令第30/2019/TT-BCT修正并补充了第25/2016/TT-BCT号令（2016年11月30日工贸部部长发布的规定输电系统）和第39/2015/TT-BCT号令（2015年11月18日工贸部部长发布的规定配电网）

           

通知

对2016年11月30日商务部部长发布的第25/2016/TT-BCT号通知《输电系统规定》和2015年11月18日商务部部长发布的第39/2015/TT-BCT号通知《配电系统规定》的部分条款进行修改和补充。

根据2004年12月3日颁布的《电力法》和2012年11月20日颁布的《关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定》；

根据第98/2017/NĐ-CP号法令（2017年8月18日），政府关于商务部职能、任务、权限和组织结构的规定；

根据2013年10月21日国务院令第137号《关于规定〈电力法〉和〈关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定〉若干条款实施细则的通知》；

根据电力监管局局长的建议；

商务部部长发布关于修改和补充2016年11月30日商务部部长发布的第25/2016/TT-BCT号通知《输电系统规定》和2015年11月18日商务部部长发布的第39/2015/TT-BCT号通知《配电系统规定》中部分条款的通知。

本通知附带制定地质基础调查、矿产地质调查和矿产勘查钻探工程经济和技术定额。对《关于输电系统的规定》（2016年第25号通知）进行修改和补充

1.增加第三条第五款之后的第五款之a，第六款之后的第六款之a如下：

“五a. 电厂额定容量 是电厂内各机组在稳定、正常运行状态下额定容量的总和，由制造商根据机组设计公布。对于太阳能发电厂，其额定容量是根据规划计算并公布的交流最大输出功率，符合该太阳能发电厂的直流功率。

第6a款。 DIM （英文缩写：Dispatch Instruction Management）是指调度控制级别与发电厂或发电厂控制中心之间指令调度信息管理系统。

2.修改第三条第十款、第三十五条、第四十九款、第五十三款如下：

“10. 频率控制 （以下简称频率控制）是指为保持电力系统的稳定运行而进行的频率调节过程，包括初级频率控制、次级频率控制和三级频率控制：

a) 初级频率控制是指大量装有调速系统的发电机组自动执行的即时频率调节过程；

b) 次级频率控制是指通过AGC系统对初级频率控制的后续调节，使频率恢复到允许的长期工作范围内；

c) 三级频率控制是指通过调度指令对次级频率控制的进一步调节，以确保电力系统按照现行规定稳定运行，并合理分配各发电机组的发电容量。

35. 短期电压闪烁水平（P_st）和长期电压闪烁水平（P_lt) 应按照现行国家标准测量。如果P_st 和P_lt 的值不在国家标准中，则应按照国际电工委员会发布的现行IEC标准进行测量。

49. 电力系统稳定器PSS （英文缩写：Power System Stabilizer）是指向自动电压调节器(AVR)提供附加信号以减少电力系统中的功率波动幅度的设备。

53. 自动卸载负荷 是指当系统频率、电压或传输功率超出允许范围时，继电器根据这些信号自动切断负载的操作，该范围由系统运营商和电力市场计算确定。”

3.修改第七条如下：

“条 7. 相平衡

1. 在正常运行模式下，相电压的逆序分量不得超过额定电压的3%，适用于输电网络中的额定电压等级。

2. 允许在某些时刻，输电网络中相电压的逆序分量超过本条第1款规定的值，但必须确保至少一周内以每十分钟一次的采样频率测量的95%的值不超过规定限制。

4.修改第8条第1款、第2款，并增加第6款如下：

“1. 基波谐波电压

a) 谐波总畸变率是基波电压有效值与谐波电压有效值之比，按以下公式计算：

 

其中：

- THD：谐波总畸变率；

||| - V_i：第i次谐波电压的有效值，N为需要评估的最高次谐波次数；

||| - V₁：基波电压的有效值（50Hz）。

b) 对于220kV和500kV电压等级，由高次谐波引起的谐波总畸变率的最大允许值不得超过3%。

2. 基波谐波电流

a) 谐波电流总畸变率是基波电流有效值与谐波电流有效值之比，在负载条件下按最大发电功率计算，按以下公式计算：

 

其中：

- TDD：谐波电流总畸变率；

- I_i：第i次谐波电流的有效值，N为需要评估的最高次谐波次数；

- I_L：在负载条件下的基波电流有效值（50Hz），最大发电功率（负载条件下的最大发电功率为前12个月相应负载的平均值，对于新连接或无法获取前12个月负载数据的情况，则使用整个测量期间的负载数据）。

b) 对于220kV和500kV电压等级，由高次谐波引起的谐波电流总畸变率的最大允许值不得超过3%。

6. 允许输电网络上的谐波尖峰超过本条第1款和第2款规定的谐波总畸变率，但必须确保至少一周内以每十分钟一次的采样频率测量的95%的谐波电压和电流值不超过规定限制。”。

5.修改第12条如下：

“条 12. 短路电流和故障排除时间

1. 最大允许短路电流

a) 输电系统中最大允许短路电流和保护装置的最大故障排除时间见表6如下：

表6

最大允许短路电流

和最大故障排除时间

b) 主要电气设备的主保护装置是主要保护装置，安装并调整以首先执行动作，确保当发生故障时，保护系统的动作选择性、可靠性及动作时间符合被保护设备的保护范围内的标准；

c) 500kV和220kV变电站的110kV母线段应采用最大允许短路电流为40kA。

2. 输电网络中的断路器必须能够承受至少10年内从预计投入运行起的最大短路电流通过断路器，并且在至少1秒的时间内承受该短路电流。

3. 对于装机容量大于30MW的水电站和火电站，发电机超瞬态未饱和电抗（X_d’’-%）和变压器端子短路电抗（U_k-%）在相对单位制（基于发电机额定视在功率的pu单位）中不得小于40%。

如果不满足上述要求，项目投资者有责任进行计算、投资并安装额外电阻，使X_d’’、U_k 和电阻在相对单位制（基于发电机额定视在功率的pu单位）中不得小于40%。

4. 连接到输电系统中的电力工程，如果在连接点处计算出的短路电流超过表6规定的最大允许短路电流值，电力工程项目的投资者有责任采取措施，使连接点处的短路电流降低到等于或低于表6规定的最大允许短路电流值。

5. 输电单位负责向用户通报当前和未来10年内连接点的最大短路电流值，以便用户配合在投资和安装设备过程中确保断路器能够承受至少10年内从预计投入运行起的最大短路电流。”。

6.修改第28条第3款如下：

“3. 如果客户提出的连接方案不符合已批准的电力发展规划，输电单位有责任通知需要连接的客户，以便按照规定进行规划调整和补充。”。

7.修改第31条第1款如下：

“1. 客户使用输电网络有责任投资、安装和管理其管辖范围内的信息系统，并确保该系统与输电单位和有权调度机构的信息系统连接；确保通信、数据传输（包括SCADA、PMU系统的数据以及故障记录数据）完整、可靠和连续，以服务于电力系统的运行和电力市场。为调度和运行工作提供的最低通信手段包括直通线路、电话、传真和DIM，必须可靠且连续运行。”。

8.修改第32条第1款、第2款如下：

“1. 电压等级在220千伏及以上的变电站、装机容量超过30兆瓦的发电厂以及尚未连接到控制中心的接入输电网络的发电厂，必须配备网关或RTU，并建立两个独立的物理连接到有权调度机构的SCADA系统。

2. 电压等级在220千伏及以上的变电站、装机容量超过30兆瓦的发电厂以及已经连接并由控制中心远程操作的接入输电网络的发电厂，必须配备网关或RTU，并建立一个连接到有权调度机构的SCADA系统和两个连接到控制中心的控制系统。”。

9.修改第36条如下：

“第三十六条 自动卸载系统

1. 使用输电网络的客户有责任与相关单位合作，统一安装设备并确保自动卸载系统在其电力系统中按有权调度机构的要求运行。

2. 自动卸载系统的设计和调整应满足以下要求：

a) 可靠性不低于99%；

b) 单个负载卸载不成功不应影响整个电力系统的运行；

c) 卸载顺序和卸载功率必须遵循有权调度机构的分配，未经有权调度机构许可不得更改。

3. 恢复供电的顺序必须遵守有权调度机构的命令。”。

10.修改第37条第2款如下：

“2. 控制中心的连接要求

a) 信息系统的连接要求

- 至少有一条数据传输线路连接到有权调度机构的信息系统。如果有多个有权调度机构，各调度机构负责统一信息共享方式；

- 至少有两个数据传输线路（一条工作线路，一条备用线路）连接到控制中心远程操作的发电厂、变电站的控制系统和信息；

- 用于调度工作的最低通信手段包括直通线路、电话、传真、DIM和计算机网络，必须良好运行；

b) SCADA系统的连接要求

- 至少有一个连接到有权调度机构的SCADA系统。如果有多个有权调度机构，各调度机构应共享信息；

- 至少有两个连接到控制中心远程操作的发电厂、变电站和电网断路器的终端RTU/网关、控制系统和断路器；

c) 控制中心必须配备监控屏幕并连接到发电厂、变电站和电网断路器的安全监控摄像头。”。

11.修改第38条第3款如下：

“3. 发电厂的发电机组必须具备参与初级频率调节的能力，当频率偏离系统调速死区时，必须在15秒内提供全部初级频率调节功率，并保持至少15秒。发电机组的初级频率调节功率根据实际频率偏差和系统运营商和电力市场要求的设置参数计算。”。

12.修改第42条如下：

“第四十二条 风电场和光伏电站的技术要求

一、风电场和光伏电站应当具备维持以下运行模式的能力，以发出有效功率：

（一）自由发电模式：根据初级能源（风或太阳）的变化情况，运行发出最大可能的电力；

二、风电场和光伏电站应当具备按照调度指令限制发电功率的能力，在以下情况下：

（一）当初级能源变化值低于调度指令规定的限值时，发出最大可能的功率；

（二）当初级能源变化值等于或高于调度指令规定的限值时，按照调度指令发出准确限值的功率，误差范围在±1%额定功率内。

- 当初级能源波动等于或大于调度指令规定的限值时，应按照调度指令准确输出限值功率，误差在额定功率的±1%范围内。

2. 风力发电厂和光伏发电厂在任何时候都必须能够维持发电运行，在规定的时间段内对应于表8中的运行频率范围：

发电运行最小持续时间 8

风电场、光伏电站 对应系统频率范围

系统频率范围 最小持续时间

3. 当系统频率高于50.5赫兹时，风力发电厂和光伏发电厂有能力根据静态特性曲线（droop characteristics）减少2%至10%的有效功率。静态特性曲线的斜率设置由有权调度机构计算和确定。

4. 风力发电厂和光伏发电厂必须能够根据下图和本款a项、b项描述的特性调整无功功率：

a) 当发电厂的有效功率输出大于或等于额定有效功率的20%，并且并网点电压在额定电压的±10%范围内时，发电厂必须能够在并网点处连续调整无功功率，使其在0.95（对应于发出无功功率模式）到0.95（对应于吸收无功功率模式）之间，对应于额定功率；

（一）按设定电压值和电压调节斜率特性（电压/无功功率关系特性）控制电压；

5. 电压控制和无功功率调整模式：

（三）按功率因数控制。

- 采用可调电压斜率特性的电压控制模式（电压/无功功率关系特性）；

八、风电场和光伏电站在任何时候与电网连接时，都应具备在高压侧升压变压器的电压范围内维持发电运行的时间如下：

U/Un

b) 如果并网点电压在额定电压的±10%范围内，风力发电厂和光伏发电厂必须能够在任何时刻当发电机无功功率仍在允许的工作范围内时，调整降压变压器低压侧的电压，偏差不超过额定电压的±0.5%，并在5秒内完成调整。

6. 风电场和太阳能发电场在任何时候并网运行时，必须具备维持与并网点电压范围相对应的发电运行能力，具体时间为：

 

- T（秒）：最小发电维持时间；

- U（pu）：风电场和光伏电站在高压侧升压变压器的实际电压，以pu单位表示（相对单位）；

T_{最大下坡纵坡} （三）电压从0.9pu到低于1.1pu，风电场和光伏电站必须持续发电；

其中：

（四）电压从1.1pu到低于1.15pu，风电场和光伏电站必须维持发电3秒；_{最大下坡纵坡} （五）电压从1.15pu到低于1.2pu，风电场和光伏电站必须维持发电0.5秒。

- U (pu): 并网点的实际电压以标幺值（相对单位）表示。

十、风电场和光伏电站必须投资设备和控制系统，确保与系统操作单位和电力市场的机组功率自动控制系统（AGC）稳定、可靠和安全地连接，以便根据系统操作单位和电力市场的调度指令远程控制电站功率。

十一、风电场和光伏电站在系统频率变化速度在每秒0赫兹到1赫兹范围内被测得的500微秒时间内，应保持与电网的连接。

đ）电压从1.15倍额定电压到低于1.2倍额定电压时，风电场和光伏电站必须保持发电运行0.5秒。

7. 风电场和太阳能发电场在并网点引起的相不平衡、总谐波畸变率和电压闪变水平不得超过本通知第七条、第八条和第九条规定的数值。

8. 风电场和太阳能发电场必须投资配备设备和控制系统，确保与电力系统调度机构和电力市场自动稳定、可靠和安全连接，以便根据电力系统调度机构和电力市场的指令远程控制发电厂的功率。

13.修改第五十九条第二款第a项如下：

“a) 辅助调频备用和快速启动备用低于正常运行模式下的要求水平。”

14.修改第六十四条第三款第b项如下：

“b) 通过自动断路器或调度指令逐线切除负荷。”

15.在第六十九条第二款后增加第二款a如下：

“2a. 提供初级能源信息（水电厂提供水文信息，火电厂提供煤炭和燃油信息，风电和光伏电厂提供气象观测信息），预测发电量，并将数据传输给电力系统调度机构和电力市场。”

16.修改第七十二条如下：

“第七十二条. 辅助服务种类

电力系统中的辅助服务包括：

1. 二次调频。

2. 快速启动备用。

3. 调压。

4. 确保电力系统安全运行的必须发电备用。

5. 黑启动。

17.修改第七十三条如下：

“第73条 技术要求对辅助服务

1. 二次调频：提供二次调频服务的发电机组必须在收到电力系统调度机构和电力市场的AGC信号后的20秒内开始提供调频功率，并在10分钟内提供全部注册的二次调频功率，并至少保持该功率水平15分钟。

2. 快速启动备用：提供快速启动备用的发电机组必须在25分钟内达到额定功率，并至少保持该功率水平8小时。

3. 调压：提供调压服务的发电机组必须能够按照本通知第三十八条第二款规定的变化范围内调整无功功率，满足电力系统调度机构和电力市场的要求。

4. 确保电力系统安全运行的必须发电备用：提供确保电力系统安全运行的必须发电备用的发电机组必须在1小时内达到额定功率，并至少保持该额定功率水平8小时（不包括启动时间）。

5. 黑启动：提供黑启动服务的发电机组必须能够在冷态下自行启动，无需国家电网供电，并且在成功启动后能够连接到电力系统并供电。

18.修改第七十四条如下：

        “条74：确定辅助服务需求和运行 支持

1. 确定辅助服务需求的一般原则包括：

1. 确保维持电力系统电能和容量的备用水平，以满足系统的运行和安全标准；
2. 确保符合国家电网条件和约束的最低成本。
   2. 电力系统和电力市场运营单位负责根据国家电网公司制定的《确定辅助服务需求和运行程序》计算并向越南电力集团提交全国电力系统的辅助服务需求。
   3. 每年11月1日前，越南电力集团负责向电力监管委员会提交下一年度全国电力系统的辅助服务需求，以作为编制下一年度全国电力系统运行计划中购买和调动辅助服务计划的基础。

19.将第八十五条第一款第二项修改为：

“b) 当电力系统出现失衡状态时，电力系统和电力市场运营单位应根据发电机组在系统中的调用顺序，调动发电机组提供辅助服务并调整发电机组的出力，使电力系统恢复平衡并保持规定的备用水平。”

20.在第九十条增加第四款如下：

“4. 输电单位应当按照本条第一款、第二款和第三款的规定，通过书面公文和电子邮件（电子邮件）报告。”

21.在第九十一条增加第五款如下：

“5. 电力系统和电力市场运营单位应当按照本条第一款、第二款、第三款和第四款的规定，通过书面公文和电子邮件（电子邮件）报告。”

条 2.1. 修改、补充第37条第1款如下：

1. 在第三条第三款后增加第三款a如下：

“3a. 电厂额定容量 是指在稳定正常运行状态下，发电厂内各发电机组额定容量的总和，由制造商根据机组设计公布。对于太阳能发电厂，太阳能发电厂的额定容量是指在已批准的技术设计中计算并公布的最大交流输出功率，符合规划中的太阳能发电厂直流功率。”

2. 修改并补充第五条如下：

“第五条 电压

1. 分配电网中的标称电压等级包括110千伏、35千伏、22千伏、15千伏、10千伏、6千伏和0.38千伏.

2. 分配电网在正常运行模式下的允许电压偏差：

a) 分配电网中分配电网单位的母线上的允许电压偏差相对于标称电压为+10%和-5%；

b) 连接点处相对于标称电压的允许电压偏差如下：

- 客户用电连接点处为±5%；

- 发电厂连接点处为+10%和-5%；

- 如果发电厂和客户用电连接到同一母线或分配电网中的同一线路上，则连接点处的电压由区域电网管理单位决定，确保符合分配电网运行技术要求，并保证客户用电质量符合规定。

3. 对于在故障后尚未稳定的电网，在受故障直接影响的客户用电连接点处允许的电压偏差范围为+5%至-10%，相对于标称电压。

4. 在电力系统故障或恢复期间，分配电网上的允许电压波动范围为±10%，相对于标称电压。

5. 在故障期间，故障地点及其邻近地区的电压可能过度下降至故障相的零值，或非故障相的电压可能超过标称电压的110%，直到故障被排除。

6. 由于客户用电负荷波动或发电厂内部设备操作引起的分配电网连接点处的电压波动不得超过标称电压的2.5%，并且必须在本条第二款规定的允许电压范围内。

7. 如果客户用电对分配电网的质量要求高于本条第二款的规定，客户用电可以与分配电网单位或分配和售电单位协商。分配电网单位或分配和售电单位有责任在达成一致前征求调度机构的意见。

3. 修改第六条如下：

“ 条 6. 平衡相

1. 在正常工作制度下，相电压的逆序分量不得超过额定电压的03％，对于110千伏等级；或不超过额定电压的05％，对于中压和低压等级。

2. 允许在配电网络中的某些时刻，相电压的逆序分量超过本条第1款规定的值，但必须确保至少1周内，以每10分钟一次的采样频率测量的95％的值不超过规定限制。

4. 修改并补充条7如下：

“条 7. 谐波波形

1. 谐波电压：

a) 谐波总畸变率是基波电压有效值与谐波电压有效值之比，按以下公式计算：

 

其中：

- THD：谐波总畸变率；

||| - V_i：第i次谐波电压的有效值，N为需要评估的最高次谐波次数；

||| - V₁：基波电压的有效值（50Hz）。

b) 配电网络中允许的最大谐波电压畸变率规定在表1a中如下：

表1a

 允许的最大谐波电压畸变率

2. 谐波电流：

a) 谐波电流总畸变率是谐波电流有效值与基本频率50Hz下的基波电流有效值之比，按照以下公式计算：

 

其中：

- TDD：谐波电流总畸变率；

- I_i：第i次谐波电流的有效值，N为需要评估的最高次谐波次数；

- I_L：基本频率50Hz下的基波电流有效值（负载、最大发电功率，负载、最大发电功率是指前12个月平均的12个负载、最大发电功率值，对于新连接或无法获取前12个月负载、最大发电功率值的情况，则使用整个测量期间的负载、最大发电功率值）。

b) 连接到配电网络的发电厂必须确保不产生超过表1b规定的谐波电流畸变率：

表1b

对于发电厂允许的最大谐波电流畸变率

 

c) 连接到配电网络的电力负荷必须确保不产生超过表1c规定的谐波电流畸变率：

表1c

对于电力负荷允许的最大谐波电流畸变率

3. 允许配电网络中的谐波尖峰超过本条第1款和第2款规定的总谐波失真，但必须确保至少1周内，以每10分钟一次的采样频率测量的95％的谐波电压和电流值不超过规定限制。

5. 修改条8如下：

“条 8. 电压闪烁

1. 在正常运行条件下，所有连接点处的电压闪烁水平不得超出表2规定的限制如下：

表2

 电压闪烁水平

2. 短期电压闪烁水平（P_st）和长期电压闪烁水平（P_lt）按现行国家标准进行测量。如果P_st 和P_lt 的值不在国家标准中，则按国际电工委员会现行标准进行测量。

6. 修改条9如下：

“条 9. 短路电流和故障排除时间

1. 配电网络中允许的最大短路电流和保护装置的最大故障排除时间规定在表3中如下：

表3

 允许的最大短路电流和最大故障排除时间

2. 配电网络中的断路器设备必须能够至少在接下来的10年内，在预计投入运行后，切断通过该断路器的最大短路电流，并且能够承受至少1秒的短路电流。

3. 对于多段中压线路，难以协调网络中各断路器设备之间的保护，允许在某些断路器位置的最大故障排除时间大于本条第1款规定的值，但必须小于1秒，并且必须确保设备和网络的安全。

4. 对于接入配电系统且计算出的连接点短路电流大于表3规定的最大允许短路电流的电力工程，电力工程的投资方有责任采取措施使连接点的短路电流降低到等于或低于表3规定的最大允许短路电流。

5. 配电单位负责向用户通报连接点的最大短路电流值，以便用户在投资和安装设备过程中配合，确保断路器设备至少在接下来的10年内能够切断连接点的最大短路电流。

7. 在条17之后增加条17a如下：

“条17a. 关于供电可靠性、电能损耗和服务质量的信息公布

1. 每月10日前，配电单位有责任在其网站上公布上一个月的供电可靠性、电能损耗和服务质量信息。

2. 每年1月31日前，配电单位有责任在其网站上公布上一年度的供电可靠性、电能损耗和服务质量信息。”

8. 修改条28第2款如下：

“2. 如果客户提出的连接方案不符合已批准的电力发展规划，配电单位或配电和售电单位有责任通知使用配电网络的客户，以便根据规定调整和补充规划。”

9. 修改条32如下：

“条32. 谐波畸变要求

在与配电网络连接点处允许的谐波畸变必须符合本通知第7条规定的相关要求。”。

10.修改第38条第1款、第2款如下：

“1. 连接至配电网络且容量在10兆瓦及以上（不分连接电压等级）的发电厂和未接入调度中心的110千伏变电站，必须配备网关或RTU，并建立两个独立的物理连接到具有控制权的调度系统SCADA。对于拥有多个具有控制权的调度级别的发电厂或变电站，各调度级别有责任共享信息以配合电力系统的运行。

2. 连接至配电网络且容量在10兆瓦及以上、已接入调度中心的110千伏变电站，必须配备网关或RTU，并建立一个连接到具有控制权的调度系统SCADA以及两个连接到调度中心控制系统。”。

11.修改并补充第40条如下：

“条40。 风电场和光伏电站接入配电网络的要求 从中压及以上电压等级开始

一、风电场和光伏电站应当具备维持以下运行模式的能力，以发出有效功率：

（一）自由发电模式：根据初级能源（风或太阳）的变化情况，运行发出最大可能的电力；

二、风电场和光伏电站应当具备按照调度指令限制发电功率的能力，在以下情况下：

（一）当初级能源变化值低于调度指令规定的限值时，发出最大可能的功率；

（二）当初级能源变化值等于或高于调度指令规定的限值时，按照调度指令发出准确限值的功率，误差范围在±1%额定功率内。

- 当初级能源波动等于或大于调度指令规定的限值时，应按照调度指令准确输出限值功率，误差在额定功率的±1%范围内。

2. 风力发电厂和光伏发电厂在任何时候都必须能够维持发电运行，在规定的时间段内对应于表8中的运行频率范围：

发电运行最小持续时间 8

风电场、光伏电站 对应系统频率范围

系统频率范围 最小持续时间

3. 当系统频率高于50.5赫兹时，风力发电厂和光伏发电厂有能力根据静态特性曲线（droop characteristics）减少2%至10%的有效功率。静态特性曲线的斜率设置由有权调度机构计算和确定。

4. 风力发电厂和光伏发电厂必须能够根据下图和本款a项、b项描述的特性调整无功功率：

a) 当发电厂的有效功率输出大于或等于额定有效功率的20%，并且并网点电压在额定电压的±10%范围内时，发电厂必须能够在并网点处连续调整无功功率，使其在0.95（对应于发出无功功率模式）到0.95（对应于吸收无功功率模式）之间，对应于额定功率；

（一）按设定电压值和电压调节斜率特性（电压/无功功率关系特性）控制电压；

5. 电压控制和无功功率调整模式：

（三）按功率因数控制。

- 采用可调电压斜率特性的电压控制模式（电压/无功功率关系特性）；

八、风电场和光伏电站在任何时候与电网连接时，都应具备在高压侧升压变压器的电压范围内维持发电运行的时间如下：

U/Un

b) 如果连接点处的电压在额定电压的±10%范围内，风电场和光伏电站必须具备调整降压变压器低压侧电压的能力，偏差不超过±0.5%额定电压（相对于设定电压值），只要发电机的无功功率仍在允许的工作范围内，并在不超过5秒的时间内完成。

6. 风电场和太阳能发电场在任何时候并网运行时，必须具备维持与并网点电压范围相对应的发电运行能力，具体时间为：

 

- T（秒）：最小发电维持时间；

- U（pu）：风电场和光伏电站在高压侧升压变压器的实际电压，以pu单位表示（相对单位）；

T_{最大下坡纵坡} （三）电压从0.9pu到低于1.1pu，风电场和光伏电站必须持续发电；

其中：

（四）电压从1.1pu到低于1.15pu，风电场和光伏电站必须维持发电3秒；_{最大下坡纵坡} （五）电压从1.15pu到低于1.2pu，风电场和光伏电站必须维持发电0.5秒。

- U (pu): 并网点的实际电压以标幺值（相对单位）表示。

十、风电场和光伏电站必须投资设备和控制系统，确保与系统操作单位和电力市场的机组功率自动控制系统（AGC）稳定、可靠和安全地连接，以便根据系统操作单位和电力市场的调度指令远程控制电站功率。

十一、风电场和光伏电站在系统频率变化速度在每秒0赫兹到1赫兹范围内被测得的500微秒时间内，应保持与电网的连接。

đ）电压从1.15倍额定电压到低于1.2倍额定电压时，风电场和光伏电站必须保持发电运行0.5秒。

7. 风电场和光伏电站引起的相不平衡、总谐波畸变和电压闪烁水平不得超过本通知第6、7和8条规定的数值。

8. 风电场和太阳能发电场必须投资配备设备和控制系统，确保与电力系统调度机构和电力市场自动稳定、可靠和安全连接，以便根据电力系统调度机构和电力市场的指令远程控制发电厂的功率。

12.修改并补充第41条如下：

“条41. 光伏电站接入低压配电网络的要求

当满足以下条件时，光伏电站可以接入低压电网：

1. 接入容量

a) 光伏电站接入低压配电站的总装机容量不得超过该变电站的装机容量；

b) 容量低于20千瓦的光伏电站可按与供电单位、供售电单位的协议接入单相或三相电网；

c) 容量为20千瓦及以上的光伏电站必须接入三相电网。

2. 在任何时候接入电网期间，光伏电站必须能够维持在规定频率范围内的最小发电时间，如表5a所示：

表5a

风电场、光伏电站

最小持续时间

3. 当系统频率超过50.5赫兹时，容量为20千瓦及以上的光伏电站必须根据以下公式减少确定的有功功率：

其中：

- ΔP：有功功率输出减少量（兆瓦）；

- P_5年以上：减少前的有功功率输出（兆瓦）；

- f_{||| 农业部门}：减少前的系统频率（赫兹）。

4. 光伏电站必须能够在表5b规定的连接点电压范围内连续运行：

表5b

风电场、光伏电站

对应于连接点的电压范围

5. 连接至低压电网的光伏电站不得向电网发出无功功率，并应在无功功率因数大于0.98的情况下工作。

6. 连接至低压电网的光伏电站不得导致直流电流侵入配电网络超过连接点额定电流的0.5%。

7. 连接至低压电网的光伏电站必须遵守本通知第5、6、7、8和10条关于电压、相平衡、谐波、电压闪烁和接地方式的规定。

8. 光伏电站必须配备保护设备，确保以下要求：

a) 当光伏电站内部发生故障时，自动断开与配电网络的连接；

b) 当配电网发生停电故障时，自动断开连接，并且在配电网停电期间不向电网供电；

c) 在未满足以下条件之前，不得自动重新连接电网：

- 电网频率保持在48赫兹至51赫兹范围内至少60秒；

- 所有相位在连接点处的电压保持在额定电压的85%到110%范围内至少60秒。

d) 对于连接至三相低压电网的光伏电站，客户在申请接入时必须与供电单位协商一致，至少包括本款第a、b、c项规定的保护措施，过压、欠压和频率保护。”。

13.修改第42条第2款如下：

“2. 控制中心的连接要求

- 至少有两条数据传输线路（一条工作线路，一条备用线路）连接到由调度中心远程控制的发电厂或变电站的控制系统和信息系统的。

- 至少有一条数据传输线路连接到有权调度机构的信息系统。如果有多个有权调度机构，各调度机构负责统一信息共享方式；

- 至少有两条数据传输线路 (一条工作线路，一条备用线路）连接到由控制中心进行远程控制的发电站和变电站的控制系统和信息系统的；

- 至少用于调度工作的通信工具，包括直通电话、电话、传真和计算机网络，必须正常运行。

b) 对SCADA系统连接的要求：

- 至少有一个连接到有权调度机构的SCADA系统。如果有多个有权调度机构，各调度机构应共享信息；

- 必须有两个连接到RTU/网关、发电厂和变电站的控制系统以及由调度中心远程控制的电网断路器设备。

c) 控制中心必须配备监控屏幕并连接到发电厂、变电站和电网断路器的安全监控摄像头。”。

14.增加第43条第3款如下：

“3. 在提交中压和110千伏接入申请时，如果尚未提供本条第2款规定的全部信息和文件，使用配电网络的客户有责任与供电单位就提供信息和文件达成协议，并在接入协议中明确记载。”。

15.修改第44条名称如下：

“条44. 程序协商接入对于使用配电网络的客户提出在110千伏电压等级接入以及拥有发电机组的客户提出接入中压电网”.

16.修改第2项第c点条44如下：

“c) 征求有权调度机构和与接入有关单位的意见，关于接入对电力系统、区域电网的影响，连接到有权调度机构的信息系统和SCADA系统的连接要求，保护继电器、自动化的要求以及与接入点技术要求相关的其他内容；”。

17.修改条45第2款如下：

“2. 对于有独立变电站接入中压电网的用电客户：自收到客户完整有效文件之日起2个工作日内，供电单位或供电和售电单位负责现场勘查，协商并签署接入协议。”

18.修改条51第2款如下：

“2. 对于有独立变电站接入中压电网的用电客户：自收到客户完整有效的送电申请文件之日起5个工作日内，供电单位负责配合客户完成试运行、验收和正式送电。”

19.修改条52第2款、第6款如下：

“2. 如果双方对检查结果和造成违规的原因不一致，双方必须就检查范围达成一致，由客户聘请独立试验单位重新进行检查和试验。如果独立试验单位的检查结果显示违规是由客户的设备引起且客户不接受解决措施或未按与供电单位约定的时间完成整改，供电单位有权将客户的设备从配电网中分离出来。整改时间由双方商定，若无法达成一致，则各方应按照工业和信息化部发布的电力运行检查规定和购售电合同争议解决规定处理争议。

6. 在运行过程中，如果在接入点发现由于客户拥有的设备导致系统运行安全风险，供电单位必须立即通知有权调度机构和拥有独立变电站的配电网络用户进行修复，消除系统运行安全风险。如果技术原因无法修复或怀疑客户设备影响配电网，供电单位有权要求客户根据本条款第1款和第2款的规定对其管理范围内的设备进行检查和试验。”

20.增加条64第2款第d项如下：

“d) 发电单位负责提供初级能源信息（水电站的水文信息、火电站的煤炭-石油-燃料信息、风力和太阳能电站的气象观测信息），预测发电量，并按照国家电力调度中心制定的全国电力系统运行计划程序向有权调度机构传输数据。”

21.修改条79如下：

“条79. 负荷控制 平台；

1. 电力系统中的负荷控制包括以下措施：

a) 停止或减少供电；

b) 切除负荷；

c) 在参与需求侧管理计划时，调整客户的用电负荷。

2. 调度机构有权进行负荷控制，并由供电单位按照国家电网调度规程和由工业和信息化部发布的负荷调整计划的内容及实施程序的规定执行负荷控制。”

22. 修改第82条第1款如下：

“1. 自动切除负荷是指频率、电压和功率水平的继电器动作，选择性地切断负荷，以保持电力系统在允许范围内运行，避免大范围停电。”

23. 增加第99条第4款如下：

“4. 电力总公司和供电单位应按照本条第1款、第2款和第3款的规定，通过公文和电子邮件（电子邮箱）书面报告。”

条 3. 废除工业和信息化部2016年11月30日发布的第25号令《关于输电系统的规定》和2015年11月18日发布的第39号令《关于配电系统的规定》中的一些条款和款项

1. 废除第25号令《关于输电系统的规定》第3条第8款、第9款、第36款以及第四章。

2. 废除第39号令《关于配电系统的规定》第四章和第101条。

组织实施生效日期

1. 本通知自 03 月 01 年 2020.

2. 在执行过程中，如遇问题，相关单位应及时向电力监管机构反映，按权限处理或上报工业和信息化部解决。/