
tương ứng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện năm;
b) Công suất phát của khách hàng là nhà máy điện chênh lệch trên 1MW so
với công suất phát dự kiến của tháng tương ứng trong dự báo nhu cầu phụ tải điện
năm.
36. Trình tự thực hiện:
a) Trước ngày 15 hàng tháng, Khách hàng lớn sử dụng lưới điện phân phối phải
cung cấp cho Đơn vị phân phối điện các thông tin theo quy định tại khoản 3 Điều
này để phục vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới;
b) Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phân phối điện phải hoàn thành dự báo nhu
cầu phụ tải điện tháng tới và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần
37. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần bao gồm các thông số sau:
a) Công suất cực đại, điện năng tiêu thụ theo từng ngày của toàn Đơn vị phân
phối điện và tại từng điểm đấu nối với lưới điện truyền tải;
b) Công suất cực đại, điện năng giao nhận theo từng ngày tại các điểm mua
bán điện với nước ngoài thông qua lưới điện của Đơn vị phân phối điện;
c) Biểu đồ phụ tải từng ngày trong tuần của toàn Đơn vị phân phối điện.
38. Trước 11h00 thứ Năm hàng tuần, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm
hoàn thành và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dự
báo nhu cầu phụ tải hai (02) tuần tới để lập phương thức vận hành cho hai (02)
tuần tới.
a) Nghiên cứu phụ tải
39. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thực hiện nghiên cứu phụ tải phục
vụ dự báo nhu cầu phụ tải điện và tính toán giá bán lẻ điện.
40. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xây dựng Thông tư quy định nội
dung, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải trình Bộ trưởng Bộ Công Thương ban
hành.
Chương IV
LẬP KẾ HOẠCH ĐẦU TƯ PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
a) Nguyên tắc chung
41. Hàng năm, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm lập kế hoạch đầu tư phát
triển lưới điện phân phối cho năm tới và có xét đến bốn (04) năm tiếp theo trong
phạm vi quản lý.
42. 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 đã được phê duyệt và các
thỏa thuận đấu nối đã ký.
a) Yêu cầu đối với kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện phân phối
hàng năm
43. Đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu phụ tải của khách hàng hiện có và
các khách hàng mới; đấu nối các nguồn điện mới vào lưới điện phân phối.
44. Đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại
Chương II Thông tư này.
45. Đề xuất danh mục 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 bốn (04) năm tiếp theo.

Xem chi tiết: Quy định hệ thống điện phân phối 32TTBCT.doc