NaverHustQA/TVPL huggingface dataset:
Điều 20. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày được thực hiện cho 02 ngày tới.
2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện tuần và dự báo nhu cầu phụ tải điện của ngày hôm trước đã công bố;
b) Các số liệu công suất, điện năng thực tế của hệ thống điện trong 07 ngày trước; trường hợp ngày lễ, tết phải sử dụng các số liệu của các ngày lễ, tết năm trước;
c) Dự báo thời tiết của 02 ngày tới và các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia ngày bao gồm các số liệu sau: Điện năng, công suất với chu kỳ 30 phút/lần của hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện ba miền và tại các điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối.
4. Trước 10h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày theo quy định tại Khoản 3 Điều này.
Điều 21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện
1. Dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện được thực hiện cho 01 (một) chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo.
2. Các yếu tố xét đến khi dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện trong dự báo nhu cầu phụ tải điện ngày và kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện trước đó đã công bố;
b) Các số liệu công suất, điện năng thực tế của hệ thống điện cùng kỳ tuần trước;
c) Dự báo thời tiết tại thời điểm gần nhất;
d) Các thông tin cần thiết khác.
3. Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch thị trường điện bao gồm:
a) Công suất và sản lượng của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 08 (tám) chu kỳ giao dịch tiếp theo;
b) Công suất và sản lượng tại từng điểm đấu nối giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối cho chu kỳ 30 phút của chu kỳ giao dịch tới và 8 chu kỳ giao dịch tiếp theo.
4. Chậm nhất 15 phút trước chu kỳ giao dịch tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố trên Trang thông tin điện tử của hệ thống điện và thị trường điện kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều này.
Điều 22. Nguyên tắc chung
1. Hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải của năm tới (năm N+1) và có xét đến 01 năm tiếp theo (năm N+2).
2. Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải hàng năm được lập trên các cơ sở sau đây:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm đã được công bố;
b) Phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch phát triển điện lực tỉnh đã được phê duyệt và các Thỏa thuận đấu nối đã ký;
c) Đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này;
d) Đáp ứng nhu cầu phụ tải điện và các yêu cầu vận hành hệ thống điện và thị trường điện; đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, ổn định hệ thống điện truyền tải quốc gia.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị truyền tải điện trong quá trình lập kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải để đảm bảo các công trình nguồn điện, lưới điện được đầu tư, đấu nối và vận hành đáp ứng các yêu cầu quy định tại Khoản 2 Điều này.
Điều 23. Nội dung kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải. Kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải bao gồm các nội dung chính sau:
1. Đánh giá tình hình thực tế vận hành lưới điện truyền tải đến hết ngày 30 tháng 6 của năm hiện tại.
2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện tại từng điểm giao nhận giữa lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.
3. Đánh giá tình hình thực hiện đầu tư và ước thực hiện đầu tư đối với danh mục lưới điện truyền tải thuộc kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải đã được duyệt đến hết ngày 31 tháng 12 năm hiện tại.
4. Danh mục các dự án nguồn điện đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo, kèm theo dự kiến điểm đấu nối, thỏa thuận đấu nối của những dự án nguồn điện này.
5. Danh mục các công trình hệ thống thông tin, hệ thống SCADA, thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ công tác điều độ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
6. Kết quả tính toán các chế độ xác lập hệ thống điện truyền tải cho từng tháng của năm tới, cho mùa khô và mùa mưa của 01 năm tiếp theo, bao gồm cả kết quả tính toán các phương án và đánh giá khả năng đáp ứng tiêu chí N-1 của lưới điện truyền tải.
7. Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tại các thanh cái 500 kV, 220 kV, 110 kV trong lưới điện truyền tải, trong đó phải xác định rõ các vị trí có giá trị dòng điện ngắn mạch lớn nhất theo tính toán vượt quá 90 % giá trị lớn nhất cho phép quy định tại Điều 12 Thông tư này.
8. Kết quả tính toán, phân tích ổn định của hệ thống điện truyền tải.
9. Kết quả tính toán bù công suất phản kháng trên lưới điện truyền tải.
10. Xác định cụ thể các ràng buộc, hạn chế trên lưới điện truyền tải có thể ảnh hưởng đến việc vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện truyền tải bao gồm cả các ảnh hưởng đến yêu cầu về ổn định hệ thống điện quy định tại Điều 5 Thông tư này.
11. Đề xuất chỉ tiêu độ tin cậy và tổn thất điện năng của lưới điện truyền tải cho năm tới theo quy định tại Điều 14 và Điều 15 Thông tư này.
12. Phân tích khả năng đáp ứng các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện quy định tại Chương II Thông tư này, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Chương V Thông tư này và đề xuất các giải pháp thực hiện để đáp ứng các yêu cầu quy định.
13. Phân tích và lựa chọn phương án đầu tư lưới điện truyền tải đảm bảo truyền tải hết công suất của các nhà máy điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải điện, đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và có chi phí thấp nhất.
14. Danh mục và tiến độ các hạng mục lưới điện truyền tải cần xây dựng theo từng tháng của năm tới và theo từng quý của 01 năm tiếp theo. Kế hoạch thu xếp vốn cho thực hiện từng công trình.
15. Các đề xuất, kiến nghị (nếu có).
Khoản 1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Danh sách các nhà máy điện mới dự kiến đấu nối vào lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo, tiến độ thực hiện đầu tư, đấu nối và ngày dự kiến vận hành của các nhà máy điện đó;
b) Các thông số chính của các nhà máy điện sẽ đấu nối vào hệ thống điện truyền tải và thông tin về điểm đấu nối được quy định tại Phụ lục 1B ban hành kèm theo Thông tư này;
c) Các thay đổi liên quan đến đấu nối các nhà máy điện hiện có trong năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.
Khoản 2. Đơn vị phân phối điện, Đơn vị phân phối điện và bán lẻ, Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Danh sách các điểm đấu nối dự kiến với lưới điện truyền tải năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo; danh mục các công trình lưới điện truyền tải được giao nhiệm vụ thực hiện đầu tư, xây dựng;
b) Tiến độ dự kiến đóng điện của các điểm đấu nối mới;
c) Công suất phụ tải cực đại tại các điểm đấu nối mới và các thông tin về đấu nối được quy định tại Phụ lục 1C ban hành kèm theo Thông tư này;
d) Dự kiến đề xuất các thay đổi (nếu có) của điểm đấu nối hiện tại với lưới điện truyền tải trong năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.
Khoản 3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Kết quả dự báo nhu cầu phụ tải điện năm theo quy định tại Điều 17 Thông tư này;
b) Dự kiến nhu cầu dịch vụ phụ trợ năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo;
c) Dự kiến kế hoạch huy động nguồn điện năm tới, có xét đến 01 năm tiếp theo.
Khoản 4. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin sau:
a) Công suất, điện năng xuất, nhập khẩu;
b) Tiến độ đưa vào vận hành các công trình nguồn điện mới năm tới và có xét đến 02 năm tiếp theo.
Khoản 1. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi đề nghị về cung cấp thông tin và thời hạn cung cấp thông tin đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải (bao gồm cả các khách hàng có nhu cầu đấu nối mới).
Khoản 2. Trước ngày 01 tháng 9 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị bán buôn điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm cung cấp đầy đủ thông tin theo các nội dung yêu cầu quy định tại Điều 24 Thông tư này cho Đơn vị truyền tải điện.
Khoản 3. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thành dự thảo kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và gửi lấy ý kiến của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về đánh giá ảnh hưởng của các công trình lưới điện truyền tải dự kiến đầu tư đến việc đảm bảo vận hành an toàn, ổn định, tin cậy hệ thống điện truyền tải.
Khoản 4. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn thành kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo và báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam để thông qua.
Khoản 5. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo đã được Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua.
Khoản 6. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức thẩm định, phê duyệt và công bố trên Trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải cho năm tới và có xét đến 01 năm tiếp theo.
Khoản 7. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm công bố rộng rãi trên Trang thông tin điện tử của đơn vị kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải đã được phê duyệt.
Điều 26. Điểm đấu nối
1. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào hệ thống điện truyền tải.
2. Tùy thuộc vào cấu trúc của lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định như sau:
a) Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện;
b) Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
3. Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định tại Khoản 2 Điều này, điểm đấu nối thay thế do hai bên tự thỏa thuận.
4. Điểm đấu nối phải được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong Thỏa thuận đấu nối hoặc hợp đồng mua bán điện.
Điều 29. Yêu cầu đối với thiết bị điện đấu nối
1. Sơ đồ đấu nối điện chính phải bao gồm các thiết bị điện từ cấp điện áp trung áp đến siêu cao áp tại điểm đấu nối và thể hiện được liên kết giữa lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải với lưới điện truyền tải. Các trang thiết bị điện phải được mô tả bằng các biểu tượng, ký hiệu tiêu chuẩn và được Cấp điều độ có quyền điều khiển đánh số thiết bị theo quy định tại Quy trình thao tác trong hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.
2. Máy cắt có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại điểm đấu nối đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
3. Các thiết bị trực tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng điện ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo tính toán và thông báo của Đơn vị truyền tải điện đáp ứng sơ đồ phát triển lưới điện và nguồn điện trong quy hoạch phát triển điện lực được duyệt cho giai đoạn ít nhất 10 năm tiếp theo.
4. Máy cắt thực hiện thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị thiết bị kiểm tra hoà đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao cách ly kèm theo các phương tiện khóa liên động để đảm bảo an toàn trong quá trình vận hành và khi bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị.
Khoản 1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý của mình và đảm bảo kết nối hệ thống này với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển, đảm bảo thông tin liên lạc, truyền dữ liệu (bao gồm cả dữ liệu của hệ thống SCADA, PMU, giám sát ghi sự cố) đầy đủ, tin cậy và liên tục phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ, vận hành gồm kênh trực thông, điện thoại và fax phải hoạt động tin cậy và liên tục.
Khoản 2. Hệ thống thông tin của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải tương thích với hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển. Khách hàng có thể thỏa thuận sử dụng hệ thống thông tin của Đơn vị truyền tải điện hoặc của các nhà cung cấp khác để kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển để đảm bảo thông tin liên tục và tin cậy phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Khoản 3. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm đầu tư, quản lý hệ thống thông tin trong phạm vi quản lý lưới điện truyền tải để phục vụ việc quản lý, vận hành hệ thống điện và thị trường điện; phối hợp với Cấp điều độ có quyền điều khiển để thiết lập đường truyền thông tin về Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khoản 4. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải các yêu cầu về dữ liệu thông tin, truyền dữ liệu và giao diện thông tin cần thiết phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Khoản 5. Cấp điều độ có quyền điều khiển và Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải trong việc thử nghiệm, kiểm tra và kết nối hệ thống thông tin, dữ liệu của khách hàng vào hệ thống thông tin, dữ liệu hiện có do đơn vị quản lý.
Điều 33. Nối đất trung tính máy biến áp
1. Cuộn dây phía cao áp của máy biến áp ba pha hoặc 03 (ba) máy biến áp một pha đấu nối vào lưới điện truyền tải phải đấu hình sao có điểm trung tính thích hợp cho việc nối đất.
2. Việc nối đất trung tính máy biến áp phải đảm bảo giá trị của hệ số chạm đất không vượt quá giá trị quy định tại Điều 13 Thông tư này.
Điều 34. Hệ số công suất của Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải
1. Trong chế độ vận hành bình thường, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải phải duy trì hệ số công suất (cosφ) tại vị trí đo đếm chính không nhỏ hơn 0,9 trong trường hợp nhận công suất phản kháng và không nhỏ hơn 0,98 trong trường hợp phát công suất phản kháng.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp cho Đơn vị truyền tải điện và Cấp điều độ có quyền điều khiển các thông số về các thiết bị bù công suất phản kháng trong lưới điện của mình (nếu có), bao gồm:
a) Công suất phản kháng định mức và dải điều chỉnh;
b) Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng.
Điều 35. Độ dao động phụ tải điện. Tốc độ thay đổi công suất tiêu thụ của Khách hàng sử dụng điện nhận điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải trong 01 phút không được vượt quá 10 % công suất tiêu thụ khi đang vận hành ở chế độ bình thường, trừ trường hợp Khách hàng sử dụng điện có thể điều chỉnh nhu cầu sử dụng điện theo yêu cầu hoặc có thỏa thuận khác với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 36. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số
1. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan để thống nhất lắp đặt thiết bị và đảm bảo hoạt động của hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số trong hệ thống điện của mình theo tính toán và yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
2. Hệ thống tự động sa thải phụ tải theo tần số phải được thiết kế phù hợp với các yêu cầu sau:
a) Độ tin cậy không nhỏ hơn 99 %;
b) Việc sa thải không thành công của một phụ tải nào đó không làm ảnh hưởng đến hoạt động của toàn bộ hệ thống điện;
c) Trình tự sa thải và lượng công suất sa thải theo tần số phải tuân thủ mức phân bổ của Cấp điều độ có quyền điều khiển; không được thay đổi trong bất kỳ trường hợp nào nếu không có sự cho phép của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
3. Rơ le tần số thấp phải được lắp đặt và vận hành theo yêu cầu của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
4. Trình tự khôi phục phụ tải sau khi tần số đã được khôi phục về chế độ vận hành bình thường phải tuân thủ theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển.
Khoản 1. Yêu cầu kỹ thuật chung
a) Hệ thống giám sát, điều khiển và hệ thống thông tin lắp đặt tại Trung tâm điều khiển phải được trang bị thiết bị để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm điều khiển thực hiện;
b) Hệ thống giám sát, điều khiển của Trung tâm điều khiển phải có đặc tính kỹ thuật tương thích và đảm bảo kết nối, truyền dữ liệu của các nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện ổn định, tin cậy và liên tục về hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
c) Trung tâm điều khiển phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo vận hành bình thường trong trường hợp mất nguồn điện từ hệ thống điện quốc gia.
Khoản 2. Yêu cầu kết nối của Trung tâm điều khiển a) Yêu cầu về kết nối hệ thống thông tin - Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu độc lập kết nối với hệ thống thông tin của Cấp điều độ có quyền điều khiển. Trường hợp có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm thống nhất phương thức chia sẻ thông tin; - Có 02 (hai) đường truyền dữ liệu kết nối với hệ thống điều khiển và thông tin của nhà máy điện, trạm điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa; - Các phương tiện thông tin liên lạc tối thiểu phục vụ công tác điều độ gồm trực thông, điện thoại, fax và mạng máy tính phải hoạt động tốt.
b) Yêu cầu về kết nối hệ thống SCADA - Có 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 có nhiều cấp điều độ có quyền điều khiển, các cấp điều độ có trách nhiệm chia sẻ thông tin; - Có 02 (hai) cổng kết nối với thiết bị đầu cuối RTU/Gateway, hệ thống điều khiển của nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm thực hiện điều khiển từ xa.
c) Trung tâm điều khiển phải trang bị màn hình giám sát và kết nối với hệ thống camera giám sát an ninh tại nhà máy điện, trạm điện và thiết bị đóng cắt trên lưới điện về Trung tâm điều khiển.
Khoản 3. Nhà máy điện, trạm điện hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện do Trung tâm điều khiển thực hiện điều khiển, thao tác từ xa phải được trang bị hệ thống giám sát, điều khiển, camera và thông tin viễn thông để truyền, kết nối dữ liệu ổn định, tin cậy và liên tục với Trung tâm điều khiển đáp ứng các yêu cầu tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
Khoản 1. Nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, hệ thống AGC đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ điều khiển từ xa công suất tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Yêu cầu kỹ thuật cụ thể về kết nối tín hiệu hệ thống AGC của tổ máy phát điện với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quy định tại Quy định về yêu cầu kỹ thuật và quản lý vận hành hệ thống SCADA do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Khoản 2. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng phát công suất tác dụng định mức trong dải hệ số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,9 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) tại đầu cực của máy phát điện, phù hợp với đặc tính công suất phản kháng của tổ máy.
Khoản 3. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng tham gia vào việc điều chỉnh tần số sơ cấp và điều chỉnh tần số cấp II theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và điều khiển điện áp trong hệ thống điện thông qua việc điều chỉnh liên tục công suất tác dụng và công suất phản kháng của máy phát.
Khoản 4. Trong chế độ vận hành bình thường, sự thay đổi điện áp tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải trong phạm vi cho phép theo quy định tại Điều 6 Thông tư này không được ảnh hưởng đến lượng công suất tác dụng đang phát và khả năng phát toàn bộ công suất phản kháng của tổ máy phát điện.
Khoản 5. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng liên tục phát công suất tác dụng định mức trong dải tần số từ 49 Hz đến 51 Hz. Trong dải tần số từ 46 Hz đến dưới 49 Hz và trên 51 Hz, mức giảm công suất không được vượt quá giá trị tính theo tỷ lệ yêu cầu của mức giảm tần số hệ thống điện, phù hợp với đặc tuyến quan hệ giữa công suất tác dụng và tần số của tổ máy. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện của nhà máy điện có công suất lắp đặt trên 30 MW hoặc nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện theo quy định tại Bảng 7 như sau: Bảng 7 Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải tần số của hệ thống điện Dải tần số của hệ thống điện Thời gian duy trì tối thiểu Nhà máy thủy điện Nhà máy nhiệt điện Từ 46 Hz đến 47,5 Hz 20 giây Không yêu cầu Trên 47,5 Hz đến 48,0 Hz 10 phút 10 phút Trên 48 Hz đến dưới 49 Hz 30 phút 30 phút Từ 49 Hz đến 51 Hz Phát liên tục Phát liên tục Trên 51 Hz đến 51,5 Hz 30 phút 30 phút Trên 51,5 Hz đến 52 Hz 03 phút 01 phút
Khoản 6. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng chịu được mức mất đối xứng điện áp trong hệ thống điện theo quy định tại Điều 7 Thông tư này và chịu được thành phần dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không xuất hiện trong thời gian loại trừ ngắn mạch pha - pha và pha - đất gần máy phát bằng bảo vệ dự phòng có liên hệ với điểm đấu nối mà không được phép tách ra khỏi vận hành.
Khoản 7. Tổ máy phát điện của nhà máy điện phải có khả năng làm việc liên tục ở các chế độ sau:
a) Tải không cân bằng giữa ba pha từ 10 % trở xuống;
b) Hệ số đáp ứng của kích từ đối với tổ máy phát điện đồng bộ lớn hơn 0,5 %;
c) Dòng điện thứ tự nghịch nhỏ hơn 5 % dòng điện định mức.