시행규칙

조분배 전력 시스템을 규정함

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다음에 근거하여, 2007년 12월 27일 정부가 발령한 산업통상자원부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구조에 대한 고시;

전력법 2004년 12월 3일

정부가 2005년 8월 17일 제정한 전력법 일부 조항의 세부사항과 지침을 규정한 105/2005/NĐ-CP 호를 근거로 함

정부총리가 2006년 1월 26일자 26/2006/QĐ-TTg 호에 의하여 승인된 베트남 전력시장 각 단계 형성 및 발전 조건에 대한 경로를 근거로

산업무역부는 다음과 같이 분배 전력 시스템을 규정함

장 1

총칙

조 1. 적용범위

본 통지는 다음과 같은 사항을 규정함:

1. 분배 전력 시스템 운전 기준

2. 분배 전력망 투자 개발

3. 전력 수요 예측

4. 분배 전력망에 연결 조건 및 절차

5. 분배 전력 시스템의 운영 및 제어

6. 분배 전력망과 발전소 또는 사용자가 직접 연결하지 않은 발전소와 분배 전력망 간의 전력량 측정 지점에서의 전력량 측정

조 2. 적용대상

본 통지는 다음 대상에게 적용된다.

1. 분배 전력 기관

2. 분배 전력망 사용 고객

3. 베트남 전기공사 그룹

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석된다.

1. 전압 등급 전력 시스템에서 사용되는 명시된 전압 값 중 하나로, 다음을 포함한다:

a) 저압은 1000V 미만의 명시된 전압 등급;

b) 중압은 1000V부터 35kV까지의 명시된 전압 등급;

c) 고압은 35kV부터 220kV까지의 명시된 전압 등급;

d) 초고압은 220kV 이상의 명시된 전압 등급.

2. 전류 변환기 (CT) 전류를 변환하고 전력계측 시스템의 전류 및 전력 측정 범위를 확장하는 장치

3. 전압 변환기 (VT) 전압을 변환하고 전력계측 시스템의 전압 및 전력 측정 범위를 확장하는 장치

4. 발전기 발전 가능 출력 특정 시간 동안 안정적으로 지속적으로 발전할 수 있는 발전기의 실제 최대 발전 출력

5. 전압 진동 명시된 전압 값과 비교하여 전압 폭이 시간 간에 변동하며, 이 시간은 한 (01) 분보다 길어야 함

6. 연결 지점 사용자가 분배 전력망에 연결하거나 다른 분배 전력 기관을 분배 전력망에 연결하기 위한 장비, 전력망 및 발전소의 연결 지점

7. 분배 전력 기관 분배 전력 영역에서 전력 사업 활동 허가를 받은 전력 기관으로, 전송망에서 직접 전력을 받아 전력 사용자 또는 다른 분배 및 소매 전력 기관에게 판매함

8. 분배 및 소매 전력 기관 분배 및 소매 전력 영역에서 전력 사업 활동 허가를 받은 전력 기관으로, 분배 전력 기관으로부터 전력을 구매하여 전력 사용자에게 소매함

9. 전송 전력 기관 b) 총공사 소속 도시 또는 성 전력 회사(이하 "성 전력 회사"라 한다).

10. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관 전력 생산, 전송, 분배 과정을 지휘하고 통제하며, 국가 전력 시스템 내에서 이를 관리하고, 전력 및 보조 서비스 거래를 조정하는 기관

11. 접지 사고 계수 단상 또는 두 (02) 단상 접지 단락 발생 전의 해당 단상 전압 값과 발생 후의 값 사이의 비율 (단상 또는 두 (02) 단상 접지 단락 적용)

12. 분배 전력 시스템 분배 전력망과 분배 전력망에 연결된 발전소를 포함하는 전력 시스템

13. 계량 시스템 계량 장비와 전기 회로를 통합하여 특정 위치를 통해 전송되는 전력량을 측정하고 확인하는 시스템

14. SCADA 시스템 (Supervisory Control And Data Acquisition) 전력 시스템의 모니터링, 제어 및 운영을 위해 데이터 수집을 수행하는 시스템

15. 전력 사용자 분배 전력망에서 전력을 구매하여 사용하며, 다른 조직이나 개인에게 재판매하지 않는 조직 또는 개인

16. 분배 전력망 사용자 분배 전력망에 전력 장비 및 전력망을 연결하여 분배 전력 서비스를 이용하는 조직 또는 개인으로, 다음을 포함한다:

a) 전력 사용자;

b) 분배 전력망에 연결된 발전기 소유 조직 또는 개인;

c) 분배 및 소매 전력 기관.

17. 분배 전력망 사용자 별도 변전소 중압 및 110kV 전압 등급의 변전소와 전력망을 분배 전력망에 연결한 사용자

18. 분배 전력망 사용자 대형 사용자 분배 전력망 사용자로서 발전기 규모와 전력 소비 규모가 전력 규제청이 정한 기준을 충족하는 사용자 19. 분배 전력망

35kV 이하 전압 등급의 배선 및 변전소, 110kV 전압 등급의 배선 및 변전소를 포함하는 전력망으로, 전력을 분배하는 역할을 함 20. 전송 전력망

220kV 이상 전압 등급의 배선 및 변전소, 110kV 전압 등급의 배선 및 변전소를 포함하는 전력망으로, 전력을 전송하여 발전소로부터 전력 시스템 국가망으로 공급하는 역할을 함 21. 표준 일 전력 부하의 전력 소비 패턴을 나타내는 날로 선택되며, 표준 일은 주중과 주말을 포함한 연, 월, 주별로 구성됨

22. 계획적 전력 공급 중단 전력 수리, 유지보수, 대수리, 전력 시설 건설을 수행하기 위해 전력 사용자에게 전력을 공급 중단시키거나, 전력 부족으로 인한 전력 부하 조절 및 제한을 목적으로 하는 전력 운영 및 시장 기관이 통보한 계획적 전력 부하 제한에 따라 전력 사용자에게 전력을 공급 중단시키는 것

23. 단기 전압 깜빡임 수준 (P st

) 10분간 IEC868 표준 측정 장치를 사용하여 측정된 값_st95%P

P_{가 측정 시간의 95%(최소 1주일)와 P} 측정 위치의 95%에서 이 값을 초과하지 않는 경우의 임계값_st95% 24. 장기 전압 깜빡임 수준 (P_st95% lt

12개 연속 측정 결과 P_{(2시간 동안)를 기반으로 계산되며, 공식은}) lt95%_st95% 25. 분리망

 

P_{발전소 또는 변전소 간 연결이 끊어져 전력 시스템 지역망 또는 국가망의 일부 또는 전체가 전력 공급을 상실하는 사고} 측정 위치의 95%에서 이 값을 초과하지 않는 경우의 임계값_{(2시간 동안)를 기반으로 계산되며, 공식은} 24. 장기 전압 깜빡임 수준 (P_{(2시간 동안)를 기반으로 계산되며, 공식은} lt

26. 운영 경계 분배 전력 기관과 분배 전력망 사용자 또는 다른 분배 전력 기관 간에 전력망 또는 전력 장비의 운영 책임을 구분하는 경계

27. 부하 해제 운영 및 전력망 또는 전기 설비의 책임 경계를 분배 전력 공급업체와 분배 전력망을 사용하는 고객 또는 다른 분배 전력 공급업체 간에 설정함.

27. 부하 해제 는 전력 시스템에서 사고가 발생하거나 단기 과부하가 발생할 때 전력망에서 부하를 분리하여 전력 시스템의 안전한 운전을 보장하기 위한 과정은 자동 부하 제거 시스템 또는 조정 명령을 통해 수행됩니다.

28. 하모닉 파 정현파 형태의 전압과 전류 중 기본 주파수의 배수 주파수를 갖는 파입니다.

29. 분리 접속 고객이 분배망에 연결된 전기 설비를 분배망에서 분리하는 작업입니다.

30. 측정 장치 전계량기, 전류 변환기, 전압 변환기 및 측정을 지원하는 보조 장치를 포함합니다.

31. 접속 협정 분배망 전력 공급업체와 고객 사이에 고객의 전기 설비를 분배망에 연결하기 위한 협정 문서입니다.

32. IEC 표준 국제 전기 기술 위원회가 발행한 전기 기술 표준입니다.

33. 측정 위치 전기 회로 상에서 전력 구매 및 판매가 측정되고 확인되는 물리적 위치입니다.

장 II

분배 전력 시스템 운영 기준

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

기술 기준

제4조. 주파수

국가 전력 시스템의 정격 주파수는 50Hz입니다. 정상 상태에서는 주파수가 정격 주파수로부터 ±0.2Hz 범위 내에서 변동됩니다. 시스템이 불안정한 경우 주파수는 정격 주파수로부터 ±0.5Hz 범위 내에서 변동될 수 있습니다. ±0,2Hz 정격 주파수와 비교하여 변동됩니다. 시스템이 아직 안정화되지 않은 경우에는 주파수가 정격 주파수와 ±0,5Hz 범위 내에서 변동될 수 있습니다. ±0,5Hz 정격 주파수와 비교하여 변동될 수 있습니다.

제5조. 전압

1. 정격 전압

분배 전력 시스템의 정격 전압 등급에는 110kV, 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV 및 0,4kV가 포함됩니다.

2. 정상 운전 모드에서 접속 지점의 허용 전압 변동은 다음과 같습니다:

a) 고객에게 전력을 공급하는 접속 지점에서는 ±5%;

b) 발전소와 접속되는 지점에서는 +10% 및 -5%입니다.

3. 단일 사고 모드 또는 사고 후 안정화 복구 과정에서 고객에게 직접 영향을 미치는 사고로 인해 접속 지점의 허용 전압 변동은 정격 전압 대비 ±5%까지 허용됩니다.

4. 전송 시스템의 심각한 사고 또는 사고 복구 과정에서 접속 지점의 허용 전압 변동은 정격 전압 대비 ±10%까지 허용됩니다. ± 10% 정격 전압과 비교하여 변동될 수 있습니다.

5. 분배망을 사용하는 고객이 이 규정보다 더 높은 전압 품질을 요구하는 경우, 고객은 이 조항의 항 2에 명시된 허용 전압 변동 값을 변경하여 협정할 수 있습니다.

제6조. 위상 균형 단상

정상 운전 모드에서는 110kV 등급에서는 정격 전압의 3%를 초과하지 않으며 중간 및 저압 등급에서는 정격 전압의 5%를 초과하지 않는 역위상 성분이 허용됩니다.

제7조. 하모닉 파

1. 하모닉 파 총 변형도(THD)는 하모닉 파의 효과적인 전압 값과 기본 주파수 전압의 효과적인 값의 비율이며 백분율(%) 단위로 표현되며 다음 공식으로 계산됩니다:

 

여기서:

 

 

2. 모든 접속 지점의 전압 하모닉 파 총 변형도는 다음 표에서 정의된 한도를 초과하지 않습니다:

표 1: 전압 하모닉 파 변형도

3. 분배망에서 이 조항의 항 2에 명시된 하모닉 파 총 변형도 한도를 초과하는 순간적인 피크 전압 변형이 허용되지만 분배망을 사용하는 고객의 장비 손상을 유발해서는 안 됩니다.

조 8. 전압 깜빡임

1. 정상 운전 조건 하에서 모든 연결점에서의 전압 깜빡임 수준은 다음 표 2에 규정된 한도를 초과하지 않아야 한다. 표 2: 전압 깜빡임 수준:

허용 전압 깜빡임 수준

조 9. 단락 전류와 고장 제거 시간_st95%1. 허용 최대 단락 전류와 고장 제거 시간은 다음 표 3에 규정되어 있다._{(2시간 동안)를 기반으로 계산되며, 공식은}표 3: 허용 최대 단락 전류와 고장 제거 시간

최대 단락 전류(kA)

고장 제거 시간(ms)

설비의 내구 시간

분배 전력 시스템의 중성점 접지 방식은 다음 표 4에 규정되어 있다.

접지 방식

중성점

직접 접지

중성점 절연 또는 저항 접지

표 4: 15, 22KV

 

 

조 11. 지역 기관 부국장, 지청 부국장 또는 동등한 직위 (하노이 시, 호치민 시) 조 12. 분배 전력 네트워크의 신뢰성 지표 1. 분배 전력 네트워크의 신뢰성 지표는 다음과 같다.

a) 분배 전력 네트워크의 평균 중단 시간 지표(SAIDI);

절 2

b) 분배 전력 네트워크의 평균 중단 횟수 지표(SAIFI);

c) 분배 전력 네트워크의 순간 중단 횟수 지표(MAIFI).

2. 분배 전력 네트워크의 신뢰성 지표는 다음과 같이 계산된다.

a) SAIDI는 한 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 모든 중단 시간을 그 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 총 수로 나눈 값이며, 다음 공식을 사용한다.

: 분기 j에서 i번째 중단 시간이 5분 이상 지속된 경우의 중단 시간;

: 분기 j에서 i번째 중단 시간에 영향을 받은 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관과 전력 소매 기관의 수;

n: 분기 j에서 5분 이상 지속된 중단 횟수;

K: 분기 j에서 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 총 수.

 

여기서:

미터파 레이다_{cất, hạ cánh}b) SAIFI는 한 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 모든 중단 횟수를 그 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 총 수로 나눈 값이며, 다음 공식을 사용한다.

25% 미만_{cất, hạ cánh}K: 분기 j에서 분배 전력 기관의 총 고객 수.

c) MAIFI는 한 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 모든 순간 중단 횟수를 그 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 총 수로 나눈 값이며, 다음 공식을 사용한다.

m: 분기 j에서의 순간 중단 횟수;

b) SAIFI는 해당 분기 동안 분배 전력 공급업체로부터 전기를 구입한 고객 및 전력 분배 및 소매 업체의 전체 고객 수로 해당 분기 동안 분배 전력 공급업체로부터 전기를 구입한 고객 및 전력 분배 및 소매 업체의 전체 고객 수를 나눈 값으로 계산되며, 다음 공식에 따름:

여기서:

c) MAIFI는 한 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 모든 순간 중단 횟수를 그 분기 동안 분배 전력 기관과 전력 소매 기관이 구입한 전력 사용 고객 및 분배 전력 기관의 총 수로 나눈 값이며, 다음 공식을 사용한다.

K: 분기 j 동안 분배 전력 공급업체의 전체 고객 수.

c) MAIFI는 해당 분기 동안 분배 전력 공급업체로부터 전기를 구입한 고객 및 전력 분배 및 소매 업체의 전체 고객 수로 해당 분기 동안 분배 전력 공급업체로부터 전기를 구입한 고객 및 전력 분배 및 소매 업체의 전체 고객 수를 나눈 값으로 계산되며, 다음 공식에 따름:

 

여기서:

m: 분기 j 동안 일시적인 전력 중단 횟수;

m: 분기 j에서의 순간 중단 횟수;

조 13. 신뢰성 지표 산출 시 고려하지 않는 전력 공급 중단 사유

1. 분배 전력망을 사용하는 고객이 전력을 차단하도록 요청한 경우

2. 분배 전력망을 사용하는 고객의 설비가 기술적 표준 및 안전 표준을 충족하지 않아 전력 공급 재개가 불가능한 경우

3. 분배 전력망을 사용하는 고객의 설비 결함으로 인한 경우

4. 송전망에서의 전력 공급 중단으로 인한 경우

5. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장의 조정 명령에 따라 부하 해제된 경우

6. 전력 시스템 운전 과정에서 인명과 설비의 중대한 안전 위험이 예상되는 경우에 전력을 차단하는 경우

7. 분배 전력망을 사용하는 고객이 전력사업 활동 및 전기 사용에 관한 법률 제6조 제39/2005/QĐ-BCN 결정에 따른 규정을 위반한 경우 2005년 12월 23일 산업부가 규정한 전력공급 중단 및 감소 조건, 절차 및 절차에 따른 (이하 "제39/2005/QĐ-BCN 결정"이라 함) 제39/2005/QĐ-BCN 결정).

8. 분배 전력회사의 통제 범위를 벗어난 불가항력적인 사태로 인한 경우 (제39/2005/QĐ-BCN 결정에 따른)

조 14. 분배 전력망 연간 신뢰성 지표 승인 절차

1. 매년 9월 15일 이전까지, 베트남 전력그룹은 각 분배 전력회사의 다음 연도 신뢰성 계산 결과를 종합하여 전력 규제국에 제출하여 검토 및 승인을 받는 책임이 있다.

2. 매년 10월 15일 이전까지, 전력 규제국은 각 분배 전력회사의 분배 전력망에 대한 신뢰성 지표를 승인하여 분배 전력회사의 분배 전력 가격 산출을 위한 기초 자료로 한다.

조항 15. 보고 체제

1. 매 분기 첫 달 15일 이전까지, 분배 전력회사는 전력 규제국에 전력망 분배 전력의 전기 신뢰성 지표 실현 상황에 대한 보고서를 문서로 제출할 책임이 있다.

2. 전력 규제국은 분배 전력회사의 신뢰성 보고서 양식을 규정한다.

목 3

전력 손실 기준

조 16. 전력 손실 분배 전력망의 전력 손실은 다음과 같이 구성된다.

1. 기술적 전력 손실: 분배 전력망의 전선 및 전기 장비에서 발생하는 기술적 손실 공력에 의한 전력 손실이다.

2. 비기술적 전력 손실: 전력 도난, 전력 측정 장비의 오차 또는 전력 측정 시스템 관리의 오류에 의한 전력 손실이다.

조 17. 분배 전력망 전력 손실 지표 승인 절차

1. 매년 9월 15일 이전까지, 베트남 전력그룹은 각 분배 전력회사의 다음 연도 분배 전력망 전력 손실 계산 결과를 종합하여 전력 규제국에 제출하여 검토 및 승인을 받는 책임이 있다.

2. 매년 10월 15일 이전까지, 전력 규제국은 각 분배 전력회사의 분배 전력망 전력 손실 지표를 승인하여 분배 전력회사의 분배 전력 가격 산출을 위한 기초 자료로 한다.

품질 서비스 기준

절 4

조 18. 서비스 품질 기준 유형

서비스 품질 기준 유형은 다음과 같이 구성된다.

1. 접속 협상 및 신규 접속 또는 접속 조정 시간

2. 서면으로 처리한 고객의 불만사항에 대한 답변 품질 고객의 불만사항에 대한 서면 답변 내용은 다음과 같이 구성된다. a) 불만사항이 수용되었는지 여부에 대한 명확한 답변;

b) 불만사항이 수용된 경우 해결 방안에 대한 명확한 설명;

c) 불만사항이 수용되지 않은 경우, 분배 전력회사는 각각의 특정 상황에 따라 명확한 이유와 고객에게 제공해야 하는 지침을 명시해야 한다;

d) 고객이 해결 방안을 평가할 수 있도록 필요한 모든 정보를 제공;

e) 제19조 제2항 제2호 본 통칙에서 정한 기간 내에 서면 답변을 제공한다.

3. 전화로 처리한 고객의 불만사항에 대한 답변 품질은 다음과 같은 기준으로 평가된다.

a) 고객의 전화가 적절하게 답변된 비율;

b) 제19조 제2항 제3호 본 통칙에서 정한 기간 내에 전화를 답변한 시간.

3. 고객의 전화 상담 응답 품질은 다음 기준에 따라 평가됨:

a) 고객의 전화 통화 중 적절하게 응답된 통화 비율;

b) 제19조 제2항 죽 절에서 정한 기간 내에 전화 통화를 응답한 시간;

조 19. 분배 전력망 서비스 품질 기준

1. 분배 전력 사업자는 모든 고객의 서면 또는 전화를 통한 불만을 기록하기 위해 정보 시스템을 조직하고 유지하며 업데이트해야 한다.

2. 서비스 품질 기준은 다음과 같이 규정된다.

가) 연결 협약 체결을 위한 검토 및 서명 시간은 완전하고 적법한 연결 신청서 접수 후부터 시작하여 조 47 그리고 조 48 f) 제안 및 건의사항

나) 서면 답변 품질:

- 정전에 대한 설명서는 정전 발생 시점으로부터 24시간 이내에 85% 이상 제공되어야 하며;

- 서면 불만 처리 답변(팩스 또는 공문)은 5일 이내에 95% 이상 제공되어야 한다.

다) 전화로 받은 불만 처리 품질: 고객의 전화 응답률은 30초 이내에 85% 이상이어야 한다.

조 20. 서비스 품질 기준 보고

매년 3월 31일 이전까지 분배 전력 사업자는 해당 연도의 서비스 품질 기준 준수 결과를 전력 규제청에 보고해야 하며, 다음 내용을 포함해야 한다.

1. 지난 연도의 서비스 품질 지표 수행 결과는 본 통지 제19조에 따른 규정에 따라 보고해야 한다.

2. 서비스 품질 기준 미달 시 원인 설명

3. 품질 기준 개선 계획

장 III

분배 전력망 시스템 부하 전력 수요 예측

조 21. 일반 규정

1. 분배 전력망 시스템 부하 전력 수요 예측은 분배 전력망 시스템에서 공급되는 모든 부하 전력을 대상으로 하되, 독립적인 전력 공급원을 갖춘 부하 전력은 제외한다. 이 예측은 분배 전력망 시스템의 연간 투자 개발 계획, 운영 계획 및 방식을 기반으로 한다.

2. 분배 전력망 시스템 부하 전력 수요 예측은 연간, 월간 및 주간 수요를 포함한다.

3. 분배 전력망 시스템 부하 전력 수요 예측 책임:

가) 분배 전력 사업자는 자기 관할 구역 내의 분배 전력망 시스템과 전력 송전망과의 연결 지점에서의 부하 전력 수요를 예측하는 책임이 있다.

나) 분배 및 판매 전력 사업자, 자체 변전소를 갖춘 분배 전력망 사용 고객, 발전기 소유 분배 전력망 사용 고객은 자기 부하 전력 수요 예측 데이터를 분배 전력 사업자에게 제공해야 하며, 이는 종합 부하 전력 수요 예측과 각 연결 지점의 부하 전력 수요를 포함한다. 전체 단위와 각 연결 지점의 부하 전력 수요

조 22. 연간 부하 전력 수요 예측

1. 연간 부하 전력 수요 예측을 위한 정보 및 데이터는 다음과 같다.

가) 중앙 직할 성, 도, 구, 현의 전력 개발 계획에 포함된 부하 전력 수요 예측 데이터가 승인된 경우 해당 데이터;

나) 전력 요금, 인구 증가율, 분배 전력 사업자의 관할 지역 경제 발전 추세 및 관련 경제 사회적 요인;

다) 최근 5년간의 부하 전력 수요 변화;

라) 현재 부하 전력 수요의 향후 연간 증가 예측;

마) 새로운 부하 전력 수요, 계획된 프로젝트, 산업 단지의 전력 수요;

바) 에너지 절약 프로그램, 부하 관리 및 전력 손실 감소 방안;

사) 다른 분배 전력 사업자와의 연결 지점에서의 전력 양수 및 판매 용량 및 생산량;

아) 수입 및 수출 전력 용량 및 생산량(있을 경우);

자) 사회적 요인 및 사건이 수요에 미치는 영향. 2. 연간 부하 전력 수요 예측 결과

가) 첫 번째 연도

- 분배 전력 사업자의 전체 및 각 전력 송전망 연결 지점의 월별 전력 수요 및 최대 용량 예측 데이터;

- 분배 전력 사업자의 전체 및 각 전력 송전망 연결 지점의 월별 표준 일일 부하 그래프.

나) 다음 4년

- 분배 전력 사업자의 전체 및 각 전력 송전망 연결 지점의 연간 전력 수요 및 최대 용량 예측 데이터;

- 분배 전력 사업자의 전체 및 각 전력 송전망 연결 지점의 연간 표준 일일 부하 그래프.

3. 부하 전력 수요 예측을 위한 정보 제공 책임

가) 자체 변전소를 갖춘 분배 전력망 사용 고객은 다음 정보를 제공해야 한다.

- 현재 상태의 표준 일일 부하 그래프;

- 다음 연도 월별 최대 용량 및 사용 전력량 예측; 다음 4년간 연간 최대 용량 및 사용 전력량 예측;

- 분배 전력망에 직접 연결되거나 영향을 미치는 장비에 대한 추가 전력망 정보, 차단기 및 보호 배치 도면.

나) 발전기를 소유한 분배 전력망 사용 고객은 다음 정보를 제공해야 한다.

- 다음 5년간 분배 전력망으로 전송될 예상 발전량 및 용량;

- 새로운 발전기의 기술 사양 및 다음 5년간의 운전 계획.

다) 분배 및 판매 전력 사업자는 다음 정보를 제공해야 한다.

- 연도별 구성 요소 고객 수 통계;

- 다음 5년간 구성 요소 고객의 전력 용량 및 전력 수요 예측;

- 다음 연도 월별 연결 지점 표준 일일 부하 그래프;

- 분배 전력망에 직접 연결되거나 영향을 미치는 장비에 대한 추가 전력망 정보, 차단기 및 보호 배치 도면.

라) 다른 분배 전력 사업자는 다음 연도 월별 및 다음 4년간 연간 연결 지점에서의 예상 전송 및 수신 용량 및 전력량을 제공해야 한다.

가) 매년 6월 1일 이전까지는 본 조 제3항에 따라 정해진 당사자는 다음 연도 및 그 이후 4년간의 부하 전력 수요 예측을 위한 정보를 분배 전력 사업자에게 제공해야 한다.

4. 절차

a) 매년 6월 1일 이전에 본 조 제3항에서 규정된 대상은 다음 연도와 그 이후 4(사)년간의 전력 부하 예측을 위해 분배 전력 공급업체에 정보를 제공해야 함;

b) 매년 7월 1일 이전까지 전력 분배 단위는 해당 조항 제2항에 따라 연간 부하 수요 예측 결과를 시스템 운영 단위와 전력 시장에 제공해야 한다.

제23조 전력 월별 수요 예측

1. 전력 월별 수요 예측을 위한 정보 및 데이터는 다음과 같다.

a) 연간 부하 수요 예측 결과

b) 직전 연도 동월의 전력 소비량 통계, 일 최대 전력 사용량 및 밤 최대 전력 사용량 데이터

c) 기타 필요한 정보

2. 전력 월별 수요 예측 결과는 다음과 같다.

a) 전력 분배 단위 전체 및 전력망 연결 지점의 주간 최대 전력 용량 및 전력 소비량

b) 해외 전력 거래를 위한 전력 분배 단위의 연결 지점에서 주간 최대 전력 용량 및 전력 교역량

c) 전력 분배 단위의 대형 고객이 사용하는 전력망의 주간 최대 전력 용량 및 전력 교역량

d) 전력 분배 단위 전체의 주간 표준 일별 부하 그래프

3. 전력 분배 단위의 대형 고객은 다음 사항에서 전력 분배 단위에 전력 소비량 예측 및 최대 전력 용량 예측 정보를 제공해야 한다.

a) 해당 월의 연간 부하 수요 예측과 비교하여 전력 소비량 차이가 2MW 이상인 경우

b) 해당 월의 연간 부하 수요 예측과 비교하여 발전소 고객의 발전 용량 차이가 1MW 이상인 경우

4. 절차:

a) 매월 15일 이전까지 전력 분배 단위의 대형 고객은 해당 조항 제3항에 따라 전력 분배 단위에 정보를 제공하여 다음 달의 부하 수요 예측을 지원해야 한다.

b) 매월 20일 이전까지 전력 분배 단위는 다음 달의 부하 수요 예측을 완료하고 시스템 운영 단위와 전력 시장에 통보해야 한다.

제24조 전력 주간 수요 예측

1. 전력 주간 수요 예측 결과는 다음 항목을 포함한다.

a) 전력 분배 단위 전체 및 전력망 연결 지점의 일별 최대 전력 용량 및 전력 소비량

b) 해외 전력 거래를 위한 전력 분배 단위의 연결 지점에서 일별 최대 전력 용량 및 전력 교역량

c) 전력 분배 단위 전체의 주간 일별 부하 그래프

2. 매주 목요일 오전 11시 이전까지 전력 분배 단위는 시스템 운영 단위와 전력 시장에 두 주 후의 부하 수요 예측을 완료하고 제공해야 한다.

제25조 부하 연구

1. 전력 분배 단위는 부하 예측 및 판매 전력 가격 계산을 위해 부하 연구를 수행해야 한다.

2. 전력 규제국은 부하 연구의 내용, 절차 및 절차를 규정한 시행규칙을 작성하여 산업통상자원부 장관에게 제출하도록 한다.

장 IV

전력 분배망 투자 개발 계획 수립

제26조 원칙 통

1. 매년 전력 분배 단위는 관리 범위 내에서 다음 해와 그 이후 4년간의 전력 분배망 투자 개발 계획을 수립해야 한다.

2. 전력 분배망 투자 개발 계획은 다음 기초 위에 수립된다.

a) 연간 부하 수요 예측 결과

b) 승인된 전력 발전 계획과 이미 체결된 연결 협약과 일치하여야 한다.

조 27. 분배 전력망 개발 투자 계획에 대한 요구 사항

1. 현재 고객과 신규 고객의 전력 수요를 충족시키고 분배 전력망에 새로운 전원을 연결한다.

2. 이 통지 제II장에서 규정된 분배 전력망 시스템 운영 기준을 준수한다.

3. 다음 해에 투자할 필요가 있는 분배 전력망 공사 목록과 진행 일정, 그리고 그 후 네(04)년 동안 각 공사 항목별로 투자 규모를 제안한다.

4. 분배 전력망 개발 계획에 따른 공사 진행 일정을 충족시키기 위해 투자할 필요가 있는 전송망 공사 목록과 업그레이드 계획을 제안한다.

조 28. 분배 전력망 개발 투자 계획의 내용

분배 전력망 개발 투자 계획은 다음과 같은 내용을 포함한다.

1. 분배 전력망 현황 평가

2. 전송망과의 접점별로 다음 해의 전력 수요 예측 및 분배 전력망 사업부의 네(04)년간 각 부하 요소별 전력 수요 예측

3. 승인된 분배 전력망 공사 투자 실적 평가

4. 대규모 고객과의 새로운 연결 계획 및 합의된 연결 지점 예상 위치

5. 최적의 분배 전력망 구조 선택을 위한 계산 및 분석, 이를 포함하여

가) 분배 전력망 운전 상태 계산

나) 전압 손실 계산

다) 중압 케이블 단락 계산

라) 분배 전력망 내 전력 손실 계산

마) 저항성 무효력 보상 계획 계산

바) 분배 전력망 내 저항성 무효력 보상 계획

6. 새로 건설하거나 개선할 필요가 있는 분배 전력망 선로와 변전소 목록, 그리고 그 후 네(04)년 동안 각 전압 등급과 공사 항목별로 새롭게 건설하고 개선할 분배 전력망 투자 규모

7. 각 전압 등급별로 새롭게 건설하고 개선할 분배 전력망 투자 규모 합계

조 29. 분배 전력망 개발 투자 계획의 작성, 검토 및 승인 절차

1. 분배 전력망 개발 연간 투자 계획 승인을 위한 서류는 다음과 같이 구성된다.

가) 승인 요청서

나) 이 통지 조 28에서 정한 내용에 따른 분배 전력망 연간 개발 투자 계획

2. 분배 전력망 사업부는 매년 관리 범위 내의 분배 전력망 개발 투자 계획 서류를 전력그룹에 제출하여 전국 분배 전력망 개발 연간 계획을 작성한다.

3. 매년 8월 31일 이전, 전력그룹은 전력 규제청에 다음 해 전국 분배 전력망 개발 계획과 각 분배 전력망 사업부의 계획을 제출해야 한다.

4. 매년 9월 30일 이전, 전력 규제청은 전국 분배 전력망 개발 계획과 각 분배 전력망 사업부의 계획을 검토하고 승인하여 전력 판매 가격 산정의 기초로 삼는다.

장 V

분배 전력망에 연결

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

일반 원칙

조 30. 접속점

1. 접속점은 다음과 같다.

가) 사용자의 전력분배망에 연결되는 설비, 배전망 및 발전소 장치를 전력분배망에 연결하는 점;

나) 두 전력분배업체 간에 설비, 배전망을 연결하는 점;

다) 사용자가 전력을 사용하기 위해 설비, 배전망을 전력분배망 및 판매업체의 배전망에 연결하는 점.

2. 접속점은 접속협정 또는 전력매매계약에 포함된 도면, 개요, 설명 등으로 상세하게 기술되어야 한다.

조 31. 재산 경계 및 관리운영

1. 전력분배업체 또는 전력분배 및 판매업체와 사용자 사이의 재산 경계는 접속점이다.

2. 각 당사자의 재산은 접속협정 또는 전력매매계약에 관련 도면, 개요 등을 첨부하여 상세히 명시되어야 한다.

3. 재산 소유자는 해당 재산에 대한 투자 건설과 관리운영을 법령에서 정한 기준에 따라 수행해야 하며, 특별한 협정이 없는 한 그러하다.

조 32. 전력개발 계획 준수

1. 새로운 전기설비, 배전망 및 발전소를 전력분배망에 접속하는 계획은 정부 기관의 승인을 받은 전력개발 계획에 따라야 한다.

2. 전력분배업체는 사용자의 접속계획이 승인된 전력개발 계획과 부합하지 않을 경우 이를 통보해야 한다.

3. 110kV급 전압 또는 새로운 발전소를 접속하는 계획이 승인된 전력개발 계획과 부합하지 않을 경우, 접속계획 제안자 주체는 해당 계획을 보고하여 지방인민위원회를 거쳐 전력규제국의 검토를 받아 산업통상자원부 장관의 승인을 얻어 전력개발 계획을 수정하도록 해야 한다.

4. 중간 전압 접속 계획이 승인된 전력개발 계획과 부합하지 않을 경우, 접속계획 제안자 주체는 해당 계획을 보고하여 지방인민위원회를 거쳐 산업통상자원국의 검토를 받아 지방인민위원회의 승인을 얻어 지방 전력개발 계획을 수정하도록 해야 한다.

조 33. 협력 책임

1. 전력분배업체는 사용자가 접속신청서를 제출할 경우 접속계획을 협력하여 수행해야 한다. 접속 및 접속 변경은 본 장의 목 2에서 규정된 접속점 운영 기준을 충족해야 한다.

2. 사용자의 접속점 장치가 배전망 운영 기준 및 기술 기준을 충족하지 못할 경우, 전력분배업체는 사용자와 협력하여 해결 방안을 제시해야 하며, 사용자는 이러한 해결 방안을 수행하는 모든 비용을 부담해야 한다.

절 2

접속점 기술 요구사항

조 34. 위상 균형 요구사항

정상 운전 모드에서, 사용자는 자신의 장치가 접속점에서 위상 전압의 역순 성분을 명시된 전압의 110kV급 전압에 대해 3%, 110kV 미만 전압에 대해 5%를 초과하지 않도록 해야 한다.

조 35. 하모니크 전류 요구사항

1. 고주파 성분에 의한 전류 변형 총치의 최대 허용값(전류 또는 부하 전류의 백분율로 계산됨)은 전압 등급에 따라 다음과 같이 규정된다:

a) 저압 전압 등급에 연결되며 10kW 이하의 용량을 갖는 경우:

- 단상 저압 전압 등급에 연결된 사용자: 고주파 전류의 값은 5A를 초과하지 않음;

- 삼상 저압 전압 등급에 연결된 사용자: 고주파 전류의 값은 14A를 초과하지 않음.

b) 중압 전압 등급에 연결되거나 10kW 이상 50kW 미만의 용량을 갖는 경우: 고주파 전류의 값은 부하 전류의 20%를 초과하지 않음;

c) 고압 전압 등급에 연결되거나 50kW 이상의 용량을 갖는 경우: 고주파 전류의 값은 부하 전류의 12%를 초과하지 않음.

2. 분배 전력 회사는 사용자가 분배 전력망에 연결된 점에서 IEC1000-4-7 표준에 따라 측정하며, 최소 24시간 동안 10분 간격으로 측정한다. 사용자의 장비가 조 1항에서 정한 값에 미달하는 것을 발견한 날로부터 6개월 이내에 사용자는 측정된 하모니크 전압 변형치를 허용 범위 내로 유지하기 위한 조치를 취해야 함.

조 36. 전압 플래시 요구사항

분배 전력망에 연결되는 점에서 허용되는 최대 플래시 전압 수치는 본 통지 제8조에 따른 규정에 따라야 함.

조 37. 접지 요구사항

1. 분배 전력망을 사용하는 사용자는 본 통지 제10조에 따라 자신의 전력망에서 중성점 접지를 적용해야 하며, 별도의 합의가 없는 한 이에 따름.

2. 다수의 공급원으로부터 전력을 공급받는 사용자는 중성점 지점을 통해 지표로 흐르는 전류를 차단하고 제한하기 위해 적절한 보호 장치를 설치할 책임이 있음.

조 38. 전력 인자 요구사항

생산, 영업, 서비스를 목적으로 80kW 이상의 최대 용량 또는 100kVA 이상의 변압기 용량을 가진 전력 사용자는 분배 전력망 연결점에서 전력 인자를 0.85 미만으로 유지하지 않아야 하며, 별도의 합의가 없는 한 이에 따름.j조 39. 저주파 릴레이 시스템 요구사항

필요하다면, 분배 전력망에 110kV 전압 등급에 연결된 자체 변전소를 갖는 전력 사용자는 분배 전력 회사의 계산에 따라 저주파 릴레이를 설치하여 자동 부하 해제를 수행해야 하며, 저주파 릴레이 요구사항은 연결 합의에 명시되어야 함.

조 40. 정보 시스템 요구사항

1. 분배 전력망에 10MW 이상의 발전소를 연결하거나 110kV 변전소를 갖는 분배 전력망을 소유하는 사용자는 자신의 관리 범위 내에서 정보 시스템을 설치하고 이를 분배 전력 회사의 정보 시스템과 연결하여 전력 시스템 운영을 위한 통신 및 데이터 전송을 지원해야 하며, 사용자의 장비는 현재 분배 전력 회사의 정보 시스템과 호환되어야 함.

2. 조 1항에 규정되지 않은 사용자는 정보 시스템 설치에 대한 합의를 할 수 있으나, 이를 연결 합의에 명시해야 함.

3. 분배 전력 회사는 자신의 전력망 관리 범위 내에서 전력 분배 시스템 운영을 위한 정보 시스템을 투자하고 관리해야 함.

4. 분배 전력 회사는 분배 전력망을 사용하는 사용자에게 필요한 정보 데이터, 데이터 전송, 정보 인터페이스 요구사항을 제공하고, 사용자의 정보 시스템, 데이터 시스템을 현재의 정보 시스템, 데이터 시스템에 연결하기 위한 시험, 검사와 협력을 수행해야 함.

4. 분배 전력 공급업체는 분배 전력망을 사용하는 고객에게 필요한 정보 데이터, 데이터 전송, 정보 인터페이스 요구 사항을 제공하고 고객과 협력하여 고객의 정보 시스템 및 데이터 시스템을 현재 관리 범위 내의 정보 시스템 및 데이터 시스템에 연결하기 위한 시험, 검사 및 연결 작업을 수행할 책임이 있음.

조 41. SCADA 시스템에 대한 요구사항/DMS

1. 분배 전력망에 연결되며 10MW 이상의 발전소와 110kV 변전소는 두 개(02)의 독립된 포트를 갖춘 분산 제어 시스템(DCS) 또는 원격 터미널 장치(RTU)를 설치하고 해당 시스템을 SCADA/DMS 시스템과 직접 연결해야 한다.

2. 110kV 전력망에 직접 연결되는 10MW 미만의 발전소에 대한 SCADA/DMS 시스템 요구사항은 각 당사자 간에 구체적인 상황에 따라 협의하며, 이를 연결 협정에 명시해야 한다.

3. 분배 전력망을 사용하는 고객은 분배 전력망 관리 범위 내의 시스템 SCADA/DMS 데이터 전송 라인의 투자, 설치 및 연결을 책임진다.

4. 고객의 SCADA/DMS 시스템은 분배 전력망 회사의 SCADA/DMS 시스템과 호환되어 연결될 수 있어야 한다.

5. 고객의 SCADA/DMS 시스템이 분배 전력망 회사의 현재 SCADA/DMS 시스템과 연결되는 작업은 양 당사자가 협력하여 수행한다. 분배 전력망 회사는 연결점까지의 통신 라인 제공과 고객의 SCADA/DMS 시스템 파라미터 통합을 책임진다.

6. 분배 전력망 회사의 SCADA/DMS 시스템이 기술적 변경을 거쳐 관련 권한 부여 기관의 승인을 받았으며, 이로 인해 고객의 SCADA/DMS 시스템이 변경 또는 업그레이드가 필요하게 된 경우, 분배 전력망 회사와 고객은 고객 설비가 시스템 변경에 적응할 수 있도록 필요한 조정을 수행해야 한다. 고객은 SCADA/DMS 시스템을 업그레이드하여 분배 전력망 회사의 SCADA/DMS 시스템과 연결될 수 있도록 책임진다.

7. DCS/RTU 시스템의 데이터 목록과 기술 표준은 SCADA/DMS 시스템의 기술 요구사항 및 운영 관리 규정에서 구체적으로 정의된다.

8. 전력 규제청은 SCADA/DMS 시스템의 기술 요구사항 및 운영 관리 규정을 작성하고 발행하는 책임이 있다.

조 42. 보호 시스템에 대한 요구사항

1. 110kV 전압 등급의 전력 변전소와 전선의 보호 릴레 시스템은 전력 규제청이 발행한 발전소와 변전소의 보호 릴레 시스템 및 자동화 시스템 기술 요구사항을 준수해야 한다.

2. 분배 전력망 회사와 분배 전력망을 사용하는 고객이 별도의 변전소를 가질 때는 연결 협정에서 보호 시스템 요구사항을 일치시키도록 한다.

3. 분배 전력망을 지휘하는 당국은 분배 전력망 범위 내의 릴레 시스템 조정표를 발행하고 분배 전력망에 관련된 릴레 보호 장치의 조정값을 승인한다.

4. 분배 전력망을 사용하는 고객이 별도의 변전소를 가질 때는 분배 전력망 회사와 협력하여 자신의 전력망에 보호 시스템을 설계, 설치, 실험 및 운용하여 시간적 반응, 민감성, 선택성을 만족시키는 방식으로 전력망에 영향을 최소화하도록 설계된 사고 대응 기준을 충족해야 한다.

5. 분배 전력망을 사용하는 고객이 별도의 변전소를 가질 때는 분배 전력망에 단락 전류 제한 장치를 설치하지 않으며, 분배 전력망 회사와 별도의 협정이 있을 때만 예외적으로 설치할 수 있다.

6. 분배 전력망 회사는 분배 전력망을 사용하는 고객이 별도의 변전소를 가질 때 연결 협정에서 분배 전력망의 릴레 보호 시스템 파라미터를 제공해야 한다.

조 43. 분배 전력망에 연결되는 발전기 요구 사항

분배 전력망에 연결되는 발전기는 다음 요구 사항을 충족해야 합니다.

1. 분배 전력망 연결점의 발전기 차단기를 사용하여 허용되는 최대 단락 전류를 절단하고 모든 운전 모드에서 발전기를 분배 전력망에서 분리할 수 있는 능력을 가져야 합니다.

2. 주파수 범위 49Hz부터 51Hz까지에서 정격 유공출력을 지속적으로 제공할 수 있어야 하며, 주파수 범위 47Hz부터 49Hz까지에서는 시스템 주파수 감소율에 따른 요구 비율에 따라 유공출력 감소량이 주파수와 유공출력 간 특성선에 따라 결정되며, 주파수가 47Hz보다 낮거나 51Hz보다 높은 경우, 분배 전력망에 발전기를 갖는 고객은 발전기 연결을 분배 전력망에서 분리하거나 유지할 권한을 가집니다.

3. 정상 운전 조건에서 분배 전력망에 연결된 발전기는 발전기의 출력 특성에 따라 저항성 출력을 제공하고 조치 제5조 통지에서 규정된 범위 내에서 전압 차이를 유지할 수 있어야 합니다.

4. 분배 전력망에 연결된 저항성 출력을 제공할 수 있는 발전소는 다음 조건을 충족해야 합니다.

a) 분배 전력망에 저항성 출력을 지속적으로 조정하여 분배 전력망의 전압을 조정할 수 있는 능력을 가져야 합니다.

b) 각 발전기 연결점의 분배 전력망 운영 범위 내에서 출력 전압을 안정적으로 유지하기 위한 자극 시스템을 가져야 합니다.

5. 분배 전력망에 연결된 발전기는 제6조 통지에서 규정된 전기 대칭 전압 손실 수준을 견딜 수 있으며, 단상 단락과 단상 접지 단락 보호 장치가 연결점과 관련된 보호 장치를 통해 단상 단락 및 단상 접지 단락을 제거하는 시간보다 더 긴 시간 동안 비차단 전류 성분과 역차단 전류 성분을 견딜 수 있어야 합니다.

6. 자동 재접속 장치가 설치된 연결점의 경우, 발전소의 보호 릴레 시스템은 분배 전력 공급자의 자동 재접속 장치와 조화를 이루어야 하며, 분배 전력망 차단기가 또는 분배 전력망의 분배 스위치가 처음으로 열릴 때 발전기를 즉시 분배 전력망에서 분리하고 분배 전력망이 완전히 복구될 때까지 발전기를 분리 상태로 유지하도록 설계되어야 합니다.

7. 본 조항에서 규정된 기술 요구 사항 외에도 분배 전력망에 연결된 발전기는 본 통지의 제34조, 제35조, 제36조, 제40조 및 제41조에서 규정된 요구 사항을 충족해야 합니다.

조 44. 전기 사용자와 전력 분배 및 판매 기관 사이의 연결점 기술 요구 사항

전기 사용자와 전력 분배 및 판매 기관은 다음과 같은 책임을 가지며,

1. 분배 전력망 장비가 제II장 목1 통지에서 규정된 운전 표준을 충족하도록 보장해야 합니다.

2. 연결점의 기술 요구 사항이 본 통지의 제34조, 제35조, 제36조, 제37조 및 제38조에서 규정된 요구 사항을 충족하도록 보장해야 합니다.

목 3

연결 협정 절차 및 절차

조 45. 연결 신청 서류

1. 저압 전압 등급에 연결하는 경우, 새로운 분배 전력망 연결 또는 현재 연결 변경이 필요할 때, 분배 전력망 사용자는 분배 전력 공급자에게 부록 2A, 2B의 문서를 제출하고 본 통지의 제48조에서 규정된 절차를 따르어야 합니다.

2. 중압 전압 등급 및 110kV에 연결하는 경우, 새로운 분배 전력망 연결 또는 현재 연결 변경이 필요할 때, 분배 전력망 사용자는 분배 전력 공급자에게 다음 문서를 제출해야 합니다.

a) 본 통지의 부록 2C부터 2D까지에서 규정된 연결 신청 양식;

b) 연결점 이후의 주요 전기 장비 원리 도면;

c) 연결 또는 현재 연결 변경을 예정한 장비의 기술 자료, 프로젝트 완료 예정 시간, 새로운 연결 또는 현재 연결 변경 프로젝트의 경제-기술 데이터.

조 46. 연결 협상 절차 중압 및 110kV급 공급에 대한 연결

1. 연결 신청서를 접수한 후, 분배 전력 기관은 해당 서류의 완전성과 적법성을 검토하고 문서로 통보해야 한다.

2. 완전하고 적법한 연결 신청서를 받은 후, 분배 전력 기관은 다음 작업을 수행해야 한다.

a) 연결 지점에서 예상되는 전기 설비 요구 사항을 검토한다.

b) 연결 신청자의 발전소, 전력망, 설비가 분배 전력망에 연결될 경우, 현재 전선과 변전소의 부하 용량에 미치는 영향, 단락 전류와 분배 전력망의 전력 품질에 미치는 영향, 보호 시스템의 조화를 평가한다.

c) 고객의 전력망이 분배 전력망에 연결될 때 사용할 연결 지점의 설비 기술 사양과 평면도를 작성하고, 이를 공식 연결 계약서에 포함시키는 초안을 작성한다.

d) 이 통지서의 부록 3에 규정된 내용에 따라 연결 계약 초안을 작성하고 연결 신청자에게 송부한다.

3. 연결을 요청하는 고객은 분배 전력 기관이 연결 방안을 검토하고 실행하기 위해 필요한 정보를 제공하고, 분배 전력 기관과 연결 계약을 체결해야 한다.

4. 연결 방안에 합의하지 못한 경우, 분배 전력 기관은 고객에게 문서로 통보하고, 연결 방안에 대한 불일치 이유를 전력 규제청에 보고해야 한다.

조 47. 연결 계약 검토 및 체결 기간

연결 계약의 협상 및 체결 기간은 표 5에 다음과 같이 정해져 있다.

표 5. 연결 계약 검토 및 체결 기간

조 48. 저압 공급에 대한 고객 연결 전력 공급 절차

1. 생활 목적으로 전력을 공급하는 경우, 고객으로부터 완전한 신청서를 받은 날로부터 7영업일 이내에 분배 전력 기관 또는 분배 및 판매 전력 기관은 고객에게 전력 공급 계약을 체결하고 송부해야 한다.

2. 생활 목적이 아닌 경우, 고객으로부터 완전한 신청서를 받은 날로부터 10영업일 이내에 분배 전력 기관 또는 분배 및 판매 전력 기관은 고객의 전력 공급을 위한 검사, 조사 및 공급 계획을 작성해야 한다.

3. 고객에게 전력을 공급할 수 없는 경우, 분배 전력 기관 또는 분배 및 판매 전력 기관은 고객에게 통보하고, 국가 관리 당국의 확인을 받은 이유를 명시해야 한다.

4. 전력 규제청은 고객이 저압 공급에 연결되는 전력 공급 절차를 조직하고, 제정하며, 시행하도록 규정을 제정해야 한다.

절 4

 연결 실행

조 49. 접근권 연결점 기기 접근

1. 전력분배업체는 건설, 설치, 교체, 해체, 점검, 시험, 유지보수 및 운영 과정에서 연결점의 기기를 접근할 수 있는 권리를 가진다.

2. 고객은 관리 범위 내의 연결점 기기를 건설, 설치, 교체, 해체, 점검, 시험, 유지보수 및 운영 과정에서 접근할 수 있는 권리를 가진다.

조 50. 연결점 공급 전 상태 조건 문서 제공

1. 연결점 공급 예정일 이전에 연결을 요청하는 고객은 전력분배업체에게 연결점 공급 전 상태 조건 검사용 문서 두 (02)부를 제공해야 하며, 해당 문서는 베트남어 또는 영어로 작성되며(기술 자료는 고객이 요청한 연결을 확인한 문서와 베트남 정부가 인증한 사본 포함) 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 승인된 설계 기술 문서 및 원래 설계와 수정된 문서(있을 경우), 이를테면 일반 설명, 주 전기 연결 도면, 전기 장비 배치 평면도, 보호 및 제어 시스템 원리 도면, 관련 다른 도면 및 주요 전기 장비의 기술 사양;

b) 제조사가 제공한 장비 운용 및 관리 지침;

c) 발전소, 송전선 및 변전소를 분배망에 연결하기 위한 각 부분 및 전체 테스트 완료 보고서는 베트남 기술 표준 또는 베트남이 인정한 국제 표준을 준수하고, 본 통지의 조 34부터 조 44까지의 규정에 따른 연결 장비 요구 사항을 충족해야 함;

d) 시험 및 운영 예정 일정;

2. 특별히 합의하지 않는 한, 연결을 요청하는 고객은 조 1항에 명시된 문서를 다음 기간 내에 제공해야 한다.

a) 발전소를 처음 시험 운전하는 날로부터 최소 두 (02)개월 전까지;

b) 송전선과 변전소를 처음 시험 운전하는 날로부터 최소 한 (01)개월 전까지(송전선과 변전소의 전체 테스트 완료 보고서 제외);

3. 모든 문서를 받은 후 최대 이십 (20)일 이내에, 전력분배업체는 연결을 요청하는 고객에게 다음 문서를 제공해야 한다.

a) 장비 번호 도면;

b) 고객의 연결점에서 고객 쪽으로 보호 릴레이 설정에 대한 요구사항; 고객이 요청한 연결을 위한 릴레이 설정 및 관련 설정 값은 분배망을 조정할 수 있는 권한을 가진 조정 당국이 발행함;

c) 장비 시험 및 조정에 대한 요구사항;

d) 조정 명령 수신 방식에 대한 요구사항;

đ) 조정을 위한 정보통신 시스템 구축에 대한 요구사항;

e) SCADA/DMS 시스템 데이터 수집 및 전송에 대한 요구사항(있다면);

g) 자동 제어 방식(있다면);

h) 발전소에 대한 시작 방식;

i) 국가 전력 시스템, 분배 전력 시스템 및 협력 운전 프로세스 관련 프로세스 목록;

k) 관련 직원 및 전력 시스템 엔지니어 목록, 연락처 전화번호 및 팩스번호 포함;

4. 연결점 공급 예정일 이전 열 (10)일 이내에, 연결을 요청하는 고객은 전력분배업체에게 다음 내용을 제공해야 한다.

a) 발전소에 대한 시험 일정(발전소가 있을 경우) 및 전기 장비의 공급 및 운영 일정;

b) 각 당사자의 관리 및 운영 책임에 대한 합의;

c) 안전한 장비 운영을 위한 내부 규정;

d) 고객의 운영 직원 목록, 이름, 전문 직책, 책임, 연락처 전화번호 및 팩스번호 포함.

조 51. 연결점 전기 공급 조건 검사

1. 연결 신청인은 분배 전력 기관과 연결점 실지 검사 일자를 협의해야 한다.

2. 분배 전력 기관이 연결 신청인의 연결점 또는 연결점 관련 설비가 전기 공급 조건을 충족하지 못한다고 통보한 경우, 연결 신청인은 요구에 따라 설비를 수정하거나 보완 또는 교체하고 다시 분배 전력 기관과 다음 검사 일자를 협의해야 한다.

3. 분배 전력 기관과 연결 신청인은 연결점 전기 공급 조건 검사를 완료하고 연결점 전기 공급 시간을 협의하여 서면으로 확인한다.

조 52. 연결점 전기 공급

1. 연결점 전기 공급 전, 연결 신청인은 분배 전력 기관에게 다음 법적 및 기술적 절차를 완료한 증빙 자료를 제출해야 한다:

a) 전기 공급 범위 내의 모든 장비는 운전 기준을 충족하도록 시험 및 검사를 완료해야 한다.

b) 전력 측정 시스템은 완성되어야 하며, 전력 수송계량기의 초기 지표는 고정되어야 한다.

c) 전력 구매 계약을 체결해야 한다.

d) 제어 도면에 따라 정확히 번호가 매겨진 제어 장치가 있어야 한다.

đ) 보호 Relay와 자동 장치는 제어 권한을 가진 제어 부서의 요구사항에 맞게 설정되어야 한다.

e) 운전 직원은 운영 능력을 갖추고 있어야 하며, 운영 인증서를 소유해야 하며, 이는 운영 시스템 전력망 및 전력 시장에서 발급되며, 이름, 전문직 직책, 책임을 포함해야 한다.

f) 제어 통신 수단(직통, 전화, 팩스)은 정상적으로 작동해야 한다.

g) SCADA/DMS 시스템과의 연결이 완료되어야 한다.

2. 분배 전력 기관은 제어 권한을 가진 분배 전력망 제어 부서에 연결점 전기 공급 방법을 등록해야 한다.

3. 분배 전력 기관과 분배 전력망 사용자는 제어 권한을 가진 제어 부서가 승인한 방법에 따라 연결점 전기 공급을 수행해야 한다.

조 53. 연결점 이후 장비의 운전 테스트 절차

1. 연결 신청인이 연결점 이후 장비의 운전 테스트를 진행하는 동안, 연결 신청인은 운영 직원을 배치하고, 분배 전력 기관에 직원 명단과 연락처(전화번호, 팩스번호)를 제공하여 필요할 때 협력해야 한다.

2. 운전 테스트 검수 기간 동안, 연결 신청인 은 분배 전력 기관과 협력하여 연결점에서 기술 요구사항을 충족하는 운전 지표를 유지해야 한다. 3. 운전 테스트 검수 과정이 종료되면, 연결 신청인은 연결점에서의 실제 운전 지표를 확인해야 한다. 연결점에서의 운전 지표가 본 장 2절에서 규정된 기술 요구사항을 충족하지 못한 경우, 분배 전력 기관은 전력망 또는 연결 신청인의 전력 설비로 인해 발생한 문제로 인해 전력 발전소 또는 전력망을 분배 전력망에서 분리하고, 연결 신청인에게 필요한 조치를 취하라고 요구할 수 있다.

4. 연결 신청인의 연결점 이후 전력망, 발전소 및 전력 설비는 부분별 또는 전체적인 운전 테스트 검수를 완료하고 본 장 2절에서 규정된 기술 요구사항을 충족한 후에만 공식적으로 운전을 시작할 수 있다. 운전 테스트 검수와 공식 운전 중, 분배 전력망 사용자

은 국가 전력 시스템 제어 절차와 관련 절차를 준수해야 한다. 국가 전력 시스템 운영 프로세스 및 관련 프로세스를 준수해야 함.

조 54. 연결 장치의 검사 및 감독 운영 연결 장치

1. 분배 전력망을 사용하는 고객은 해당 통지에서 정한 한도 내에서 연결점에서 운전 기준과 기술 요구 사항을 준수하기 위해 해당 장치를 운전할 책임이 있다. 고객의 전기 장치 운전 매개변수가 연결점에서의 운전 기준과 기술 요구 사항을 충족하지 못하는 경우, 분배 전력망 단위는 고객에게 고객이 관리하는 장치에 대한 재검사 및 시험을 수행하도록 요청하여 원인을 확인하고 필요한 조치를 취하도록 할 수 있다.

2. 양 당사자가 검사 결과와 위반 원인에 대해 합의를 이루지 못하는 경우, 양 당사자는 검사 범위에 대해 합의하여 고객이 독립 제3자에게 재검사 및 시험을 수행하도록 할 수 있다. 제3자의 검사 결과가 고객의 장치가 위반을 일으킨 것으로 보여지고 고객이 해결 방안을 수용하지 않는 경우, 분배 전력망 단위는 고객의 장치를 분배 전력망에서 분리할 수 있는 권리를 가진다.

3. 분배 전력망을 사용하는 고객은 검사 결과가 고객의 장치가 연결점에서의 운전 기준과 기술 요구 사항을 위반하였음을 보여주는 경우 추가 검사 및 시험 비용을 부담해야 한다. 검사 결과가 고객의 장치가 연결점에서의 운전 기준과 기술 요구 사항을 위반하지 않았음을 보여주는 경우, 분배 전력망 단위는 추가 검사 및 시험 비용을 부담해야 한다.

4. 연결 장치를 검사하여 연결점의 운전 기준 위반을 확인하기 전에, 분배 전력 기관 분배 전력망을 사용하는 고객에게 검사 시간과 검사자 명단을 미리 통보해야 한다. 검사가 고객의 전력을 중단할 가능성이 있는 경우, 분배 전력망 단위는 분배 전력망을 사용하는 고객에게 최소한 15일 전에 통보해야 한다. 고객이 자체 변전소를 갖춘 분배 전력망을 사용하는 고객은 검사를 수행하기 위한 모든 필요한 조건을 제공하고 협력해야 한다.

5. 검사 과정 중, 분배 전력 기관 연결 장치에서 전기 측정 장치 및 검사를 설치할 수 있으나, 발전소, 전력망 및 분배 전력망을 사용하는 고객의 전기 장치의 안전 운전에 영향을 미치지 않아야 한다.

6. 운전 중 연결점에서 고객 소유 장치가 전력 시스템의 안전 운전을 보장하지 못하는 위험이 발견되는 경우, 분배 전력망 단위는 고객이 자체 변전소를 갖춘 분배 전력망을 사용하는 고객에게 즉시 통보하고 안전 운전 위험을 제거하기 위한 복구 기간을 요구해야 한다. 복구 기간 후에도 기술적 원인이 해결되지 않은 경우, 분배 전력망 단위는 연결점을 분리하고 고객에게 통보할 수 있으며, 고객은 이 조의 규정에 따라 연결점 이후 장치를 다시 운전하기 위한 재시험을 수행해야 한다.

조 55. 연결점 장치 교체

1. 자체 변전소를 갖춘 분배 전력망을 사용하는 고객이 연결 장치를 교체하거나 업그레이드하거나 새로운 전기 장치를 설치하여 분배 전력망의 효율성과 작동 모드에 영향을 미칠 경우, 이러한 변경사항에 대해 분배 전력망 단위와 통보하고 합의해야 하며, 변경 내용은 연결 합의에 추가되어야 한다.

2. 고객의 제안을 승인하지 않을 경우, 분배 전력망 단위는 고객에게 새로운 장치를 설치하려는 변경 사항에 대한 추가 요구 사항을 서면으로 통보해야 한다.

3. 연결점에서 교체된 모든 장치는 본 통지의 제49조부터 제53조까지의 규정에 따라 검사, 시험 및 인증을 받아야 한다.

조 56. 분배용 저압 전력망에 연결하는 방법에 관한 소비자에 대한 규정

1. 생활 목적으로 전력을 공급하는 경우, 소비자가 제출한 정당한 서류를 받은 날로부터 일주일(7일) 이내에 전력 분배 및 판매 기관은 전력 측정 시스템 설치와 검수 및 소비자에게 전력을 공급해야 한다.

2. 생활 목적이 아닌 다른 목적을 위해 전력을 공급하는 경우, 제48조 통지에서 정한 연결점 검사일로부터 5일 이내에 전력 분배 및 판매 기관은 전력 측정 시스템 설치와 검수 및 소비자에게 전력을 공급해야 한다.

절 5

연결 해제 및 재연결

조 57. 일반 규정

1. 연결 해제의 경우는 다음과 같다:

가) 자발적 연결 해제는 분배 전력망 사용 소비자의 요청에 따른 연결 해제로, 영구적 연결 해제와 임시 연결 해제를 포함한다.

나) 강제 연결 해제는 분배 전력망 사용 소비자가 연결 협정, 전력 구매 계약을 위반하거나 법령을 위반하여 관계 기관의 요구에 따라 이루어지는 연결 해제이다.

2. 분배 전력망 사용 소비자는 연결 해제와 재연결에 필요한 모든 비용을 부담해야 한다.

조 58. 자발적 연결 해제

1. 영구적 연결 해제

가) 분배 전력망 사용 소비자가 분배 전력망 시스템에서 영구적으로 연결 해제되는 경우와 관련 당사자의 책임은 연결 협정과 전력 구매 계약에 명시되어야 한다;

나) 영구적 연결 해제가 필요할 경우, 분배 전력망 사용 소비자는 연결 해제 예정일로부터 최소 한 달(1개월) 전에 분배 전력 기관에 서면으로 통보해야 한다. 발전기 분배 전력망에 연결된 분배 전력망 사용 소비자의 경우, 연결 해제 예정일로부터 최소 세 달(3개월) 전에 분배 전력 기관과 관련 조정 기관에 서면으로 통보해야 한다.

2. 임시 연결 해제

분배 전력망 사용 소비자는 분배 전력 기관과 임시 연결 해제 시점과 시간에 대해 합의해야 한다.

조 59. 강제 연결 해제

분배 전력 기관은 다음 사유로 분배 전력망 사용 소비자를 분배 전력망 시스템에서 연결 해제할 수 있는 권한이 있다:

1. 정부 기관의 연결 해제 요구에 따라.

2. 전력 구매 계약 또는 연결 협정에서 정한 강제 연결 해제 사유에 따라.

조 60. 재연결

분배 전력 기관은 다음 사유로 분배 전력망 사용 소비자에게 재연결을 제공해야 한다:

1. 관계 기관의 재연결 요구가 있을 때 또는 연결 해제 원인이 제거되고, 발생한 피해가 복구되었으며, 관련 비용이 소비자에 의해 지불되었을 때.

2. 분배 전력망 사용 소비자의 재연결 요청이 있을 때이며, 임시 연결 해제의 경우 관련 비용이 소비자에 의해 지불되었을 때.

장 6

분배 전력망 시스템 운영

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

운영 책임

조 61. 책임 분배 전력 기관

1. 관리 및 운영이 속한 범위 내의 설비와 전력망.

2. 제2절 및 제3절 본 장에서 정한 규정에 따라 연간, 월간, 주간, 일일 운영계획과 보수, 수리 계획을 세움.

3. 분배 전력망의 전압 품질 유지 운행 및 고객에게 전력을 안정적으로 공급하여 본 통지 제2장에서 정한 운전 기준을 준수함. 분배 전력망 관리 범위 내에서 SCADA/DMS 시스템, 보호 릴레이 시스템을 안정적이고 신뢰성 있게 운영하고, 분배 전력망에 연결된 고객 시설에 대한 보호 시스템 릴레이 계산 방식을 설정하여 선택성, 민감도, 고장 제거 능력을 보장함.

4. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장의 지시를 준수하되, 해당 지시가 생명을 위협하거나 법령에서 규정된 사항을 위반하는 경우는 제외함.

5. 분배 전력망을 운영함에 있어 전력 송전 시스템 규정 및 국가 전력 시스템 운영 절차를 준수함.

6. 다른 분배 전력망 운영 단위와 분배 전력망에 자체 변전소를 설치한 고객과 함께 운영 중인 설비의 연결 지점에서의 작업을 협력함.

7. 전기 안전 규정 및 전력망, 전력 시설 안전 보호 규정을 준수함.

조 62. 분배 전력망 사용 고객의 책임

1. 자체 변전소를 설치한 분배 전력망 사용 고객은 다음 사항을 책임집니다:

a) 관리 범위 내의 전기 설비와 전력망을 운영하여 본 통지 제5장 제2절에서 정한 기준에 부합하도록 함;

b) 국가 전력 시스템 운영 절차에 따라 분배 전력망 운영 단위의 지휘 및 지시, 운영을 준수함;

c) 분배 전력망 운영 단위가 운영 계획, 보수, 수리 계획을 세우는데 필요한 정확하고 적시적인 정보를 제공함;

d) 분배 전력망 운영 단위와 협력하여 분배 전력망의 전력 품질 유지 및 경제적 운영을 수행함.

2. 분배 전력망에 발전소를 연결한 분배 전력망 사용 고객은 다음 사항을 책임집니다:

a) 본 조 제1항에서 정한 사항을 준수함;

b) 발전소 운영을 연결 계약 및 전력 구매 계약에서 약속한 대로 수행함;

c) 발전소의 운영 계획 및 데이터를 정확하고 적시적으로 분배 전력망 운영 단위에 제공함.

3. 저압 전력망에 연결된 분배 전력망 사용 고객은 본 통지 제5장 제2절에서 정한 기준에 부합하도록 자신의 전기 설비와 전력망을 운영함.

보수, 수리 계획

절 2

분배 전력망 시스템 조 63. 보수, 수리에 관한 일반 규정

분배 전력망 시스템 1. 분배 전력망 운영 단위는 분배 전력망 시스템의 연간, 월간, 주간 보수, 수리 계획을 세워 분배 전력망 시스템의 운영 계획을 수립하기 위해 분배 전력망과 30MW 이하의 용량을 가진 분배 전력망에 연결된 발전소의 보수, 수리를 포함시켜야 합니다.

2. 분배 전력망 시스템의 보수, 수리 계획은 자체 변전소를 설치한 분배 전력망 사용 고객, 분배 전력망 운영 및 판매 단위의 보수, 수리 계획을 고려하고 다음 요구 사항을 충족해야 합니다:

a) 안전하고 안정적이며 신뢰할 수 있는 전력 공급을 보장합니다;

b) 전력망 및 발전소의 보수, 수리를 최적화합니다.

3. 예정된 분배 전력망 시스템의 보수, 수리 계획을 실행할 수 없는 경우에는 자체 변전소를 설치한 분배 전력망 사용 고객과 분배 전력망 운영 및 판매 단위는 다시 통보하고 분배 전력망 운영 단위와 협력하여 조정해야 합니다.

3. 계획된 분배 전력 시스템 유지보수 및 수리를 수행할 수 없는 경우, 고객이 자체 변전소를 보유하고 있는 분배 전력망 사용 고객 및 전력 분배 및 소매 업체는 분배 전력 공급업체와 협력하여 조정해야 함.

조 64. 연간 보수 및 수리 계획

1. 매년 7월 1일 이전에 분배 전력망을 사용하는 고객(독립 변전소를 갖춘 경우)과 전력 분배 및 판매 기관은 다음 두 (02) 년 동안의 보수 및 수리 계획 정보를 분배 전력 기관에 제공해야 하며, 해당 정보는 다음과 같이 포함되어야 한다.

a) 분배 전력 기관의 전력망과 연결되는 전선 및 전기 설비 목록(예정된 보수 및 수리 대상)

b) 보수 및 수리의 이유

c) 보수 및 수리 작업으로 인한 공급 중단 범위

d) 공급 중단된 부하의 전력량 및 계산된 용량

득) 발전소가 분배 전력망에 공급하지 못한 전력량 및 계산된 용량

2. 매년 8월 1일 이전에 분배 전력 기관은 다음 두 (02) 년 동안의 보수 및 수리 계획 초안을 완성해야 하며, 이를 위해 다음 요소들을 고려해야 한다.

a) 부하 전력 수요 예측 결과

b) 독립 변전소를 갖춘 고객, 전력 분배 및 판매 기관의 보수 및 수리 계획 및 변경 요청 사항(있을 경우)

c) 전송망 보수 및 수리 요구 사항

d) 독립 변전소를 갖춘 고객, 전력 분배 및 판매 기관의 보수 및 수리 계획 조정을 통해 실제 운영 조건에 맞게 시스템 분배 전력의 경제적 기술적 운용 최적화

e) 기타 보수 및 수리 관련 요구 사항

3. 분배 전력 기관의 보수 및 수리 계획과 일치하지 않을 경우, 독립 변전소를 갖춘 고객, 전력 분배 및 판매 기관은 매년 8월 15일 이전에 분배 전력 기관에 보수 및 수리 계획 조정을 요청할 수 있다. 분배 전력 기관은 고객의 요청에 따라 보수 및 수리 계획을 조정해야 하며, 고객의 요구사항에 따른 조정이 불가능한 경우 분배 전력 기관은 문서로 고객에게 통보하고 그 이유를 명시해야 한다.

4. 매년 10월 1일 이전에 분배 전력 기관은 다음 두 (02) 년 동안의 보수 및 수리 계획을 완료하고 기관 웹사이트에 공표해야 하며, 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 보수 및 수리 대상 전기 설비 및 전선 목록

b) 보수 및 수리 대상 전기 설비 및 전선의 이유

c) 주요 작업 내용

d) 예상 보수 및 수리 시간

득) 보수 및 수리 작업 관련 기타 요구 사항

조 65. 월별 보수 및 수리 계획

1. 월별 보수 및 수리 계획이 이미 공표된 연간 보수 및 수리 계획과 변경될 경우, 독립 변전소를 갖춘 고객, 전력 분배 및 판매 기관은 해당 달 15일 이전까지 본 조 제64항 제1호에서 정한 정보를 분배 전력 기관에 제공해야 한다.

2. 해당 달 20일 이전에 분배 전력 기관은 다음 요소들을 고려하여 다음 달 보수 및 수리 계획 초안을 완성해야 한다.

a) 이미 공표된 연간 보수 및 수리 계획

b) 다음 달 부하 전력 수요 예측 결과

c) 독립 변전소를 갖춘 고객 및 전력 분배 및 판매 기관의 보수 및 수리 계획 조정 요청

d) 전송망 보수 및 수리 요구 사항

3. 해당 달 25일 이전에 분배 전력 기관은 다음 달 보수 및 수리 계획을 완성하고 기관 웹사이트에 공표해야 하며, 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 보수 및 수리 대상 전기 설비 및 전선 이름

b) 보수 및 수리 대상 전기 설비 및 전선의 이유

c) 주요 작업 내용

d) 보수 및 수리 작업 예상 시작 및 종료 시간

득) 보수 및 수리 작업 관련 기타 요구 사항

e) 보수 및 수리로 인해 공급되지 못한 예상 용량 및 전력량

조 66. 주기적인 유지보수 계획 및 수리 계획

1. 매주, 전력 분배 기관은 다음 주부터 두 주간의 세 번째 주를 대상으로 한 주기적인 유지보수 및 수리 계획을 다음 기준에 따라 작성해야 합니다:

가) 승인된 월별 운영 계획;

나) 두 주간의 예측 부하 결과;

다) 최신화된 발전소 및 전력망 유지보수 및 수리 계획;

라) 분배 전력망을 사용하는 고객 중 자체 변전소를 보유한 고객과 분배 및 판매 전력 기관의 유지보수 및 수리 계획 조정 요청;

2. 월별 유지보수 및 수리 계획과 변경이 있을 경우, 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객, 분배 및 판매 전력 기관은 해당 계획 변경 내용을 이 통지 규칙의 제64조 제1항에 따른 정보와 함께 변경일로부터 두 주 전 화요일 오후 4시 30분까지 분배 전력 기관에 제공해야 합니다.

3. 분배 전력망을 사용하는 고객 중 자체 변전소를 보유하고 중압급 전력망에 연결된 고객은 매주 화요일 오후 4시 30분까지 분배 전력 기관에 주기적인 유지보수 및 수리 계획을 등록하여 다음 주의 계획을 협력적으로 작성하도록 책임이 있으며, 다음 정보를 포함합니다:

가) 유지보수 및 수리를 위해 분리할 필요가 있는 장비 목록;

나) 장비 분리의 원인;

다) 유지보수 및 수리 작업의 예상 시작 및 종료 시간.

4. 매주 목요일 오후 4시 30분까지, 분배 전력 기관은 월별 유지보수 및 수리 계획과 분배 전력 사용 고객이 제공한 정보를 바탕으로 다음 두 주간의 유지보수 및 수리 계획을 완성하고 공식적으로 발표하며, 다음 내용을 포함합니다:

a) 보수 및 수리 대상 전기 설비 및 전선 이름

b) 보수 및 수리 대상 전기 설비 및 전선의 이유

c) 주요 작업 내용

d) 보수 및 수리 작업 예상 시작 및 종료 시간

득) 보수 및 수리 작업 관련 기타 요구 사항

가) 유지보수 및 수리 작업으로 인한 전력 공급 중단 범위;

나) 유지보수 및 수리로 인해 예상되는 전력 및 에너지 공급량 감소.

5. 매주 금요일 오후 4시 30분까지, 분배 전력 기관이 발표한 주간 유지보수 및 수리 계획을 바탕으로 분배 및 판매 전력 기관은 관리 구역 내 저압 전력망의 유지보수 및 수리 계획을 작성하고 영향을 받는 고객에게 통지해야 하며, 이는 결정 제39/2005/QĐ-BCN에 따른 규정에 따릅니다.

절 3

 운영 계획

조 67. 연간 운영 계획

1. 분배 전력 기관은 다음 연도의 분배 전력 시스템 운영 계획을 다음 주요 내용으로 작성해야 합니다:

가) 다음 연도의 전력 부하 예측;

나) 다음 연도의 주기적인 유지보수 및 수리 계획;

다) 다음 연도의 발전소에서 생산될 전력량 예측, 그 중 분배 전력망에 연결된 발전소의 설비용량은 30MW 이하입니다.

2. 매년 12월 1일까지, 분배 전력 기관은 다음 연도의 운영 계획을 완성하고 공식적으로 발표하며, 이를 분배 전력 기관의 웹사이트에 게시하고, 110kV 전력망, 분배 전력망에 연결된 발전기, 전력 송전망과의 연결 지점에 대한 다음 연도의 운영 계획을 전력 시스템 및 전력 시장 운용 기관, 전력 송전 기관 및 관련 분배 전력 기관에 통보하여 협력적으로 실행하도록 합니다.

조 68. 월별 운전 계획

1. 전력 분배 기관은 분배 전력 시스템의 다음 달 운전 계획을 작성할 책임이 있으며, 이는 분배 전력 시스템 연간 운전 계획 공표를 근거로 하며 다음 내용을 포함한다.

가) 다음 달 전력 수요 예측

나) 다음 달 정비 계획

다) 다음 달 각 발전소(설비용량 30MW 이하인 발전소)의 전력 생산량 예상

2. 매월 25일 이전에 전력 분배 기관은 다음 달의 운전 계획을 완료하고 해당 기관의 인터넷 사이트에 공표하며, 중압 및 110kV 배전망, 분배 전력망에 연결된 발전기, 전력 분배망과 전력 송전망 간의 연결 지점에 대한 다음 달의 운전 계획을 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장, 전력 송전 기관 및 관련 다른 분배 전력 기관에게 통보하여 협력을 받는다.

조 69. 주별 운전 계획

1. 전력 분배 기관은 공표된 월별 운전 계획을 근거로 두 주 동안의 분배 전력 시스템 운전 계획을 작성하며, 다음 내용을 포함한다.

가) 두 주 동안의 전력 수요 예측

나) 두 주 동안의 정비 계획

다) 두 주 동안의 전력 공급 중단 시간 및 범위 예상

라) 두 주 동안 각 발전소(설비용량 30MW 이하인 발전소)의 전력 생산량 및 발전 용량 예상

2. 매주 목요일 오후 3시까지 전력 분배 기관은 두 주 동안의 운전 계획을 완료하고 해당 기관의 인터넷 사이트에 공표하며, 중압 및 110kV 배전망, 분배 전력망에 연결된 발전기, 전력 분배망과 전력 송전망 간의 연결 지점에 대한 두 주 동안의 운전 계획을 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장, 전력 송전 기관 및 관련 대규모 사용자에게 통보하여 협력을 받는다.

3. 매주 금요일 오후 3시까지, 주별 운전 계획에 근거하여 전력 분배 기관과 전력 분배 및 소매 기관은 저압 배전망의 운전 계획을 완료하고 관리 구역 내 영향을 받는 고객에게 통보하는 책임이 있다.

조 70. 일별 운전 방식

1. 매일, 공표된 주별 운전 계획을 근거로 전력 분배 기관은 다음 날의 일별 운전 방식을 작성하며, 다음 내용을 포함한다.

가) 보수 및 정비를 위한 전력 공급원 및 배전망 목록

나) 다음 날의 전력 공급 중단 시간 및 범위 예상

다) 다음 날 각 시간대의 각 발전소(설비용량 30MW 이하인 발전소)의 전력 생산량 및 발전 용량 예상

2. 매일 오후 3시까지 전력 분배 기관은 다음 날의 일별 운전 방식을 완료하고 해당 기관의 인터넷 사이트에 공표한다.

조 71. 분배 전력 시스템의 운전

1. 전력 분배 기관은 공표된 일별 운전 방식에 따라 분배 전력 시스템을 운전하며, 국가 전력 시스템 제어 절차와 관련 규정을 준수한다.

2. 분배 전력망을 사용하고 별도의 변전소를 갖춘 고객은 분배 전력망을 제어할 권한이 있는 제어 기관의 제어 명령을 준수하며, 분배 전력 시스템 제어를 위해 전력 분배 기관과 협력하고 정보를 제공해야 한다.

절 4

비상 상황에서의 운전

조 72. 긴급 상황 긴급 상황

1. 분배 전력 시스템 긴급 상황은 전력 송전 시스템 또는 분배 전력 시스템 전부 또는 일부가 정상 운전을 방해하거나 분배 전력 시스템에서 광범위한 정전을 일으키는 상황을 말한다.

2. 긴급 상황에는 다음이 포함된다.

가) 전력 송전 시스템 전부 또는 일부의 사고 또는 해체로 인해 분배 전력 시스템의 정상 운전이 방해받는 경우

나) 전력 송전 시스템의 사고로 인해 분배 전력 시스템의 일부가 단자 상태로 운영되는 경우

다) 분배 전력 시스템의 110kV 배전선 또는 변전소의 사고로 인해 분배 전력 시스템에서 광범위한 정전이 발생하는 경우

조 73. 전력 송전 시스템 전부 또는 일부의 사고 또는 해체로 인한 분배 전력 시스템의 운전

1. 전력 송전 시스템의 사고로 인해 분배 전력 시스템의 정상 운전이 방해되거나 분배 전력 시스템에서 정전이 발생한 경우, 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 진다.

가) 전력 시스템 및 전력 시장 운전 기관, 전력 송전 기관과 연락하여 이 사고로 인한 분배 전력 시스템의 부하 영향 범위와 예상 전력 공급 중단 시간에 대한 정보를 얻어야 한다.

나) 전력 송전 시스템의 사고로 인한 영향 범위를 최소화하기 위해 부하 전력 제어 조치 및 기타 운전 조치를 적용해야 한다.

2. 전력 송전 시스템 전부 또는 일부의 해체로 인해 분배 전력 시스템의 정상 운전이 방해되거나 분배 전력 시스템에서 정전이 발생한 경우, 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 진다.

가) 검은 시작 절차와 국가 전력 시스템 복구 규정 및 전력 송전 시스템 규정을 준수해야 한다.

나) 국가 전력 시스템 조정 절차에 따라 분배 전력 시스템 관리 기관이 관리하는 분배 전력 시스템을 부하 지역별로 분리해야 한다.

다) 분배 전력 시스템 관리 기관이 관리하는 분배 전력 시스템 내에서 우선 순위에 따라 부하 복구를 수행해야 한다. 이는 전력 시스템 운전 기관 및 전력 시장 기관이 승인한 방법으로 수행되어야 한다.

라) 전력 시스템이 완전히 복구될 때까지 전력 시스템 운전 기관 및 전력 시장 기관과 직접 통신을 유지해야 한다.

3. 분배 전력 기관과 대규모 사용자들은 긴급 상황 처리 및 복구 과정 동안 관련 당사자들과 협력하여 운전할 수 있도록 전화번호를 유지하고 기술 전문가를 파견하며 해당 전문가들의 이름, 직위, 권한 목록을 관련 당사자들에게 통보해야 한다.

조 74. 분리된 상태에서의 분배 전력 시스템 운전 분리된 상태

1. 분배 전력 시스템의 일부가 분리된 경우, 분배 전력 기관은 해당 분배 전력 시스템에 연결된 발전소의 운전에 대해 고려하고 결정해야 한다. 분배 전력 기관은 발전소를 분리된 상태로 운전하도록 지휘하고, 전력 시스템 운전 기관 및 전력 시장 기관의 명령에 따라 시스템에 재접속할 준비를 해야 한다.

2. 발전소가 분리된 상태에서 독립적으로 운전할 수 있는 설계가 되어 있고 분배 전력 기관과 합의된 경우, 분배 전력 시스템에 연결된 발전소는 자체 시스템을 사용하여 분리된 상태에서 운전하고 다른 고객에게 전력을 공급할 수 있다. 이 경우 다음과 같은 조건이 충족되어야 한다.

가) 발전소는 분리된 상태와 분배 전력 시스템에 연결된 상태 모두에서 발전기 제어 방법과 보호 릴레이 시스템이 완비되어 있어야 한다.

나) 분리된 상태에서의 운전 중 사고를 식별하고 차단하여 발전기와 다른 분배 전력 시스템 사용자에게 손상을 방지해야 한다.

다) 분리된 분배 전력 시스템의 중성 접지 표준을 준수해야 한다.

3. 분리된 분배 전력 시스템이 복구된 시스템과 동기화할 수 없는 경우, 분배 전력 기관은 분리된 분배 전력 시스템에 연결된 발전소를 분리하여 복구된 시스템에서 분리된 지역에 전력을 공급한 후, 다시 분리된 발전소의 운전을 복구해야 한다.

조 75. 분배 전력 시스템의 중대한 사고 발생 시 분배 전력 시스템 운전

분배 전력 시스템의 110kV 분배 변전소 또는 송전선에서 중대한 사고가 발생하여 분배 전력 시스템 내에서 광범위한 정전이 발생한 경우, 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 가지며:

1. 국가 전력 시스템 사고 처리 절차를 준수하면서 사고를 신속히 격리하고 처리한다.

2. 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장, 송전 기관 및 해당 사고에 영향을 받는 주요 전력 사용자에게 사고 정보를 통보한다.

3. 사고 기간 동안 분배 전력 시스템 부하 공급 능력을 최대화하기 위해 연결 방식을 변경한다.

조 76. 분배 전력 시스템 복구

1. 분배 전력 시스템이 해체되거나 분리된 상태로 운전 중인 경우 또는 분배 전력 시스템에서 중대한 사고가 발생한 경우, 분배 전력 기관은 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장, 송전 기관, 주요 분배 전력 시스템 사용자 및 관련 기관과 협력하여 가장 빠른 시간 내에 분배 전력 시스템을 정상 운전 모드로 복구해야 한다.

2. 분배 전력 기관은 발전소의 검은 시작 능력과 일치하는 규모의 부하 지역을 분할하고, 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장에 보고하며, 분배 전력 시스템을 빠르게 복구하도록 보장해야 한다.

3. 분리된 상태와 동기화 모드에서 분배 전력 시스템에 연결된 발전소는 분배 전력 기관의 지시에 따라 운영되어야 한다.

4. 분배 전력 시스템이 자체적으로 분리된 상태로 운전할 수 있는 발전소가 없는 경우, 분배 전력 시스템은 전송 시스템에서 복구될 수 있으며, 분배 전력 기관은 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장의 지시에 따라 분배 전력 시스템을 복구해야 한다. 분배 전력 기관은 우선 순위 및 승인된 계획에 따라 부하를 복구해야 한다.

5. 분배 전력 기관은 주요 분배 전력 시스템 사용자에게 통보하여 분배 전력 시스템 복구 과정에서 사고 처리를 협력하도록 해야 한다.

절 5

부하 제어 및 전압

조 77. 부하 제어

부하 제어는 전력 사용자가 전력 수요 관리 프로그램에 참여하여 네트워크 파괴 또는 과부하를 피하기 위해 등록한 자발적인 방법으로 전력 공급 중단, 감소, 부하 해제 또는 전력 부하의 유용 전력 소비량 감소를 포함한다.

조 78. 공급 중단 및 감소

1. 분배 전력 기관은 주간 운영 계획에 따라 공식 발표된 계획을 준수하면서 공급 중단 및 감소를 수행해야 한다. 조 69 통지에서 정한 바에 따라 채무 자주 분류 결과를 통보해야 한다.

2. 분배 전력 기관은 다음의 경우 계획되지 않은 공급 중단을 수행할 수 있다:

a) 전력 시스템 운영 기관 및 전력 시장의 요청에 따라 전력 공급 안전을 보장하기 위해;

b) 사람, 설비 및 전력 시스템에 중대한 안전 위협을 초래하는 사고 또는 사고 위험이 발생했을 때;

c) 분배 전력 시스템에서 불가항력 상황이 발생했을 때.

3. 공급 중단 및 감소의 경우, 분배 전력 기관 또는 분배 및 판매 전력 기관은 피해 전력 사용자에게 통보를 위한 절차 및 절차를 수행해야 하며, 이는 39/2005/QĐ-BCN 결정에 규정된 내용에 따라 이루어져야 한다.

조 79. 부하 해제 방안 수립

1. 전력 분배 기관은 관리 범위 내에서 안전한 전력 시스템 운전 요구 사항, 전력 공급 안전 위협으로 인한 전력 공급 중단 계획, 부하 우선 순위, 동등한 우선 순위를 가진 분배망 사용자에게 미치는 영향을 최소화하기 위한 조치를 근거로 부하 해제 방안을 수립할 책임이 있다.

a) 전력 시스템 안전 운전 요구 사항

b) 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장의 전력 공급 안전 위협으로 인한 전력 공급 중단 계획

c) 부하 우선 순위

d) 동일한 우선 순위를 가진 분배망 사용자에게 미치는 영향을 최소화하기 위한 조치

2. 부하 해제 방안은 해제 전력량, 해제 순서 및 해제 시간을 포함해야 한다.

3. 매 주 목요일 오후 3시까지 전력 분배 기관은 다음 두 주간에 대한 부하 해제 방안을 완료하고 공표해야 한다.

조 80. 부하 해제 방법

1. 자동 부하 해제는 주파수 제어 Relay가 선택적으로 중압 부하를 차단하여 허용된 주파수 한도 내에서 주파수를 유지하고 광범위한 정전을 피하기 위해 이루어지는 부하 해제이다.

2. 지시에 따른 부하 해제는 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장 또는 전력 분배 기관이 전력 공급 원천 부족이나 전력 시스템 장애 상황에서 전력 공급 안전을 보장하기 위해 요청하는 부하 해제이다. 조 81. 부하 해제 실행

1. 전력 분배 기관은 이미 작성되고 공표된 부하 해제 방안에 따라 부하 해제를 수행해야 한다.

2. 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장의 지시에 따른 부하 해제 또는 분배망 보호를 위해 전력 분배 및 판매 기관은 전기 사용자에게 2005년 BCN 제 39호 결정에 따라 통보해야 한다.

3. 자동 부하 해제 또는 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장의 지시에 따른 부하 해제 후, 전력 분배 기관은 다음과 같은 책임이 있다.

a) 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장에 해제된 부하의 전력량, 해제 시간, 해제 지역, 그리고 주파수 제어 Relay 작동 값에 따른 해제 단계를 보고한다.

b) 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장의 지시에 따라 해제된 부하를 복구한다.

4. 고객이 관리하는 범위 내에서 자동 부하 해제 또는 전력 분배 기관의 지시에 따른 부하 해제가 이루어진 경우, 분배망 사용자는 다음과 같은 책임이 있다.

a) 전력 분배 기관에 해제된 부하의 전력량, 해제 시간, 해제 지역, 그리고 주파수 제어 Relay 작동 값에 따른 해제 단계를 보고한다.

b) 전력 분배 기관의 지시에 따라 해제된 부하를 복구한다.

조 82. 전압 제어 실시

1. 전력 분배 기관은 관리 범위 내의 분배망 노드에서 전압을 계산하고 분배망 사용자와 협력하여 공급 전압의 품질을 유지하기 위해 무효 전력 제어 및 변압기 분압 조정을 통해 전압을 제어해야 한다.

2. 분배망 사용자는 분배망 전압을 유지하기 위해 전력 분배 기관과 협력하여 운영해야 한다.

조 83. 감시 및 원격 제어

1. 전력 분배 기관과 대형 분배망 사용자는 감시 및 제어 방법에 대해 합의해야 한다.

2. 전력 분배 기관은 양 당사자가 합의한 경우 고객 시스템을 감시하기 위해 원격 측정소와 필요한 장비를 설치해야 하며, 이 경우 전력 분배 기관은 고객 네트워크 범위 내에서 원격 제어 센터를 설치하고 제어 Relay를 포함한 시스템 제어 권한을 갖는다.

3. 대형 분배망 사용자는 원격 제어 및 감시 시스템의 설치 및 운영에 대해 전력 분배 기관과 협력해야 한다.

운용 및 보고 체제 내 정보 교환

절 6

운전 및 보고 체계 내의 정보 교환

조 84. 정보 교환 형식

1. 분배 전력 기관, 대용량 사용자 및 분배 전력망을 사용하는 다른 분배 전력 기관은 연락 운전 통신을 지속적으로 원활하게 유지하기 위해 정보 교환 형식에 대해 합의해야 한다.

2. 분배 전력 기관과 대용량 사용자는 연락 운전 담당 직원을 지정하고 연락 담당 직원 및 운전 직원 명단을 교환해야 한다.

조 85. 운전 정보 교환 내 운전

1. 분배 전력 기관은 분배 전력망의 운전 제도가 고객의 전력망 또는 발전기의 운전 제도에 영향을 미칠 수 있다고 판단한 경우 다음 정보를 포함하여 대용량 사용자에게 통보해야 한다.

가) 분배 전력망의 운전 제도와 고객의 전력망 또는 발전기에 미칠 수 있는 영향;

나) 고객의 전력망 또는 발전기에 미치는 영향을 일으킨 원인.

2. 대용량 사용자는 자신의 전력망의 운전 제도 또는 발전기가 분배 전력망에 영향을 미칠 수 있다고 판단한 경우 즉시 분배 전력 기관에 통보해야 한다. 이 때 다음 정보를 포함해야 한다.

가) 고객의 전력망 운전 제도 변경을 일으킨 원인;

나) 분배 전력 기관의 전력망에 미칠 수 있는 영향.

조 86. 비상 상황 통보

1. 비상 상황은 분배 전력망이 사고를 당하거나 사고 위험에 처하거나 허용 범위를 벗어난 운전 지표를 보이는 상황이다.

2. 분배 전력망에서 비상 상황이 발생하면 분배 전력 기관은 다음과 같은 책임을 진다.

가) 고객의 전력망에 영향을 미칠 수 있는 대용량 사용자에게 즉시 통보한다.

나) 대용량 사용자가 소유한 발전소에 대한 이미 제공된 정보를 보완하고 명확히 한다는 요청이 있을 경우 그렇게 한다.

3. 대용량 사용자는 고객의 전력망에서 발생한 비상 상황이 분배 전력망에 영향을 미칠 수 있다고 판단한 경우 즉시 분배 전력 기관에 통보해야 한다.

조 87. 중대 사고 통보

1. 중대 사고는 110kV급 분배 변전소나 분배 전력선이 운전에서 분리되어 분배 전력망 내 넓은 지역에서 정전이 발생하는 사고를 의미한다.

2. 분배 전력 기관 또는 대용량 사용자는 중대 사고가 발생한 경우 즉시 해당 사고 정보를 전력망 소유자에게 통보해야 한다.

3. 중대 사고 통보는 다음 주요 내용을 포함해야 한다.

가) 사고 발생 날짜와 시간;

나) 사고 지속 시간;

다) 사고 발생 장소와 영향을 받은 지역;

라) 손상된 설비;

마) 사고 요약 설명;

바) 사고 원인(있을 경우);

사) 사고 복구 예상 시간;

아) 부하 해제 조치(있을 경우).

4. 분배 전력 기관 또는 대용량 사용자는 요구가 있을 경우 중대 사고 통보 내용을 보완하고 명확히 해야 한다.

5. 분배 전력 기관은 이 조 제3항에서 규정된 내용으로 중대 사고를 문서로 보고해야 한다. 사고 발생 장소의 산업 무역국에 보고해야 한다.

조 88. 운전 결과 보고 1. 분배 전력망 운영 단위는 분배 전력망 시스템의 연간, 월간, 주간 보수, 수리 계획을 세워 분배 전력망 시스템의 운영 계획을 수립하기 위해 분배 전력망과 30MW 이하의 용량을 가진 분배 전력망에 연결된 발전소의 보수, 수리를 포함시켜야 합니다.

1. 전력 분배 기관은 분배 전력 시스템의 연간 및 월별 운영 상황과 결과에 대한 정기 보고를 수행하며, 이 중에는 제2장에서 규정된 운영 기준 준수 여부 평가, 분배 전력 시스템의 운전 결과 평가, 과부하, 설비 사고와 원인, 안전하고 신뢰성 있는 전력망 운전을 보장하기 위한 대책 제안이 포함되어야 한다.

2. 매년 1월 31일 이전에 전력 분배 기관은 전년도 분배 전력 시스템의 운전 결과 보고서를 작성하고, 매월 5일 이전에 전월 분배 전력 시스템의 운전 결과 보고서를 전력 규제청과 전력 시스템 및 전력 시장 운전 기관에게 제출해야 한다.

3. 비상 상황에서는 전력 분배 기관은 전력 규제청의 요구에 따라 분배 전력 시스템의 운전 결과를 보고할 책임이 있다.

절 7

운전 협력

조 89. 운전 협력 책임

1. 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 각자의 분배 전력망 관련 설비에 대한 운전 조작 책임과 범위를 일치시키고, 안전한 전력망 및 설비 운전을 위한 협력 작업을 담당하는 사람을 지정해야 한다.

2. 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 자신의 관리 범위 내에서 작업 또는 실험을 수행할 때 필요한 안전 조치를 함께 설정하고 유지해야 한다.

3. 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 안전한 작업, 실험을 위해 운전 협력 절차를 마련하여 사람과 설비를 보호하도록 하며, 다음 내용을 포함해야 한다:

가) 협력 운전의 원칙과 절차

나) 분배 전력 시스템의 조작, 운전, 실험에 대한 책임과 권한

4. 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 협력 운전을 통일하고 관련 문서의 보관, 관리, 업데이트, 교환에 책임을 진다.

조 90. 운전 수행 협력

1. 작업이나 전력망 조작을 수행할 때, 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 안전한 협력 운전 규정과 관련된 다른 조작, 안전 운전 규정을 준수해야 한다.

2. 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 작업 위치에서 안전한 작업을 보장하기 위해 안전 표지판, 경보 장치, 안전 지침, 작업에 적합한 도구를 설치하고 제공해야 한다.

3. 운전 경계에서 연결 장치의 검사, 감독, 제어는 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관이 지정한 사람이 수행해야 한다.

절 8

분배 전력 시스템 실험

조 91. 분배 전력 시스템 실험 일반 요구사항

1. 분배 전력 시스템 실험은 분배 전력 기관의 전력망과 분배 전력 사용자의 전력망, 발전소 또는 전기 설비 실험을 포함한다.

2. 실험은 전기 설비 또는 발전기의 작업 능력 내에서 진행되며, 실험 진행 시간 동안 관련 당사자의 대표가 참석하고 현재 적용되는 절차와 규정을 준수해야 한다.

3. 분배 전력 사용자와 전력 분배 기관은 실험 과정에서 사람과 설비에 위험을 초래하지 않도록 해야 한다.

4. 전력 송전망과 연결된 전기 설비 실험은 전력 송전망 규정을 준수해야 한다.

5. 실험 비용은 실험을 요청한 측이 실험 결과가 본 통지에서 규정된 운영 기준을 충족하거나 연결 합의서에 기재된 기술 사양을 만족하면 부담한다. 실험 결과가 본 통지에서 규정된 운영 기준을 충족하지 않거나 연결 합의서에 기재된 기술 사양과 다르다면, 해당 전력망 또는 발전기 소유자는 실험 비용을 부담해야 한다.

조 92. 분배 전력망에서 장비 실험을 실시하는 경우

1. 분배 전력망에서 장비 정기 실험.

2. 분배 전력망에서 장비 급작스러운 실험은 다음 사항이 있는 경우에 실시한다:

가) 분배 전력망의 안전성과 신뢰성을 보장하기 위해;

나) 고객이 분배 전력망의 전력 품질에 대한 불만을 제기한 경우로서 이 법령의 제2장 또는 연결 협정에서 규정된 내용과 관련된 경우;

다) 분배 전력 공급 기관이 고객의 장비가 분배 전력망에 부정적인 영향을 미치는 것을 발견한 경우에 요구한 경우.

조 93. 발전기 실험을 실시하는 경우

1. 분배 전력 공급 기관은 연간 두 번(02회) 이내로 발전기를 분배 전력망에 연결할 수 있으나 다음 사항을 제외하고는:

가) 실험 결과가 연결 협정에 기재된 발전기의 운전 특성과 일치하지 않는 경우;

나) 분배 전력 공급 기관과 고객이 소유한 발전소가 실험 결과에 대한 운전 특성 및 데이터를 통일하지 못한 경우;

다) 고객이 소유한 발전소의 요청에 따라;

라) 연료 전환 실험.

2. 고객이 소유한 발전소는 다음 사항이 있을 때 실험을 요구할 수 있다:

가) 발전기의 운전 특성이 고장으로 인해 수정된 후 재검사하기 위함;

나) 발전기가 설치, 대수리, 교체, 개선 또는 재조립된 후 검사하기 위함.

조 94. 분배 전력망에서 장비 실험에 대한 책임

1. 분배 전력 공급 기관은 다음과 같은 책임을 지닌다:

가) 관리 운영 범위 내의 분배 전력망 장비 정기 실험을 실시한다;

나) 분배 전력망의 안전하고 안정적인 운전을 보장하기 위해 필요한 경우 급작스러운 실험을 실시한다;

다) 고객의 요청에 따라 고객의 전력망에서 실험을 실시한다;

라) 전송 기관 및 다른 분배 전력 공급 기관과 관련 연결점에서 장비 실험을 실시하기 위해 협력한다;

마) 실험 일정을 고객 및 관련 기관에게 문서로 미리 통보한다.

2. 분배 전력망을 사용하는 고객은 다음과 같은 책임을 지닌다:

가) 관리 범위 내에서 전력망 및 발전기 실험을 수행한다;

나) 분배 전력 공급 기관과 연결점에서 전력 장비 실험을 실시하기 위해 협력한다;

다) 실험 일정을 분배 전력 공급 기관에게 문서로 미리 통보한다;

라) 분배 전력망에 연결된 장비의 정기 실험 및 유지 보수를 조직하며, 매년 실험 보고서를 분배 전력 공급 기관에 제출하여 추적한다.

조 95. 요구에 따른 실험 절차 및 절차 분배 전력 기관

1. 실험을 원할 경우 분배 전력 공급 기관은 분배 전력망을 사용하는 대형 고객에게 전력 공급 중단 또는 감소를 예정된 실험으로 인해 발생할 수 있다는 문서로 통보해야 한다. 통보는 다음 내용을 포함해야 한다:

가) 실험 목적;

나) 실험 위치;

다) 예상 실험 시간;

라) 예상 실험 항목 및 순서;

마) 실험 요구에 따른 전력 공급 중단 계획 (있을 경우); 단계 실험 요구에 따른 전력 (있을 경우).

2. 고객이 소유한 분배 전력망 관리 범위 내에서 실험이 진행되는 경우, 분배 전력 공급 기관의 실험 통보에 동의하지 않을 경우, 통보를 받은 날로부터 7일 이내에 고객은 다시 통보하고 해결 방안을 제안하여 분배 전력 공급 기관과 조정된 실험 계획을 통일해야 한다.

조 96. 대규모 고객의 요청에 따른 분배 전력망 실험 절차 및 절차

1. 실험을 요구할 경우, 대규모 고객은 분배 전력망을 사용하는 고객은 분배 전력망 사업자에게 실험 요청 문서를 제출해야 하며 다음 내용을 포함해야 한다.

a) 실험 목적;

나) 실험 요청 사유;

다) 실험 위치 및 항목;

라) 예상 실험 시간.

2. 발전기 실험의 경우, 고객은 다음 정보를 추가해야 한다.

나) 발전기 이력;

다) 발전기 특성;

라) 실험 기간 동안 발전기 운전 모드 예상.

3. 실험 요청을 받은 날로부터 일주일(7일) 이내에 분배 전력망 사업자는 필요한 정보를 고객에게 요청해야 한다.

4. 실험 요청 문서가 유효한 경우 수령 후 14일 이내에 분배 전력망 사업자는 고객과 관련된 단체들에게 실험 계획을 문서로 통보해야 한다.

5. 실험이 완료된 후 분배 전력망 사업자는 실험 결과를 고객에게 문서로 통보해야 한다.

조 97. 실험 후의 책임사항

1. 분배 전력망 사업자는 실험 결과가 분배 전력망 내에서 사업자가 관리하는 설비가 기술 규격(Mục 2 장 II 시행규칙)에 부합하지 않는 경우 해당 설비를 수정하거나 업그레이드해야 한다.

2. 분배 전력망을 사용하는 대규모 고객은 실험 결과가 고객의 설비가 기술 규격(Mục 2 장 V 시행규칙) 또는 연결 협약에 부합하지 않는 경우, 분배 전력망 사업자와 합의한 기간 내에 해당 설비를 수정하거나 업그레이드해야 한다.

장 7

전력 계량

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

전력량 측정에 관한 일반 규정

조 98. 정확한 측정 위치 결정 원칙

1. 측정 위치는 연결점과 일치하거나 인접해야 한다.

2. 측정 시스템을 설치할 조건이 없거나 측정 위치가 정확한 전력량 측정을 보장하지 못하는 경우, 분배 전력망 사업자와 분배 전력망을 사용하는 고객 또는 다른 분배 전력망 사업자는 대체 측정 위치를 협의하고, 대체 측정 위치에서 연결점으로 전력량을 환산하는 방법을 결정해야 한다.

조 99. 고압 및 중압 전압 등급에 대한 측정 위치 결정

1. 분배 전력망을 사용하는 고객이 전력 판매 및 분배 사업자인 경우

나) 110kV 전압 등급의 연결점에 대해 각 연결점마다 주 측정 위치와 보조 측정 위치 하나(01)를 결정해야 한다;

다) 1000V부터 35kV까지의 전압 등급의 연결점에 대해 분배 전력망 사업자와 분배 전력망을 사용하는 고객은 필요하다고 판단하면 보조 측정 위치를 협의할 수 있다;

분배 전력망 사업자의 변전소의 연결점:

- 분배 전력망 사업자의 변전소의 출선 선로에서 주 측정 위치를 결정하며, 다른 협의가 없는 한 이에 따름;

- 보조 측정 위치는 분배 전력망 사업자와 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정한다; 라) 분배 전력망을 사용하는 고객의 변전소의 연결점:

- 분배 전력망 사업자의 직접 연결 고압 측 단자 또는 고압 측 단자에서 주 측정 위치를 결정하며, 다른 협의가 없는 한 이에 따름;

- 보조 측정 위치는 분배 전력망 사업자와 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정한다.

마) 이 조항의 점 c와 점 d에 명시된 규정과 다른 연결점에 대해서는 주 측정 위치와 보조 측정 위치는 분배 전력망 사업자와 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정한다.

2. 분배 전력망을 사용하는 고객이 발전기를 소유하는 경우

나) 110kV 전압 등급의 연결점에 대해 각 연결점마다 주 측정 위치와 보조 측정 위치 두 개(02)를 결정해야 한다;

다) 1000V부터 35kV까지의 전압 등급의 연결점에 대해 각 연결점마다 주 측정 위치와 보조 측정 위치 하나(01)를 결정해야 한다;

분배 전력망을 사용하는 고객이 발전기를 소유하는 변전소의 연결점:

- 분배 전력망 사업자의 직접 연결 고압 측 단자 또는 고압 측 단자에서 주 측정 위치를 결정하며, 다른 협의가 없는 한 이에 따름;

- 보조 측정 위치 1은 고객의 발전기 변전소의 출선 선로에서 결정되며, 다른 협의가 없는 한 이에 따름;;

- 보조 측정 위치 2는 110kV 전압 등급의 연결점에서 분배 전력망 사업자와 발전기를 소유하는 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정된다. 라) 분배 전력망을 사용하는 고객이 발전기를 소유하는 변전소의 연결점이 아닌 경우:

- 고객의 발전기가 분배 전력망에 연결되어 있고 고객의 변전소와 연결점 사이에 단일 전선만 연결되어 있으며 고객의 변전소의 바레터를 통해 전력이 순환되지 않는 경우, 주 측정 위치는 연결점과 일치하거나 인접해야 한다; - 고객의 발전기가 분배 전력망에 연결되어 있고 고객의 변전소와 연결점 사이에 두 개 이상의 전선이 연결되어 있으며 고객의 변전소의 바레터를 통해 전력이 순환되는 경우, 주 측정 위치는 이 조항의 점 a 항 1 조에 따라 결정된다;

- 보조 측정 위치는 분배 전력망 사업자와 발전기를 소유하는 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정된다.

마) 이 조항의 점 c와 점 d에 명시된 규정과 다른 연결점에 대해서는 주 측정 위치와 보조 측정 위치는 분배 전력망 사업자와 발전기를 소유하는 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정한다. 3. 두 분배 전력망 사업자 간의 연결점:

마) 이 조항의 점 c와 점 d에 명시된 규정과 다른 연결점에 대해서는 주 측정 위치와 보조 측정 위치는 분배 전력망 사업자와 발전기를 소유하는 분배 전력망을 사용하는 고객 간에 협의하여 결정한다. 고객이 두 개 이상의 전선을 통해 전력을 공급받는 발전기를 보유하고 있으며 고객의 변전소 차단기에 전력이 통과하는 경우, 측정 위치는 본 조 제1항 제a호에서 규정된 방법으로 선택됨;

- 보조 측정 위치는 다음에 의해 결정됨: 분배 전력 공급업체와 발전기를 보유한 분배 전력망 사용 고객 사이의 합의에 따라;

đ) 본 항 제c호 및 제d호에서 규정된 연결점과 다른 경우, 주 측정 위치와 보조 측정 위치는 분배 전력 공급업체와 발전기를 보유한 분배 전력망 사용 고객 사이의 합의에 따라 결정됨.

두 분배 전력 공급업체 간의 연결점:

정량 위치와 보조 정량 위치는 전력 분배 단위 간의 협약에 따라 결정된다.

4. 전력 분배 단위와 소매 전력 단위 및 전기 사용 고객 사이의 연결점:

정량 위치와 보조 정량 위치(있을 경우)는 양 당사자 간의 협약에 따라 결정된다.

제100조. 분배망 저압 연결 전기 사용 고객의 정량 위치 결정

분배망 저압 연결 전기 사용 고객의 정량 위치는 해당 고객이 분배망을 사용하는 연결점에서 결정되며, 다른 협약이 있을 경우를 제외한다.

제101조. 전력량 측정 시스템

1. 전력량 측정 시스템은 정량 위치에 설치되어 연결점에서 전송되는 전력량을 정확하고 완전하게 측정하고, 전력망의 루프 구조가 측정 결과에 미치는 영향을 배제하도록 해야 한다.

2. 보조 전력량 측정 시스템은 보조 정량 위치에 설치되어 다음 기능을 수행한다:

가. 정량 위치의 전력량 측정 시스템이 정확하지 않거나 고장 난 경우, 전력 매매량 계산을 위한 대체 시스템으로 사용됨;

나. 정량 위치의 전력량 측정 시스템이 정상 작동 중인 경우, 측정 결과 감독 및 검사를 지원함;

다. 특정 상황에서 정량 위치의 전력량 측정 시스템과 다른 보조 측정 시스템과 함께 전력량 교환량을 계산하기 위해 사용됨.

절 2

전력량 측정 시스템에 대한 기술 요구사항

제102조. 전력량 측정 시스템 구성

1. 전력량 측정 시스템의 완전한 구성은 다음과 같다:

가. 전류 변환기;

나. 전압 변환기;

다. 전력량 측정계;

라. 전기 회로와 이중 케이블;

마. 측정 데이터 수집 장비와 데이터 통신 경로;

바. 안전 보호 장비, 밀봉 위치, 봉인 장치;

사. 보조 장비, 연결 전환 장비, 측정 회로 격리 장비, 전압 변환 로직 장비, 전압 및 전류 검사 장비.

2. 전력량 측정 시스템의 구체적인 구성은 전압 등급과 측정 위치의 특성에 따라 결정된다.

제103조. 110kV 전압 등급 전력량 측정 시스템

1. 전력량 측정계에 대한 요구사항:

a) 3상 4선 유형;

나. 통합 기능과 프로그래밍 가능한 전자식 유형;

c) 다양한 요금 체계를 지원;

다. 4분면 각각 수용 및 발전 방향에 대해 전력량 및 반전력량을 별도로 측정;

라. 최대 전력량 측정 및 부하 그래프 기록 기능;

마. 현장 및 원격 데이터 수집 및 읽기 프로토콜을 지원;

바. 측정 전압 시스템에서 공급되며, 1 또는 2상 전압 손실 시에도 작동을 유지해야 함;

사. 여러 수준의 암호를 지원;

아. 케이블 연결 헤드와 설정 변경을 막기 위해 밀봉 및 봉인 위치를 제공하며, 봉인을 해제하지 않고는 접근할 수 없음;

자. 측정 정보 및 부하 그래프를 최소 60일간 저장하며, 측정 값 기록 주기를 30분 이내로 설정 가능;

차. 정량 위치의 전력량 측정계는 IEC 62053-22 표준에 따른 정확도 0.2 등급, IEC 62053-23 표준에 따른 정확도 2.0 등급을 충족하거나 동등한 표준을 충족해야 하며, 반전력량 측정 시에는 IEC 62053-23 표준에 따른 정확도 2.0 등급을 충족하거나 동등한 표준을 충족해야 함;

카. 보조 정량 위치의 전력량 측정계는 IEC 62053-22 표준에 따른 정확도 0.5 등급, IEC 62053-23 표준에 따른 정확도 2.0 등급을 충족하거나 동등한 표준을 충족해야 하며, 반전력량 측정 시에는 IEC 62053-23 표준에 따른 정확도 2.0 등급을 충족하거나 동등한 표준을 충족해야 함.

2. 전력량 측정용 전류 변환기에 대한 요구사항:

가. 전력량 측정계용 측정 전류 변환기 전원 코일이 따로 있음;

나. 측정 전류 변환기 전원 코일의 명시된 전류 값은 1A 또는 5A;

다. 전력량 측정계용 측정 전류 변환기 전원 코일의 케이스에 밀봉 및 봉인 위치가 있어, 봉인을 해제하지 않고는 전기 회로에 접근할 수 없도록 함;

라. 주 전력량 측정용 전류 변환기는 IEC 60044-1 표준에 따른 정확도 0.2 등급 또는 동등한 표준을 충족해야 함;

마. 보조 전력량 측정용 전류 변환기는 IEC 60044-1 표준에 따른 정확도 0.5 등급 또는 동등한 표준을 충족해야 함.

3. 전력량 측정용 전압 변환기에 대한 요구사항:

가. 전력량 측정계용 측정 전압 변환기 전원 코일이 따로 있음;

나. 측정 전압 변환기 전원 코일의 명시된 전압 값은 100V 또는 110V;

다. 전력량 측정계용 측정 전압 변환기 전원 코일의 케이스에 밀봉 위치가 있어, 봉인을 해제하지 않고는 전기 회로에 접근할 수 없도록 함;

라. 주 전력량 측정용 전압 변환기는 IEC 60044-2 표준에 따른 정확도 0.2 등급 또는 IEC 60044-5 표준에 따른 정확도 0.2 등급 또는 동등한 표준을 충족해야 함;

마. 보조 전력량 측정용 전압 변환기는 IEC 60044-2 표준에 따른 정확도 0.5 등급 또는 IEC 60044-5 표준에 따른 정확도 0.5 등급 또는 동등한 표준을 충족해야 함.

조 104. 1000V에서 35kV까지의 전압 등급 측정 시스템

1. 전력량 측정계에 대한 요구사항:

가) 이 통지 제103조 제1항 각목 a, b, c, d, đ, g, h, i, k호에서 정한 요구 사항을 충족해야 함;

나) 주측정 시스템에 대해서는 전력량계가 IEC 62053-22 표준에 따른 정확도 등급 0.5와 IEC 62053-23 표준에 따른 정확도 등급 2.0을 만족하며, 저항 전력을 측정하는 경우 또는 동등한 다른 표준을 준수해야 함;

다) 보조 측정 시스템(있을 경우)의 정확도 등급은 전력 분배 기관과 분배망 사용 고객 간의 협의에 따라 결정됨;

2. 전력량 측정용 전류 변환기에 대한 요구사항:

가) 측정용 차동선의 측정용 차동선 릴을 측정 장비 및 전력량계에 따로 사용하도록 함;

나. 측정 전류 변환기 전원 코일의 명시된 전류 값은 1A 또는 5A;

나) 측정용 차동선 릴을 측정 장비 및 전력량계에 제공하는 차동선 릴 커버에 봉인 위치를 설치하여 봉인이 해제되지 않는 한 전기 회로에 접근할 수 없도록 함;

다) 주측정을 위한 변류기가 IEC 60044-1 표준 또는 동등한 다른 표준에 따른 정확도 등급 0.5를 충족해야 함;

라) 보조 측정을 위한 변류기(있을 경우)의 정확도 등급은 전력 분배 기관과 분배망 사용 고객 간의 협의에 따라 결정됨;

3. 전력량 측정을 위한 변압기의 요구 사항

가) 측정용 차동선의 측정용 차동선 릴을 측정 장비 및 전력량계에 따로 사용하도록 함;

나. 측정 전압 변환기 전원 코일의 명시된 전압 값은 100V 또는 110V;

나) 측정용 차동선 릴을 측정 장비 및 전력량계에 제공하는 차동선 릴 커버에 봉인 위치를 설치하여 봉인이 해제되지 않는 한 전기 회로에 접근할 수 없도록 함;

다) 주측정을 위한 변압기는 IEC 60044-2 표준에 따른 정확도 등급 0.5를 충족해야 하며, 유도형 변압기에 대해서는 IEC 60044-5 표준에 따른 정확도 등급 0.5를 충족해야 함;

라) 보조 측정을 위한 변압기(있을 경우)의 정확도 등급은 전력 분배 기관과 분배망 사용 고객 간의 협의에 따라 결정됨;

조 105. 저압 측정 시스템

1. 전력량 측정계에 대한 요구사항:

가) 3상 4선 또는 3상 3선 타입이 3상 전력량계에 적용되고, 단상 2선 타입이 단상 전력량계에 적용됨;

나) 전력량계 내부 설정 값을 변경하거나 측정 장비에 접근하기 위해서는 봉인이 해제되어야 하는 봉인 위치와 봉인 장치가 설치되어야 함;

다) 3상 전력량계의 경우, 전력량계는 전자형 전력량계에 대해 IEC 62053-21 표준에 따른 정확도 등급 1.0을 충족하고, 유도형 전력량계에 대해 IEC 62053-11 표준에 따른 정확도 등급 1.0을 충족해야 하며, 단상 전력량계의 경우, 전자형 전력량계에 대해 IEC 62053-21 표준에 따른 정확도 등급 2.0을 충족하고, 유도형 전력량계에 대해 IEC 62053-11 표준에 따른 정확도 등급 2.0을 충족해야 함;

2. 저압 전력량 측정을 위해 사용되는 변류기의 요구 사항:

가) 측정 장비 및 전력량계에 따로 사용되는 측정용 차동선 릴이 있어야 함;

나. 측정 전류 변환기 전원 코일의 명시된 전류 값은 1A 또는 5A;

나) 측정용 차동선 릴을 측정 장비 및 전력량계에 제공하는 차동선 릴 커버에 봉인 위치를 설치하여 봉인이 해제되지 않는 한 전기 회로에 접근할 수 없도록 함;

다) IEC 60044-1 표준 또는 동등한 다른 표준에 따른 정확도 등급 0.5를 충족해야 함.

조 106. 측정 시스템의 측정 회로 기술적 요구 사항

1. 측정 회로의 차동선은 가장 짧은 경로를 따라 설치되어야 하며, 연결점의 수는 최소화되어야 하며, 모든 연결점에서 측정 회로의 봉인, 봉인 장치 설치를 가능하게 하는 조건을 충족해야 함;

2. 110kV 측정 시스템의 경우, 주측정 시스템의 전력량계에 연결된 CT, VT의 차동선 릴 및 차동선은 다른 목적으로 사용되지 않아야 하며, 보조 측정 시스템과 완전히 독립적이어야 함. 주측정 시스템의 차동선은 중간 패널의 연결점 없이 CT, VT의 차동선 커버에서 직접 전력량계 패널로 연결되어야 함;

3. 전력량계가 VT를 통해 전압 스위치를 통해 공급받는 경우, 전압 스위치의 접점은 봉인, 봉인 장치 설치 조건을 충족해야 하며, 전력량계는 전압 스위치의 전환 시간을 기록하도록 프로그래밍되어야 함;

4. CT, VT의 차동선 부하, 즉 전력량계를 포함하여 CT, VT의 정격 부하를 초과하지 않아야 함;

5. 보조 측정 시스템의 차동선이 다른 측정 장비와 공유되는 경우, 측정 시스템의 정확도에 영향을 미치지 않도록 하고, 전체 차동선, 측정 장비, 전력량계를 봉인, 봉인 장치 설치 조건을 충족해야 함;

6. 검정을 위한 테스트 박스는 봉인, 봉인 장치 설치 조건을 충족하도록 설치되어야 함.

조 107. 케이블 및 보안에 대한 기술 요구사항

1. 전기 에너지 측정 시스템 전체는 연결 박스 CT, VT, 전기 에너지 측정 계량기, 케이블, 커넥터, 전류 회로, 전압 회로, 보조 장비, 논리 전환 회로, 계량기 패널, 통신 네트워크를 포함하여 모든 부분은 불법적인 간섭을 방지하기 위해 봉인해야 한다.

2. 전자 전기 에너지 측정 계량기의 경우, 계량기 소프트웨어는 다양한 접근 권한 수준을 가진 비밀번호 보호가 필요하다.

3. 전력 분배 기관이 자동 측정 데이터 수집 시스템을 설치하고 운영하는 경우에는 다음 사항을 준수해야 한다:

a) 측정된 데이터는 측정 위치에서 읽혀지고 중앙 서버로 전송된 후에는 불법적인 변경을 방지하기 위해 암호화되어야 한다.

b) 측정 데이터를 읽고 전송하며 집계하는 시스템 관리 소프트웨어는 여러 단계의 비밀번호로 보호되어야 하며, 이는 데이터의 보안성, 정확성 및 신뢰성을 보장한다.

목 3

투자, 설치 및 전력 측정 시스템의 운용 관리

조 108. 전력 측정 시스템의 투자 및 설치 책임

1. 전력 분배 기관과 다른 전력 분배 및 판매 기관, 전기 사용 고객 사이의 연결 지점에 대해

a) 전력 분배 기관은 다음과 같은 책임이 있다:

- 주 측정 시스템, 보조 측정 시스템, 측정 데이터 수집 시스템 및 필요한 수집 장비의 투자 및 설치;

- 측정 위치가 관련 기관들 간의 합의에 따른 위치와 일치하도록 보장;

- 현장에 설치된 측정 시스템 및 데이터 수집 시스템이 기술 요구사항을 충족하고 설계된 측정 시스템과 관련 법규에 따른 측정 규정을 준수하도록 보장;

- 다음 작업을 주도적으로 수행:

+ 측정 장비의 초기 실험 및 검정, 계량기 프로그래밍 및 작동 설정 값 설정;

+ 측정 장비를 포함한 계량기, CT, VT, 측정 회로, 케이블, 중간 패널을 봉인하여 측정 시스템의 보안성을 보장;

+ 측정 시스템의 인수 계획을 작성하고 관련 기관들과 일치시키기.

b) 전기 사용 고객과 전력 분배 및 판매 기관은 전력 분배 기관과 협력하여 고객의 전력망 범위 내에 있는 측정 위치에 대한 전체 측정 시스템의 설치 및 검사를 수행해야 한다.

2. 전력 분배 기관과 발전소 사이의 연결 지점에 대해

a) 분배 전력망을 소유한 발전기 사용 고객은 제1항 a호에서 정한 내용에 따라 측정 시스템을 설치해야 한다.

b) 전력 분배 기관은 분배 전력망을 소유한 발전기 사용 고객과 함께 설치 및 검사 과정에서 전체 측정 시스템을 협력해야 한다.

3. 두 전력 분배 기관 사이의 연결 지점에 대해

연결 지점에서의 측정 시스템 투자는 각 전력 분배 기관 간의 합의에 따라 이루어진다.

4. 전력 분배 및 판매 기관과 전기 사용 고객 사이의 연결 지점에 대해

a) 전력 분배 및 판매 기관은 제1항 a호에서 정한 내용에 따라 전력 측정 시스템을 설치해야 한다.

b) 전기 사용 고객은 고객의 전력망 범위 내에 있는 측정 위치에 대한 전체 측정 시스템의 설치 및 검사를 수행하기 위해 전력 분배 및 판매 기관과 협력해야 한다.

조 109. 측정시스템 관리 및 운용 책임

1. 측정시스템을 투자하고 소유한 단위는 측정시스템의 관리, 운용 및 정기적인 검사, 검정, 보수 작업을 수행하는 일반적인 책임을 부담한다.

2. 전력분배업체는 분배망 전력을 사용하는 고객과 자신의 분배망에 연결된 다른 전력분배업체와 협의하여 측정시스템의 관리, 운용, 보수, 교체를 통해 측정시스템이 정확하게, 안정적으로, 신뢰성 있게 그리고 보안성을 유지하도록 협력해야 한다.

3. 관리 및 운용 과정에서 전력분배업체와 분배망 전력을 사용하는 고객은 측정시스템의 작동 상태를 지속적으로 모니터링하고 점검하며, 측정시스템에서 비정상 현상이나 사고가 발생하면 관련 당사자에게 즉시 통보하여 공동으로 처리해야 한다.

조 110. 측정시스템 관리 및 운용 프로세스 구축 책임

전력시장감독국은 측정시스템의 인수 및 전력측정 시스템의 운용 프로세스를 조직하고 작성하며 이를 공표할 책임이 있다.

장 VIII

면제 적용 제외

조 111. 면제 적용 대상이 되는 경우들

이 고시의 적용 대상인 단위들은 다음 각 호의 사항에서 면제 적용을 받기 위해 신청서를 제출할 수 있는 권리를 가진다.

1. Đã có hợp đồng được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực mà hợp đồng có nội dung khác với quy định tại Thông tư này.

2. Việc áp dụng Thông tư này làm tăng chi phí quá mức và không hợp lý cho đơn vị đó.

3. Đơn vị chứng minh được việc được hưởng miễn trừ phù hợp với các nguyên tắc của Thông tư này.

Điều 112. Thẩm quyền và căn cứ quyết định miễn trừ thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và chấp thuận các trường hợp miễn trừ thực hiện theo quy định tại Điều 111 Thông tư này.

2. Các căn cứ để xem xét miễn trừ thực hiện bao gồm:

a) Quyền của các bên trong các hợp đồng mua bán điện, Thỏa thuận đấu nối đã được ký kết trước khi Thông tư này có hiệu lực;

b) Chi phí phát sinh cho các đơn vị có liên quan để đáp ứng các quy định của Thông tư này;

c) Ý kiến của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về ảnh hưởng của việc miễn trừ thực hiện tới việc đảm bảo các tiêu chuẩn vận hành được quy định tại Chương II Thông tư này;

d) Phạm vi và thời hạn đề nghị được hưởng miễn trừ thực hiện;

đ) Các căn cứ khác liên quan đến việc hưởng miễn trừ (nếu có).

Điều 113. Hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện

Hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện bao gồm:

1. Văn bản đề nghị hưởng miễn trừ phải kèm theo các nội dung quy định tại khoản 2 Điều 112 Thông tư này.

2. Bản sao hợp lệ Giấy phép hoạt động điện lực đối với Đơn vị điện lực.

3. Giải trình chi tiết ảnh hưởng đến vận hành của hệ thống điện và các cam kết nếu được miễn trừ thực hiện.

Điều 114. Thủ tục thẩm định hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện

1. Trong thời hạn bảy (07) ngày kể từ ngày tiếp nhận hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho đơn vị nộp hồ sơ về tính hợp lệ của hồ sơ. Trong trường hợp hồ sơ chưa hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo những nội dung cần bổ sung.

2. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày làm việc kể từ khi nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực phải hoàn thành thẩm định hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện và có trách nhiệm ban hành văn bản cho phép miễn trừ thực hiện. Trường hợp không chấp thuận đề nghị miễn trừ thực hiện, Cục Điều tiết điện lực phải có văn bản thông báo cho đơn vị đề nghị, nêu rõ lý do không chấp thuận.

3. Trường hợp đề nghị miễn trừ thực hiện có nhiều tình tiết phức tạp, liên quan tới nhiều đơn vị khác, cho phép gia hạn thời gian thẩm định nhưng không quá mười lăm (15) ngày làm việc.

4. Đơn vị nộp hồ sơ phải nộp chi phí thẩm định đề nghị miễn trừ thực hiện theo quy định.

Điều 115. Trách nhiệm cung cấp thông tin

Đơn vị phân phối điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị liên quan có trách nhiệm cung cấp thông tin và có ý kiến bằng văn bản về đề nghị được miễn trừ thực hiện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Điều 116. Rút đề nghị miễn trừ thực hiện

Trường hợp rút đề nghị được miễn trừ thực hiện, đơn vị nộp hồ sơ đề nghị miễn trừ thực hiện phải thông báo bằng văn bản tới Cục Điều tiết điện lực.

Điều 117. Bãi bỏ Quyết định cho phép miễn trừ thực hiện

Cục Điều tiết điện lực có quyền bãi bỏ Quyết định cho phép miễn trừ thực hiện trong các trường hợp sau:

1. Phát hiện có sự gian dối trong việc đề nghị được miễn trừ thực hiện.

2. Đơn vị được miễn trừ thực hiện không thực hiện hoặc thực hiện không đúng các điều kiện, nghĩa vụ đã cam kết và thời gian thực hiện quy định tại Quyết định cho phép miễn trừ thực hiện.

3. Các điều kiện cho phép miễn trừ thực hiện không còn tồn tại.

Chương IX

GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 118. Giải quyết tranh chấp

Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các đơn vị liên quan đến việc thực hiện Thông tư này, các đơn vị có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết theo quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 119. Xử lý vi phạm

1. Khi phát hiện hành vi vi phạm các quy định tại Thông tư này, các tổ chức, cá nhân có quyền trình báo Cục Điều tiết điện lực.

2. Trình báo về hành vi vi phạm phải nêu rõ các thông tin sau đây:

a) Tổ chức, cá nhân vi phạm quy định của Thông tư này;

b) Hành vi vi phạm;

c) Thời gian vi phạm;

d) Các tổ chức, cá nhân bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm;

đ) Các thông tin khác có liên quan (nếu có).

3. Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu các bên có liên quan cung cấp thông tin về hành vi vi phạm trong quá trình kiểm tra và xử lý vi phạm.

Chương X

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 120. Thời hạn đáp ứng các tiêu chuẩn của Quy định hệ thống điện phân phối

1. Trong thời hạn một (01) năm kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm đầu tư nâng cấp các trang thiết bị để đáp ứng các tiêu chuẩn được quy định tại Thông tư này.

2. Trong thời hạn hai (02) năm, kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, đối với khu vực lưới điện phân phối hiện tại chưa đáp ứng các tiêu chuẩn quy định tại Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp lưới điện để đáp ứng các tiêu chuẩn được quy định tại Thông tư này.

Điều 121. 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. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, các đơn vị phải báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét và đề xuất Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư.

Điều 122. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15 tháng 9 năm 2010.

2. Bãi bỏ Quyết định số 37/2006/QĐ-BCN ngày 16 tháng 10 năm 2006 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy định đấu nối vào hệ thống điện quốc gia./.