通知

家标准在种植业领域。”规定配电系统

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根据国务院令第189号令二零零七年十二月二十七日发布的《工业和贸易部职能、任务、权限和组织结构规定》；

根据二〇〇四年十二月三日电力建设法；

根据2005年8月17日国务院第105号令《关于实施〈电力法〉若干问题的实施细则》；

根据国务院总理于2006年1月26日发布的第26/2006/ND-CP号决定关于批准电力市场各层级形成和发展路径及条件的通知；

工商部规定配电系统如下：

第一章

总则

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。 调整范围

本通知规定以下内容：

1. 配电系统的运行标准。

2. 发展配电网投资。

3. 用电负荷预测。

4. 连接至配电网的条件和程序。

5. 配电系统的调度和运行。

6. 在配电网与接入配电网但不参与竞争性发电市场的发电厂以及使用配电网的用户之间交接点测量电能。

第二条 适用对象

本通知适用于以下对象：

1. 配电单位；

2. 使用配电网的用户；

3. 越南电力集团。

条3. 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. 电压等级 是在配电系统中使用的额定电压值之一，包括：

a) 低压是指额定电压低于1000V的等级；

b) 中压是指额定电压从1000V到35kV的等级；

c) 高压是指额定电压从35kV到220kV的等级；

d) 超高压是指额定电压超过220kV的等级。

2. 电流互感器（CT） 是一种变换电流的设备，扩大了配电系统中电流和电能测量范围。

3. 电压互感器（VT） 是一种变换电压的设备，扩大了配电系统中电压和电能测量范围。

4. 发电机组可用容量 是发电机机组在一定时间内可以稳定连续输出的最大实际功率。

5. 电压波动 是指电压幅值相对于额定电压的变化，在时间超过一（01）分钟内。 超过一（01）分钟的持续时间。

6. 接入点 是客户使用配电网或另一配电单位的设备、电网和发电厂连接到配电网的节点。

7. 配电单位 是获得电力业务许可证，在配电领域直接从输电网接收电力并向使用电力的客户或其它配电和零售电力单位销售电力的电力单位。

8. 配电和售电单位 是获得电力业务许可证，在配电和售电领域购买批发电力并将其零售给使用电力的客户的电力单位。

9. 输电单位 是获得电力传输业务许可的企业，负责管理国家输电网的运行。

10. 系统运行和电力市场单位 是负责指挥和控制国家电力系统中的发电、输电和配电过程，管理并协调电力交易和辅助服务的单位。

11. 接地故障系数 是发生单相或两相接地短路时，未受影响相的电压值与短路前该相的电压值之比。

12. 配电系统 包括配电网和接入配电网的发电厂。

13. 计量系统 包括集成的计量设备和电路，用于测量和确定通过计量点传输的电能量。

14. SCADA系统 （监督控制和数据采集） 是用于监控、控制和操作电力系统的数据收集系统。

15. 用电客户 是从配电网购买电力以供自身使用，而不向其他组织或个人出售电力的组织或个人。

16. 使用配电网的客户 是拥有电气设备和电网，连接到配电网以使用配电服务的组织或个人，包括：

a) 用电客户；

b) 拥有接入配电网的发电机组的组织或个人；

c) 配电和售电单位。

17. 具有独立变电站的配网用户 是拥有中压和110kV独立变电站和电网，连接到配电网的用户。

18. 大型配网用户 是拥有发电机组规模和用电量达到电力监管委员会规定的规模的配网用户。 指使用配电网并拥有发电机组，且装机容量和用电量由电力监管机构规定的用户。

19. 配电网 是包括35kV及以下电压等级的线路和变电站，以及具有配电功能的110kV线路和变电站的电网部分。

20. 输电网 是包括220kV及以上电压等级的线路和变电站，以及具有输电功能的110kV线路和变电站的电网部分。 包括电压等级为220千伏及以上的输电线路和变电站，以及功能为从发电厂接收功率并接入国家电网的110千伏输电线路和变电站的部分。

21. 典型日 是选择具有典型用电负荷模式的一天。典型日包括工作日和周末的典型日，涵盖全年、每月和每周。

22. 计划停电 是为了执行维修、保养、大修或电力工程安装计划而对用电客户实施的停电；根据电力系统运行和市场单位通报的计划限电措施进行负荷调节和限制。

23. 短期闪变电压水平（P_st）是在10分钟内使用符合IEC868标准的设备测量得到的值。

P_st95% 是一个阈值，使得在至少一周的时间内，95%的P_st 测量位置的95%时间内的P_st 值不超过此阈值。

24. 长期闪变电压水平（P_lt) 是基于连续12个P_st 测量结果（在2小时的时间段内），按照公式计算得出。

 

P_lt95% 是一个阈值，使得在至少一周的时间内，95%的P_lt 测量位置的95%时间内的P_lt 值不超过此阈值。

25. 解列 是由于发电厂或变电站之间的连接中断导致区域电力系统或全国电力系统部分或全部停电的事故。

26. 运行边界 是界定配电单位与使用配电网的客户或与其他配电单位之间电网或设备运行责任的界限。

27. 减载 是 在电力系统发生故障或局部短时过载的情况下，为确保电力系统的安全运行而将负荷从电网中切除的过程，通过自动卸载系统或调度命令执行。

28. 谐波波 是正弦电压和电流，其频率是基本频率的倍数。

29. 断开连接 是将客户的配电网络或设备从配电网络的连接点断开的过程。

30. 计量设备 包括电表、电流互感器、电压互感器和其他辅助计量设备。

31. 连接协议 是配电单位与拥有独立变电站的客户之间签订的书面协议，用于将客户的电气设备接入配电网络。

32. IEC 标准 是由国际电工委员会制定的电气技术标准。

33. 计量位置 是物理上位于电路中的位置，在该位置测量和确定购售电量。

第二章

配电系统运行标准

节 1

技术标准

第四条 频率

国家电力系统的额定频率为50赫兹。在正常情况下，系统频率波动范围为 ±±0.2赫兹。对于尚未稳定的系统，频率波动范围可扩大至 ±±0.5赫兹。

第五条 电压

一、额定电压

配电系统中的额定电压包括110千伏、35千伏、22千伏、15千伏、10千伏、6千伏和0.4千伏。

二、在正常运行条件下，连接点处允许的运行电压相对于额定电压的波动如下：

a) 对于与客户相连的连接点为 ±5%;

b) 对于与发电厂相连的连接点为+10%和-5%。

三、在单一故障或恢复稳定运行过程中，受影响客户的连接点处允许的电压波动范围为

+5%和-10%。 ± 四、在严重输电系统故障或恢复过程中，允许的电压波动范围为

±10%。

五、如果客户要求高于规定的电压质量，客户可以与配电单位协商，确定不同于本条第二款规定的连接点处的电压波动值。 第六条 相平衡

在正常工作状态下，相电压中的逆序分量不应超过110千伏额定电压的3%，中低压等级不应超过5%。

第七条 谐波

一、总谐波失真（THD）是指谐波电压的有效值与基波电压有效值之比，以百分比表示，公式如下：

 

其中：

 

 

二、所有连接点处的电压总谐波失真不得超过表1规定的限制：

表1：电压谐波失真度

3. 允许配电网络上的瞬态尖峰电压在短时间内超出本条第二款规定的总谐波失真度，但不得损坏客户的配电设备。

条8. 电压波动

1. 在正常运行条件下，所有连接点的电压波动水平不得超过以下表2规定的限制： 表2：电压波动水平:

允许的电压波动

条9. 短路电流和故障排除时间_st1. 允许的最大短路电流和故障排除时间规定在以下表3中：_lt表3：允许的最大短路电流和故障排除时间

最大短路电流（千安）

故障排除时间（毫秒）

设备承受时间

配电网中的中性点接地方式规定如下表4所示：

接地方式

中性点

直接接地

中性点不接地或通过电阻接地

表4： 15、22千伏

 

 

条 11. 系数 条12. 配电网可靠性的指标 1. 配电网的可靠性指标包括：

a) 配电网平均停电持续时间指数（SAIDI）；

节

b) 配电网平均停电频率指数（SAIFI）；

c) 配电网瞬时停电频率指数（MAIFI）。

2. 配电网的可靠性指标计算如下：

a) SAIDI通过将一个季度内所有用户和购电分销商的停电总时间除以该季度内的用户和购电分销商总数来计算，公式如下：

：第i次停电持续时间超过5分钟的时间；

：受第i次停电影响的用户和购电分销商数量；

n：一个季度内停电次数超过5分钟的次数；

K：一个季度内的用户和购电分销商总数。

 

其中：

T_送b) SAIFI通过将一个季度内所有用户和购电分销商的停电次数除以该季度内的用户和购电分销商总数来计算，公式如下：

K_送K：一个季度内的用户总数。

c) MAIFI通过将一个季度内所有用户和购电分销商的瞬时停电次数除以该季度内的用户和购电分销商总数来计算，公式如下：

m：一个季度内的瞬时停电次数。

b) SAIFI通过将季度内客户和购电分销商及零售商的停电次数除以该季度内的客户和购电分销商及零售商总数来计算，公式如下：

其中：

c) MAIFI通过将一个季度内所有用户和购电分销商的瞬时停电次数除以该季度内的用户和购电分销商总数来计算，公式如下：

K：第j季度的分销商客户的总数。

c) MAIFI通过将季度内客户和购电分销商及零售商的瞬时停电次数除以该季度内的客户和购电分销商及零售商总数来计算，公式如下：

 

其中：

m：第j季度的瞬时停电次数；

m：一个季度内的瞬时停电次数。

条 13. 下列情形不计入计算可靠性指标

1. 用户申请配电系统停电。

2. 用户的配电系统设备不符合技术标准和安全标准，无法恢复供电。

3. 因用户配电系统的设备故障。

4. 因输电系统断电。

5. 根据电力系统运行单位和电力市场调度命令削减负荷。

6. 在认为可能对人身和设备造成严重安全隐患的情况下切断电源。

7. 用户违反关于电力活动和用电的规定，具体见第6条第39/2005/QĐ-BCN号决定（以下简称“第39/2005/QĐ-BCN号决定”）。 该决定于2005年12月23日由工业部发布，规定了停止、减少供电的条件、程序和手续。 第39/2005/QĐ-BCN号决定).

8. 因不可抗力事件，超出配电单位控制范围的情况，具体见第39/2005/QĐ-BCN号决定。

条 14. 配电系统年度可靠性标准审批程序

1. 每年9月15日前，越南电力集团负责汇总各配电单位下一年度的可靠性计算结果，并提交国家电力监管委员会审查批准。

2. 每年10月15日前，国家电力监管委员会批准各配电单位配电系统的可靠性指标，作为计算配电价格的基础。

条 15. 报告制度

1. 每季度第一个月15日前，配电单位应以书面形式向国家电力监管委员会报告上一季度配电系统可靠性指标的执行情况。

2. 国家电力监管委员会规定配电单位的可靠性报告模板。

节 3

电能损耗标准

条 16. 电能损耗 配电系统的电能损耗包括：

1. 技术损耗：是由于配电线路和设备上的技术功率损耗造成的电能损耗。

2. 非技术损耗：是由于窃电、电能计量设备误差或电能计量系统管理错误造成的电能损耗。

条 17. 配电系统电能损耗指标审批程序

1. 每年9月15日前，越南电力集团负责汇总各配电单位下一年度的电能损耗计算结果，并提交国家电力监管委员会审查批准。

2. 每年10月15日前，国家电力监管委员会批准各配电单位配电系统的电能损耗指标，作为计算配电价格的基础。

服务质量标准

第四节

条 18. 服务质量标准类型

服务质量标准类型包括：

1. 审查并签署接入协议以及为客户进行新接入或调整接入所需的时间。

2. 对客户书面投诉的答复质量。 客户书面投诉答复内容包括： a) 清晰说明投诉是否被接受；

b) 清晰解释在投诉被接受时的解决方案；

c) 如果拒绝投诉，配电单位必须明确说明原因，并根据具体情况指导客户；

d) 提供其他必要的信息，帮助客户评估解决方案；

e) 答复时间符合本通知第19条第2款第b项规定的期限。

3. 客户通过电话投诉的答复质量依据以下标准：

a) 客户电话得到满意答复的比例；

b) 在本通知第19条第2款第c项规定的期限内答复电话的时间。

3. 客户电话投诉回复质量评价标准包括：

a) 客户来电满意答复率；

b) 在本通知第十九条第二款c项规定的时间内接听电话的时间。

条19. 服务质量标准配电网络

1. 配电单位必须组织、维护和更新信息系统，记录所有客户的书面或电话投诉。

2. 服务质量标准规定如下：

a) 自收到完整的、符合规定的并网申请文件之日起，审查和签署并网协议的时间； 条47 和 第四十八条 本通知；

b) 文本答复质量：

- 在断电发生后二十四（24）小时内，有超过百分之八十五（85%）的文本解释停电原因；

- 在五个（05）工作日内，有超过百分之九十五（95%）的文本答复书面投诉（传真或公文）。

c) 电话投诉答复质量：超过百分之八十五（85%）的客户来电在三十（30）秒内得到回复。

条20. 服务质量标准报告

每年三月三十一日之前，配电单位有责任向电力监管机构报告上一年度的服务质量标准执行结果，包括以下内容：

1. 根据本通知第19条的规定，上一年度服务质量指标的执行结果。

2. 解释未能达到服务质量标准的原因。

3. 提高服务质量标准的计划。

第三章

配电系统电力负荷预测

条21. 一般规定

1. 配电系统电力负荷预测是对从配电系统获得电力的所有电力负荷的预测，不包括具有独立电源的电力负荷。配电系统电力负荷预测是制定年度配电网络投资发展计划、运行方式和操作计划的基础。

2. 配电系统电力负荷预测包括年度、月度和即将到来的周负荷预测。

3. 配电系统电力负荷预测的责任：

a) 配电单位负责预测其管理范围内配电系统的电力负荷需求以及与输电网连接的所有节点的电力负荷需求。

b) 配售电单位、使用配电网且拥有变电站的用户以及拥有发电机组的配电网用户，有责任向配电单位提供其电力负荷需求预测数据，包括综合单位电力负荷需求预测和每个连接点的电力负荷需求。 全部单位和每个连接点。

条22. 年度电力负荷预测

1. 用于年度电力负荷预测的信息和数据包括：

a) 经批准的省级、直辖市、区县电力发展规划中的电力负荷需求预测数据；

b) 电价因素、人口增长率、配电单位所在地区的经济发展趋势及其他相关经济和社会因素；

c) 过去五年中每年的电力负荷需求变化情况；

d) 现有电力负荷在未来几年的增长需求预测；

e) 新电力负荷、项目、工业区和工业园区的规划投资建设进度及投入运营时间的需求；

f) 节能、需求侧管理和减少电力损耗的措施；

g) 每个连接点与另一配电单位电网之间的购电量和售电量；

h) 进出口电量（如有）；

i) 影响电力负荷需求的社会因素和事件。 社会因素影响负荷需求的因素、事件。

2. 年度电力负荷预测结果

a) 对于第一年

- 配电单位全年和每个输电网络连接点的月度电力负荷需求预测数据和最大功率；

- 配电单位全年和每个输电网络连接点的典型日负荷曲线图。

b) 对于接下来的四年

- 配电单位全年和每个输电网络连接点的年度电力负荷需求预测数据和最大功率；

- 配电单位全年和每个输电网络连接点的年度典型日负荷曲线图。

3. 提供信息以支持电力负荷需求预测的责任

a) 使用配电网且拥有变电站的用户必须提供以下信息：

- 当前的典型日负荷曲线；

- 下一年度每月预计的最大功率和用电量；未来四年每年预计的最大功率和用电量；

- 关于直接连接或影响配电网的设备的电网参数、断路器参数和保护布置图。

b) 使用配电网且拥有发电机组的用户必须提供以下信息：

- 下一年度每月可能向配电网供电的发电量和功率预测；

- 新发电机组的技术参数及其在未来五年内的投运进度。

c) 配售电单位必须提供以下信息：

- 按年度统计的各类用户总数；

- 下五年各类用户的电力需求预测；

- 下一年度各连接点的典型日月负荷曲线；

- 关于直接连接或影响配电网的设备的电网参数、断路器参数和保护布置图。

d) 与其他配电单位电网连接的配电单位必须提供下一年度各月份和未来四年各年度各连接点预计的最大功率和购电量。

4. 执行程序

a) 每年六月一日之前，本条第三款规定的对象必须向配电单位提供信息，以便进行下一年度和未来四年的电力负荷需求预测。

b) 每年7月1日前，供电单位必须完成本年度负荷需求预测结果，按照本条第2款的规定提供给系统运行单位和电力市场。

第二十三条 月度负荷需求预测

一、用于月度负荷需求预测的信息和数据包括：

a) 年度负荷需求预测结果；

b) 上一年同期的用电量统计数据、日最高负荷和夜高峰负荷数据；

c) 其他必要信息。

二、月度负荷需求预测结果包括：

a) 供电单位及其与输电网连接点的最大负荷和每周用电量；

b) 通过供电单位电网与国外进行购售电交易点的最大负荷和每周电量；

c) 使用配电网的大客户的最大负荷和每周电量；

d) 供电单位每周典型日负荷曲线。

三、在以下情况下，使用配电网的大客户必须向供电单位提供关于下个月用电量和最大负荷的预测信息：

a) 用电量与年度负荷需求预测中相应月份的数据相比超过2兆瓦；

b) 发电厂客户的发电量与年度负荷需求预测中相应月份的预计发电量相比超过1兆瓦。

4. 实施程序：

a) 每月15日前，使用配电网的大客户必须根据本条第3款的规定向供电单位提供相关信息，以服务下个月的负荷需求预测；

b) 每月20日前，供电单位必须完成下个月的负荷需求预测，并通知系统运行单位和电力市场。

第二十四条 周负荷需求预测

一、周负荷需求预测结果包括以下参数：

a) 供电单位及其与输电网连接点的日最大负荷和用电量；

b) 通过供电单位电网与国外进行购售电交易点的日最大负荷和电量；

c) 供电单位每周每日负荷曲线。

二、每周星期四上午11点前，供电单位有责任完成并向系统运行单位和电力市场提供未来两周的负荷需求预测，以便制定未来两周的操作方式。

第二十五条 负荷研究

一、供电单位负责开展负荷研究，以支持负荷需求预测和零售电价计算。

二、电力监管局负责制定通知，规定负荷研究的内容、程序和手续，提交工业和贸易部部长批准。

第四章 实施细则

制定配电网发展投资计划

第二十六条 原则 按以下公式计算：

一、每年，供电单位负责为下一年及随后四年在其管理范围内制定配电网发展投资计划。

二、每年配电网发展投资计划的编制依据如下：

a) 年度负荷需求预测结果；

b) 符合已批准的省级电力发展规划和已签署的并网协议。

条27. 投资发展配电网络年度计划的要求

1. 确保满足现有客户和新客户的用电需求；将新的电源接入配电网络。

2. 满足本通令第二章规定的配电系统运行标准。

3. 提出下一年度需投资的配电工程项目清单及进度，以及未来四年各项目类别的总投资量。

4. 提出需投资和升级的输电工程项目清单，以满足配电网络发展投资计划中工程项目的进度要求。

条28. 配电网络发展投资计划的内容

配电网络发展投资计划包括以下内容：

1. 对当前配电网络状况进行评估。

2. 预测下一年度每个与输电网连接点的用电负荷需求，并预测未来四年分配单位各部分用电负荷的需求。

3. 评估已批准的配电工程项目投资执行情况。

4. 新增大客户接入配电网络的清单，附带已协商确定的接入点。

5. 包括以下计算分析和最优接线方案的选择：

a) 配电网络运行方式的计算；

b) 电压损耗的计算；

c) 中压母线短路至110千伏变电站的计算；

d) 分配网络中的电能损耗计算；

e) 补偿无功功率的计算；

f) 在分配网络中实施无功补偿的计划。

6. 下一年度新建或改造的配电线路和变压器项目清单，以及未来四年按电压等级和项目类别新建和改造配电网络的总投资量，按照本通令附件1的规定。

7. 按照电压等级汇总新建和改造配电网络的投资总额。

条29. 编制、审查和批准配电网络发展投资计划的程序

1. 年度配电网络发展投资计划的申报材料包括：

a) 批准申请书；

b) 根据本通令第28条规定内容编制的年度配电网络发展投资计划。

2. 每年，分配单位必须向越南电力集团提交其管理范围内配电网络发展投资计划的申报材料，以便汇总并制定下一年度全国配电网络投资计划。

3. 每年8月31日前，越南电力集团有责任向电力监管局提交全国及各分配单位下一年度的配电网络发展投资计划。

4. 每年9月30日前，电力监管局应审查并通过全国及各分配单位的配电网络发展投资计划，作为计算和制定售电价格的基础。

第五章

接入配电网络

节 1

总则

条 30. 连接点

1. 连接点是指：

a) 客户使用配电网的设备、电网和发电厂与配电网运营单位连接的点；

b) 两个配电网运营单位之间的设备、电网连接点；

c) 客户使用电力的设备、电网与配电网运营和售电单位的配电网连接点。

2. 连接点必须通过连接协议或购售电合同中的图纸、图表和说明详细描述。

条 31. 财产划分界限和管理运行

1. 配电网运营单位或配电网运营和售电单位与使用配电网的客户之间的财产划分界限是连接点。

2. 每一方在财产划分界限上的财产必须在连接协议或购售电合同中附有详细的清单及相关图纸、图表。

3. 所属方负责其拥有的财产的投资建设及按照法律规定标准进行管理和运行，除非另有约定。

条 32. 遵守电力发展规划

1. 新设备、电网和发电厂接入配电网的方案必须符合经国家有关部门批准的电力发展规划。

2. 配电网运营单位在客户提出的接入方案不符合已批准的电力发展规划时，应通知使用配电网的客户。

3. 对于接入110千伏电压等级或新发电厂接入方案不符合已批准的电力发展规划的情况，提出接入方案的投资方需向省人民政府提交报告，由电力监管机构审核后报工业和信息化部审批调整省级电力发展规划。

4. 对于接入中压等级不符合已批准的电力发展规划的接入方案，提出接入方案的投资方需向工业和信息化局提交申请调整和补充规划，由市人民政府审批调整区县电力发展规划。

条 33. 协同实施责任

1. 配电网运营单位在客户提交有效接入申请后，负责协同实施接入方案。接入和调整接入必须满足本章第二节规定的连接点运行标准。

2. 如果客户使用配电网的设备、电网在连接点不满足技术标准和配电网运行标准，配电网运营单位应通知并协同客户采取措施解决。使用配电网的客户必须承担所有解决措施的费用。

节

连接点的技术要求

条 34. 相平衡要求

在正常工作状态下，使用配电网的客户必须确保其设备不会导致连接点相电压逆序分量超过110千伏电压等级的3%或低于110千伏电压等级的5%额定电压。

条35. 谐波电流要求

1. 允许的最大值（按电流绝对值或负载电流的百分比计算）由高次谐波引起的总电流畸变率，根据电压等级规定如下：

a) 对于连接到低压配电系统且功率不超过10kW的情况：

- 客户连接到单相低压配电系统的谐波电流值不得超过5A；

- 客户连接到三相低压配电系统的谐波电流值不得超过14A。

b) 对于连接到中压配电系统或功率超过10kW但低于50kW的情况：谐波电流值不得超过负载电流的20%；

c) 对于连接到高压配电系统或功率不低于50kW的情况：谐波电流值不得超过负载电流的12%。

2. 配电单位在客户使用配电网的连接点测量的谐波电流总畸变率应按照IEC1000-4-7标准进行测量，持续时间至少为24小时，每10分钟一次。自发现客户的设备未达到本条第1款规定的值之日起六个月内，客户必须采取措施以使谐波电流总畸变率符合允许的限制。

条36. 电压波动要求

在配电网连接点允许的最大电压波动水平应按照本通知条8的规定。

条37. 接地要求

1. 使用配电网的客户必须按照本通知条10的规定在其电网中采用适当的接地方式，除非另有协议。

2. 如果客户从多个方向获得电力供应，客户有责任安装适当的保护设备，以防止和限制通过中性点流向地面的电流。

条38. 功率因数要求

使用电力进行生产、经营和服务的客户，其最大使用功率为80kW或变压器容量为100kVA及以上的，有责任保持连接点的功率因数(cosφ)不低于0.85，除非另有协议。j条39. 低频断路器系统要求

当需要时，使用配电网并单独连接到110kV电压等级的客户有责任投资并安装低频断路器系统，以便根据配电单位的计算自动卸载负荷。关于低频断路器系统的要求应在连接协议中明确记载。

条40. 信息系统要求

1. 拥有并网发电厂且装机容量大于或等于10MW以及拥有110kV变电站的配电网用户，有责任在其管理范围内安装信息系统，并将其与配电单位的信息系统连接，以支持通信和数据传输的系统运行。用户的设备必须与配电单位现有的信息系统兼容。

2. 不属于本条第1款规定情况的用户有权协商安装信息系统事宜，但应在连接协议中明确记载。

3. 配电单位负责在其管理范围内的配电网内投资和管理信息系统，以支持配电网的运行。

4. 配电单位负责向配电网用户提供所需的数据信息、数据传输和接口信息，并与用户合作进行测试、检查和将用户的信息系统、数据连接到现有管理范围内的信息系统、数据中。

分销商有责任向使用配电网的客户提供所需的数据信息、数据传输和接口信息，并与客户合作进行测试、检查和将客户的系统信息、数据连接到其管理范围内的现有系统中。

条41. 关于SCADA系统的要求/DMS

1. 连接至配电网的发电厂，其容量大于或等于10兆瓦以及110千伏变电站必须配备具有两个（02）独立接口的分布式控制系统DCS或远程终端单元RTU，并直接连接到配电单位的SCADA/DMS系统。

2. 对于直接连接至110千伏电网且容量小于10兆瓦的发电厂，关于SCADA/DMS系统的要求由各方根据具体情况协商确定，并应在并网协议中明确记载。

3. 使用配电网的客户负责投资、安装和将SCADA/DMS系统的数据传输线路从其管理范围内的电网连接到配电单位的SCADA/DMS系统。

4. 客户的SCADA/DMS系统必须具备技术特性并与配电单位的SCADA/DMS系统兼容，确保能够连接。

5. 客户的SCADA/DMS系统与配电单位现有SCADA/DMS系统的连接工作应由双方合作完成。配电单位负责提供到连接点的数据传输线路，并将客户的SCADA/DMS系统的参数集成到单位的SCADA/DMS系统中。

6. 如果配电单位的SCADA/DMS系统在签订并网协议后因技术变更而需经有权机关批准，导致客户需要更改或升级其SCADA/DMS系统，配电单位和客户有责任配合进行必要的调整，以使客户的设备与SCADA/DMS系统的变更相适应。客户负责投资并升级其SCADA/DMS系统，以确保与配电单位的SCADA/DMS系统连接。

7. 数据列表及DCS/RTU系统设备的技术标准的具体规定见《关于SCADA/DMS系统技术要求和运行管理的规定》。

8. 电力监管机构负责组织制定并发布《关于SCADA/DMS系统技术要求和运行管理的规定》。

条42. 关于保护系统的要求

1. 110千伏变电站和输电线路的继电保护系统必须遵守电力监管机构发布的关于发电厂和变电站继电保护和自动化系统技术要求的规定。

2. 配电单位和拥有独立变电站的配电网用户必须在并网协议中统一保护系统的要求。

3. 调度部门有权对配电网进行调度，负责签发属于配电网范围内的继电器整定单，并通过与配电网相关的继电器保护设备的用户整定值。

4. 拥有独立变电站的配电网用户必须与配电单位合作设计、安装、试验和运行其电网上的保护系统，以满足响应时间、灵敏度和选择性等技术标准和要求，减少对配电网的影响。

5. 拥有独立变电站的配电网用户不得擅自安装限制短路电流的设备，除非与配电单位另有约定。

6. 配电单位必须在并网协议中向拥有独立变电站的配电网用户提供配电网继电保护系统的参数。

条43. 发电机并网要求

发电机并入配电网必须满足以下要求：

1. 发电机在并网点的断路器必须能够切断最大允许短路电流，并能够在所有运行模式下将发电机从配电网中隔离。

2. 必须能够在49Hz到51Hz频率范围内连续提供额定有功功率。在47Hz到49Hz频率范围内，有功功率减少量不得超过系统频率下降要求值的比例，符合发电机有功功率与频率特性曲线。当频率低于47Hz或高于51Hz时，配电网用户有权决定是否将发电机从配电网中解列。

3. 在正常运行条件下，发电机并入配电网必须能够根据发电机的功率特性提供无功功率，并保持电压偏差在本通知第5条规定的范围内。

4. 并入配电网且能提供无功功率的发电厂必须满足以下条件：

a) 能够连续调节向配电网提供的无功功率以调整配电网电压；

b) 配备励磁系统，确保在发电机并入配电网运行范围内的输出电压稳定。

5. 发电机并入配电网必须能够承受系统中规定的不对称电压损失水平（见本通知第6条），并且能够承受零序和负序电流分量，其持续时间不小于相间和接地短路保护装置的动作时间。

6. 如果并网点配备了自动重合闸设备，则发电厂的继电保护系统必须能够与配电单位的自动重合闸设备协调工作，并设计为在断路器、自动重合闸设备或配电网断路器首次打开后立即断开发电机与配电网的连接，并在配电网完全恢复之前保持发电机与配电网的隔离状态。

7. 除本条规定的技术要求外，发电机并入配电网还必须符合本通知第34、35、36、40和41条的规定。

条44. 用户与配电售电单位并网点技术要求

用户和配电售电单位应负责：

1. 确保配电网设施符合本通知第二章第一节规定的运行标准。

2. 确保并网点的技术要求符合本通知第34、35、36、37和38条的规定。

节 3

并网程序和手续

条45. 并网申请材料

1. 对于低压并网，在需要新接入配电网或更改现有并网的情况下，配电网用户必须向配电单位提交本通知附录2A、2B规定的所有文件，并按照本通知第48条的规定执行。

2. 对于中压和110kV并网，在需要新接入配电网或更改现有并网的情况下，配电网用户必须向配电单位提交以下文件：

a) 按照本通知附录2C至2D规定的并网申请表；

b) 并网点之后主要电气设备原理图；

c) 计划并网或现有并网点拟进行变更的设备技术资料，预计项目完成时间，以及新并网或现有并网变更项目的经济和技术数据。

条46. 接入中压和110kV电压等级的并网程序 第四十六条 接入中压和110千伏电压等级的并网程序

1. 收到并网申请文件后，供电单位有责任检查并书面告知文件的完整性和合法性。

2. 在收到完整的合法并网申请文件后，供电单位有责任执行以下工作：

a) 审查拟接入点电气设备的相关要求；

b) 评估客户并网设施、电网、发电厂对接入配电网的影响，包括现有线路和变电站的承载能力；对短路电流和配电网电能质量的影响；保护系统的协调工作；

c) 制定并网单线图及其技术参数，并与客户接入配电网的平面布置图作为正式并网协议使用的文件；

d) 根据本通知附件三的规定起草并网协议，并发送给并网申请人。

3. 并网申请人有责任向供电单位提供必要的信息，以供审查并网方案和签署并网协议。

4. 如无法达成并网方案，供电单位有责任书面通知申请人并向电力监管机构报告未能统一并网方案的原因。

条47. 并网协议审查和签署期限

并网谈判和签署协议的期限规定如下表所示：

各辅助房间、走廊、通道的面积规定见表5。 并网协议审查和签署期限

条48. 向接入低压电压等级用电客户的供电程序

1. 对于生活用途的供电，在收到客户完整合法文件后的七（7）个工作日内，供电单位或供电售电单位必须与客户签订并发送供电合同。

2. 对于非生活用途的供电，在收到客户完整合法文件后的十（10）个工作日内，供电单位或供电售电单位有责任进行检查、调查并制定供电方案。

3. 如果无法为客户提供供电，供电单位或供电售电单位有责任通知客户，并需明确记录原因并由有权管理机关确认。

4. 电力监管机构负责组织、制定和发布向接入低压电压等级用电客户供电的程序规定。

第四节

 实施并网

条 49. 接触设备的权利 连接点的设备

1. 供电单位有权在建设、安装、更换、拆除、检查、试验、维护和运行这些设备的过程中接触连接点的设备。

2. 用户有权在建设、安装、更换、拆除、检查、试验、维护和运行这些设备的过程中接触其管理范围内的连接点设备。

条 50. 提供连接点送电条件的文件

1. 在预计连接点送电日期前，申请并网的用户应向供电单位提供两（02）份用于全面检查连接点送电条件的文件（技术文件需经申请并网的用户确认，并附有经公证的法律文件副本，文件可为越南语或英语），包括：

a) 经批准的设计技术文件及其与初始设计相比的修改和补充部分（如有），包括总说明、主要电气连接图、电气设备布置平面图、保护和控制系统的原理图、其他相关图纸和技术参数；

b) 制造商提供的设备操作和管理指南；

c) 符合越南技术标准或被越南认可的国际标准，并满足本通知第34至44条规定的并网设备技术要求的发电厂、输电线路和变电站接入配电网的部分验收和全部验收记录；

d) 预计试运行和运行计划；

2. 除非另有约定，申请并网的用户应在允许的时间内提供本条第1款规定的全部文件，具体如下：

a) 至少在预计首次启动发电厂试运行前两个月；

b) 至少在预计输电线路和变电站首次试运行前一个月（不包括输电线路和变电站的整体验收记录）；

3. 自收到所有文件之日起二十（20）个工作日内，供电单位应将以下文件转交给申请并网的用户：

a) 设备编号图；

b) 客户从连接点到客户侧的保护继电器整定要求；由调度机构有权调度配电网的人员签发的客户申请并网的保护继电器整定值及相关数据；

c) 设备测试和校准要求；

d) 调度指令接收方式的要求；

e) 为调度服务建立通信系统的要求；

f) 系统SCADA/DMS数据采集和传输的要求（如有）；

g) 自动控制方式（如有）；

h) 启动方式（对于发电厂）；

i) 与国家电力系统、配电网运行及协调运行相关的程序清单；

j) 相关人员名单及系统工程师名单，附联系电话和传真号码；

4. 在预计连接点送电日期前十（10）个工作日前，申请并网的用户应向供电单位提供以下内容：

a) 发电厂试运行计划（如适用）和电气设备送电运行计划；

b) 双方关于管理、运行并网设备责任划分的协议；

c) 保障并网设备安全运行的内部规定；

d) 用户操作员名单，包括姓名、专业职务、职责以及联系电话和传真号码。

条51. 检查并网点送电条件

1. 用户申请并网有责任与供电单位商定检查并网点实际条件的日期。

2. 若供电单位通报用户申请并网的并网点或相关设备未达到送电条件，用户申请并网必须根据要求调整、补充或更换设备，并与供电单位重新商定下一次检查时间。

3. 供电单位和用户申请并网需共同签署并网点具备送电条件的记录，并商定送电时间。

条52. 并网点送电

1. 在并网点送电前，用户申请并网需完成并向供电单位提供以下确认工程符合法律和技术程序的文件：

a) 并电范围内的设备已试验合格；

b) 电力计量系统已完成，所有电表读数已锁定；

c) 已签订购售电合同；

d) 主要设备已按调度有权机构发布的主接线图正确编号；

e) 继电保护和自动装置已按调度有权机构的要求正确整定；

f) 运行人员已接受充分培训并获得运行证书，包括姓名、专业职务和职责；

g) 调度通信工具（直通电话、拨号电话、传真）工作正常；

h) 完成与SCADA/DMS系统的连接。

2. 供电单位负责制定并网点送电方式，并向调度有权机构登记。

3. 供电单位和使用配电网的用户需按照调度有权机构批准的方式执行并网点送电。

条53. 并网后设备投运试验程序

1. 在用户申请并网后的设备投运试验期间，用户需指派运行人员值班，并将值班人员名单及联系电话、传真号码提交给供电单位以便必要时配合操作。

2. 在试运行验收期间，用户 申请并网 有责任与供电单位合作确保并网点的运行参数符合规定的技术要求。

3. 试运行验收结束后，用户申请并网需确认并网点各电气设备、线路、变电站和发电机组的实际运行参数。若因电网或用户电气设备原因导致并网点运行参数不符合本章第二节规定的技术要求，供电单位有权将用户的电厂或电网从配电网中隔离，并要求用户采取措施进行整改。

4. 用户申请并网后的电网、电厂和电气设备只有在分阶段和整体试运行验收合格，并符合本章第二节规定的并网点技术要求后才能正式投入运行。在试运行验收和正式运行期间，使用配电网的用户 必须遵守国家电网调度规程及相关规程。

条54. 检查和监督运行 各连接设备

1. 用户使用配电网络有责任运行确保符合本通知规定的连接点操作标准和技术要求的设备。如果用户电气设备的操作参数不符合连接点的操作标准和技术要求，供电单位有权要求用户对其管理范围内的设备进行重新测试以确定原因并采取补救措施。

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协议，使用户可以聘请独立第三方重新进行测试。如果第三方检查结果显示违规是由用户的设备引起且用户不接受补救方案，供电单位有权将用户的设备从配电网络中分离出来。

3. 使用配电网络的用户在检查结果显示其设备违反了连接点的操作标准和技术要求的情况下，必须承担补充检查和测试的成本。如果检查结果显示用户的设备未违反连接点的操作标准和技术要求，供电单位必须承担补充检查和测试的成本。

4. 在检查连接设备以确定连接点操作标准违规之前， 供电单位 必须提前通知使用配电网络的用户检查时间、检查人员名单。如果检查可能导致用户停电，供电单位必须至少提前十五（15）天通知使用配电网络的用户。拥有独立变电站的用户有责任配合并提供必要的条件以完成检查工作。

5. 在检查过程中， 供电单位 允许在连接设备上安装电表和其他检查设备，但不得影响发电厂、配电网络和使用配电网络用户的电气设备的安全运行。

6. 在运行期间，如果发现由于用户拥有的设备导致连接点存在无法保证电力系统安全运行的风险，供电单位必须立即通知拥有独立变电站的用户，并要求修复时间以消除无法保证电力系统安全运行的风险。如果在规定的时间内技术原因仍未解决，供电单位有权分离连接点并向用户通报。用户必须按照本通知第53条的规定重新测试并运行连接点后的设备。

条55. 更换连接点设备

1. 如果使用配电网络的用户计划更换或升级连接设备，安装可能影响配电网络性能和运行模式的新电气设备，必须通知并协商供电单位关于这些变更的内容，并将变更内容补充到连接协议中。

2. 如果不同意用户的提议，则供电单位必须书面通知用户对拟变更的新设备提出其他必要要求。

3. 所有在连接点更换的设备必须根据本通知第49条至第53条的规定进行检查、测试和验收。

第五十六条 连接低压电网的规定 对于使用配电网的客户

一、对于提供生活用电的情况，自收到客户完整有效文件之日起七（7）个工作日内，供电和售电单位必须完成安装、验收计量系统并为客户提供电力。

二、对于非生活用电的情况，自实际连接点检查之日起五个（5）工作日内，供电和售电单位必须完成安装、验收计量系统并为客户提供电力。该检查依据本通知第四十八条的规定进行。

节5

分离连接与恢复连接

第五十七条 一般规定

一、分离连接的情形包括：

（一）自愿分离连接是指根据使用配电网客户的请求进行的永久性或临时性分离连接。

（二）强制分离连接是指在客户违反接入协议、购电合同或因违反法律规定而被有权机关要求的情况下进行的分离连接。

二、使用配电网的客户必须承担所有分离连接和恢复连接的费用。

第五十八条 自愿分离连接

一、永久性分离连接

（一）使用配电网客户的永久性分离连接及其相关方的责任应在接入协议和购电合同中明确规定；

（二）当需要从配电网永久性分离连接时，使用配电网的客户应至少提前一个月以书面形式通知供电单位。如果客户拥有并网发电机组，则需至少提前三个月以书面形式通知供电单位及相关调度机构。

二、临时性分离连接

使用配电网的客户有责任与供电单位协商确定临时性分离连接的时间和期限。

第五十九条 强制分离连接

供电单位有权在以下情况下将使用配电网的客户从配电网中分离连接：

一、根据有权机关的要求进行分离连接。

二、在购电合同或接入协议中规定的强制分离连接情形。

第六十条 恢复连接

供电单位有责任在以下情况下为客户恢复连接：

一、当有权机关要求恢复连接，或者导致分离连接的原因已被排除，后果已得到解决，并且客户已支付相关费用时。

二、当客户提出恢复临时性分离连接的请求并且已支付相关费用时。

第六章

配电网系统的运行

节 1

运行责任

条61. 责任的 供电单位

1. 管理、运行设备和电网在其管理范围内。

2. 制定年度、月度、周度和日度的运行计划、维护计划和修理计划，按照本章第2节和第3节的规定对电力设备和电网进行维护和修理。

3. 运行并保持配电网络电压质量，确保向客户提供符合本通知第二章规定的运行标准的电力供应。

4. 投资、安装、管理和运行，确保在管理范围内的SCADA/DMS系统和继电保护系统稳定、可靠和连续运行。制定方法，计算继电保护系统以确保客户使用的配电网络连接点处的保护系统的选择性、灵敏性和故障排除能力。

5. 遵守调度单位和电力市场发出的调度命令，除非执行该命令会威胁到人员生命安全或设备安全，或者该命令违反已发布的规定。

6. 按照输电系统规定和国家电力调度规程运行配电系统。

7. 在运行与自身电网连接点的设备过程中，与其他配电单位和拥有独立变电站的客户合作。

8. 遵守有关电力安全、电网和电力设施安全的规定。

条62. 客户使用配电网络的责任

1. 使用拥有独立变电站的配电网络的客户有责任：

a) 确保在其管理范围内的电力设备和电网运行符合本通知第五章第2节规定的标准；

b) 遵守配电单位根据国家电力调度程序发出的指挥和调度命令；

c) 准确及时地向配电单位提供信息，以便制定运行计划、维护计划和修理计划；

d) 与配电单位合作，维持电力质量和经济运行配电系统，按照与配电单位的协议进行。

2. 使用与配电网络连接的发电厂的配电网络的客户有责任：

a) 执行本条款第1款的规定；

b) 确保发电厂的运行符合并网协议和购售电合同中的承诺；

c) 准确及时地向配电单位提供发电厂的运行计划和数据。

3. 使用低压接入配电网络的客户有责任确保其电力设备和电网的运行符合本通知第五章第2节规定的标准；

节

维护和修理 配电系统

条63. 关于维护和修理 配电系统的通用规定

1. 配电单位负责制定年度、月度和周度的维护和修理计划，包括配电网络和装机容量不超过30兆瓦并与配电网络连接的发电厂的维护和修理计划，以供制定配电系统运行计划。

2. 配电系统的维护和修理计划需要考虑拥有独立变电站的客户、配电单位和零售电力单位的电网和发电厂的维护和修理计划，并且必须满足以下要求：

a) 确保安全、稳定、可靠的供电；

b) 最优化电源和电网的维护和修理协调。

3. 如果无法实施预定的配电系统维护和修理计划，拥有独立变电站的客户和配电及零售电力单位必须重新通知并配合配电单位进行调整。

条 64. 年度维护和修理计划

1. 每年7月1日前，使用独立变电站的电力用户和供电及售电单位应当向供电企业提供未来两年的维护和修理计划信息，包括：

a) 预计进行维护和修理的线路、电气设备清单，涉及与供电企业电网连接点；

b) 维护和修理的原因；

c) 因维护和修理导致的停电范围；

d) 停电负荷的电量和计算功率；

e) 发电厂无法向配电网输送的电量和计算功率。

2. 每年8月1日前，供电企业应根据以下因素完成未来两年的维护和修理计划草案：

a) 负荷需求预测结果；

b) 使用独立变电站的电力用户、供电及售电单位的维护和修理计划以及任何变更维护和修理时间的要求（如有）；

c) 输电网络维护和修理要求；

d) 协调使用独立变电站的电力用户、供电及售电单位的维护和修理计划，以适应实际运行条件，优化配电系统的技术经济运行；

d) 其他与维护和修理相关的事项。

3. 如对供电企业的维护和修理计划有异议，使用独立变电站的电力用户、供电及售电单位应在每年8月15日前向供电企业提交书面请求调整当年的维护和修理计划。供电企业应考虑并调整维护和修理计划以符合用户的请求。如无法按用户要求调整计划，供电企业应书面通知用户并说明原因。

4. 每年10月1日前，供电企业应在其官方网站上公布未来两年的维护和修理计划，内容包括：

a) 需要维护和修理的电气设备、线路清单；

b) 维护和修理的原因；

c) 主要工作内容；

d) 预计维护和修理时间；

e) 其他与维护和修理相关的要求。

条 65. 月度维护和修理计划

1. 如果下个月的维护和修理计划与已公布的年度计划不同，使用独立变电站的电力用户和供电及售电单位应在每月15日前向供电企业提供第64条第1款规定的相关信息。

2. 每月20日前，供电企业应根据以下因素完成下个月的维护和修理计划草案：

a) 已公布的年度计划；

b) 下月负荷需求预测结果；

c) 使用独立变电站的电力用户和供电及售电单位提出的调整维护和修理计划的建议；

d) 输电网络维护和修理要求。

3. 每月25日前，供电企业应在其官方网站上公布下个月的维护和修理计划，内容包括：

a) 需要维护和修理的电气设备、线路名称；

b) 维护和修理的原因；

c) 主要工作内容；

d) 维护和修理工作的预计开始和结束时间；

e) 其他与维护和修理相关的要求；

f) 由于维护和修理预计无法提供的功率和电量估算。

条 66. 维修、检修周计划

1. 每周，供电单位负责根据以下依据制定从计划制定之日起第三周开始的两周内的维修、检修计划：

a) 批准的月度运行计划；

b) 对于未来两周的负荷预测结果；

c) 更新的电源和电网维修、检修计划；

d) 使用配电网并设有独立变电站的客户以及供电和售电单位提出的维修、检修计划调整建议。

2. 如果与月度维修、检修计划有变动，使用配电网的大客户、供电和售电单位必须在该两周前的星期三下午4点30分之前向供电单位提供本通知第64条第1款规定的相关信息。

3. 如果需要在其管理范围内的电网内进行维修、检修，在每周星期三下午4点30分之前，使用配电网并设有独立变电站且连接到中压电网的客户有责任向供电单位登记维修、检修计划以配合制定下一周的维修、检修周计划，包括以下信息：

a) 需要隔离进行维修、检修的设备清单；

b) 设备隔离的原因；

c) 维修、检修工作的预计开始和结束时间。

4. 在每周星期四下午4点30分之前，供电单位应根据月度维修、检修计划和客户提供的信息完成并公布接下来两周的维修、检修计划，并在单位的官方网站上发布，包括以下内容：

a) 需要维护和修理的电气设备、线路名称；

b) 维护和修理的原因；

c) 主要工作内容；

d) 维护和修理工作的预计开始和结束时间；

e) 其他与维护和修理相关的要求；

e) 由于维修、检修工作导致的停电范围；

g) 由于维修、检修工作预计无法提供的电量和电力容量。

5. 在每周星期五下午4点30分之前，根据供电单位公布的周维修、检修计划，各供电和售电单位有责任制定其管理范围内低压电网的维修、检修计划，并按照第39/2005/QĐ-BCN号决定的规定通知受影响的客户。

节 3

运行计划

条 67. 年度运行计划

1. 供电单位负责制定下一年度的配电系统运行计划，主要内容如下：

a) 下一年度的电力负荷需求预测；

b) 下一年度的维修、检修计划；

c) 下一年度各装机容量不超过30兆瓦并入配电网的发电厂预计发电量。

2. 每年12月1日前，供电单位负责完成下一年度的运行计划并在单位的官方网站上公布，同时将下一年度110千伏电网、并入配电网的发电机组和与输电网连接点的信息通报给电网系统运营和电力市场单位、输电单位及相关供电单位以便协调执行。

条 68. 运行月计划

1. 供电单位负责根据已公布的配电系统年度运行计划，制定下一个月的配电系统运行计划，包括以下内容：

a) 下一个月的电力负荷需求预测；

b) 下一个月的维修保养计划；

c) 下一个月各装机容量不超过30兆瓦并入配电网发电厂的预计发电量。

2. 每月二十五日前，供电单位应完成下一个月的运行计划，并在其官方网站上公布，同时将中压和110千伏配电网、并入配电网的发电机组以及与输电网连接点的下一个月运行计划告知系统运行单位和电力市场、输电单位以及其他相关供电单位，以便协调执行。

条 69. 运行周计划

1. 供电单位负责根据已公布的月度运行计划，制定未来两周的配电系统运行计划，包括以下内容：

a) 未来两周的电力负荷需求预测；

b) 未来两周的维修保养计划；

c) 未来两周内预计停电的时间和范围；

d) 未来两周内各装机容量不超过30兆瓦并入配电网发电厂的预计发电量和出力。

2. 每周星期四下午三时前，供电单位应完成未来两周的运行计划，并在其官方网站上公布，同时将中压和110千伏配电网、并入配电网的发电机组以及与输电网连接点的未来两周运行计划告知系统运行单位和电力市场、输电单位以及相关大用户，以便协调执行。

3. 每周星期五下午三时前，根据周运行计划，供电单位和售电公司应完成低压电网运行计划，并通知其管理范围内受影响的客户。

条 70. 日运行方式

1. 每日根据已公布的周运行计划，供电单位负责制定次日的运行方式，包括以下内容：

a) 维修和保养的电源和电网清单；

b) 次日预计停电的时间和范围；

c) 次日各装机容量不超过30兆瓦并入配电网发电厂每小时预计发电量和出力。

2. 每日下午三时前，供电单位应在其官方网站上公布次日的运行方式。

条 71. 配电系统运行

1. 供电单位应按照已公布的日运行方式运行配电系统，遵守国家调度规程及相关规定。

2. 使用配电网且有独立变电站的用户应遵守有权调度配电网的调度机构的调度指令，配合供电单位提供信息以支持配电系统的调度。

节 4

紧急情况下的运行

条72. 紧急情况 紧急情况

1. 分配电力系统中的紧急情况是指全部或部分输电系统或分配电力系统发生停电，影响正常运行或在分配电力系统中造成大面积停电的情况。

2. 紧急情况包括：

a) 全部或部分输电系统发生故障或电网解列，影响分配电力系统的正常运行；

b) 输电系统发生故障导致分配电力系统的一部分处于孤岛运行状态；

c) 分配电力系统中110千伏线路或变电站发生故障，在分配电力系统中造成大面积停电。

条73. 在输电系统全部或部分发生故障或电网解列时分配电力系统的运行

1. 当输电系统发生故障影响分配电力系统的正常运行或造成停电时，分配电力单位有责任：

a) 立即与电力系统和电力市场运营单位、输电单位联系，了解预计停电时间及此次故障对分配电力系统负荷的影响范围；

b) 采取负荷控制措施和其他运行措施以减少由输电系统故障引起的影响范围。

2. 当输电系统全部或部分发生电网解列影响分配电力系统的正常运行或造成停电时，分配电力单位有责任：

a) 遵守黑启动程序和国家电力系统恢复程序以及输电系统规定；

b) 根据国家电力系统调度规程将分配电力系统管理下的区域分割成独立的负荷区；

c) 按照优先次序恢复负荷，该次序已由电力系统和电力市场运营单位批准，并在分配电力单位管理的分配电力系统范围内执行；

d) 直接与电力系统和电力市场运营单位保持联系，直到电力系统完全恢复。

3. 分配电力单位和使用分配电力网络的大客户必须保持联络，派遣技术专家并向相关方通报这些专家的姓名、职务和权限，以便在整个处理和恢复紧急情况的过程中协调运行。

条74. 分配电力系统在孤岛运行情况下的操作 在孤岛运行情况下

1. 当分配电力系统的一部分被隔离时，分配电力单位必须考虑并决定这部分电网连接的发电厂的操作。分配电力单位必须指挥调度发电厂在孤岛模式下运行，并确保在收到电力系统和电力市场运营单位的指令后能够同步接入系统。

2. 如果发电厂设计为具有独立孤岛运行模式并与分配电力单位达成一致，则可以使用自备系统在孤岛模式下运行并为其他客户的负载或设备供电，条件是：

a) 发电厂必须具备完整的保护继电器系统，并且对于机组在孤岛模式和与分配电力系统连接模式下都有相应的控制方式；

b) 确保在孤岛运行期间能够识别和切除故障，以保护其他使用分配电力网络的客户的机组和电网；

c) 确保分离出的分配电力网络的中性点接地标准。

3. 如果分离出的分配电力系统部分无法与已经恢复的系统同步，分配电力单位必须将连接到分离出的分配电力网络的发电厂断开，从已经恢复的系统恢复向分离出的区域供电，然后恢复之前被断开的发电厂的运行。

条75. 分配电系统发生严重事故时的运行

当配电线或110千伏配电站变电所发生事故，导致分配电系统大面积停电时，分配电力单位有责任：

1. 迅速隔离并处理事故，遵守国家电网事故处理程序。

2. 向电网运行单位和电力市场、输电单位以及受事故影响的大用户通报事故信息。

3. 调整接线方式，确保在事故期间最大限度地向分配电系统的负荷供电。

条76. 恢复分配电系统

1. 当分配电系统解列运行或处于孤岛模式，或者当分配电网络发生重大事故时，分配电力单位应与电网运行单位和电力市场、输电单位、使用分配电网络的大用户及相关单位合作，在最短时间内将分配电系统恢复到正常运行状态。

2. 分配电力单位负责根据黑启动发电厂的能力划分适当的负荷区域，并报告电网运行单位和电力市场，以确保快速恢复分配电系统。

3. 在孤岛运行和同步并网模式下连接到分配电网络的发电厂必须遵循分配电力单位的调度命令。

4. 如果分配电网络没有能够自启动运行的发电厂，则只能从输电系统恢复分配电网络。分配电力单位必须按照电网运行单位和电力市场的指令恢复分配电系统。分配电力单位必须按优先顺序和已批准的计划恢复负荷。

5. 分配电力单位有责任通知使用分配电网络的大用户，以便在恢复分配电系统的过程中进行配合。

节 5

负荷和电压控制

条77. 负荷控制

负荷控制包括根据参与需求侧管理计划的用电客户自愿登记的措施，停止供电、减少供电、切除负荷或降低负荷的有功功率，以避免电网崩溃或过载。

条78. 停止、减少供电

1. 分配电力单位应按照已公布的周运行计划执行停止供电、减少供电。 条 69 a) 以固定期限购买的形式：合作银行将贴现视为对受益人的贷款；

2. 分配电力单位在以下情况下可以不按计划停止供电：

a) 应电网运行单位和电力市场的要求，以确保供电安全；

b) 发生事故或存在可能导致严重人身、设备和电网安全威胁的事故隐患；

c) 配电网络出现不可抗力情况。

3. 对于停止供电或减少供电的情况，分配电力单位或分配电力和零售单位必须按照第39/2005/QĐ-BCN号决定的规定，向受影响的用电客户履行通知程序和手续。

条79. 制定削减负荷方案

1. 供电单位负责根据以下内容在其管理范围内制定削减负荷方案：

a) 系统安全运行要求；

b) 由系统运行单位和电力市场因威胁供电安全而计划的停电安排；

c) 负荷优先顺序；

d) 减少对具有相同供电优先级的配电网用户影响的措施。

2. 削减负荷方案必须包括各等级容量、执行顺序和削减时间。

3. 每周星期四下午15时前，供电单位应完成并公布未来两周的削减负荷方案。

条80. 削减负荷措施

1. 自动削减负荷是指通过频率继电器选择性地切断中压负荷以保持频率在允许范围内，防止大面积停电。

2. 指令性削减负荷是指根据系统运行单位和电力市场的指令或供电单位在电源不足或系统故障情况下为确保供电安全而进行的削减负荷。 条81. 执行削减负荷

1. 供电单位必须按照已公布的削减负荷方案执行削减负荷。

2. 在系统运行单位和电力市场指令下或为了保护配电网，供电和售电单位须按第39/2005/QĐ-BCN号决定的规定向用电客户通报。

3. 自动削减负荷或根据系统运行单位和电力市场指令进行削减负荷后，供电单位有责任：

a) 向系统运行单位和电力市场报告被削减负荷的容量、时间和区域以及根据频率继电器设定值触发的各等级削减负荷；

b) 根据系统运行单位和电力市场的指令恢复被削减负荷。

4. 如果属于客户的管理范围内的负荷被自动削减或根据供电单位的指令进行削减，配电网用户有责任：

a) 向供电单位报告被削减负荷的容量、时间和区域以及根据频率继电器设定值触发的各等级削减负荷；

b) 根据供电单位的指令恢复被削减负荷。

条82. 电压控制实施

1. 供电单位负责计算其管理范围内配电网各节点的电压，并与配电网用户合作，通过无功功率控制和调整变压器分接头来维持电压质量。

2. 配电网用户负责与供电单位合作，按照协议维持配电网系统的电压水平。

条83. 监视和远程控制

1. 供电单位和大型配电网用户应在监视和控制方式上达成一致。

2. 供电单位负责安装远距离测量站和必要的集成设备，以监视客户系统，当双方同意时。在这种情况下，供电单位必须安装必要的远程控制站，包括断路器控制部分，并有权在客户电网范围内控制断路器。

3. 大型配电网用户负责与供电单位合作安装和操作远程控制系统。

运行中的信息交换和报告制度

节 6

运行和报告制度中的信息交流

条 84. 信息交换形式

1. 分配电单位、大用户和使用配电网的其他分配电单位必须协商一致确定信息交换的形式，以确保24小时不间断通信运行。

2. 分配电单位和使用配电网的大用户必须指定负责运行通信的工作人员，并交换负责运行通信的工作人员和运行人员名单。

条85。 运行信息交换 在 运行

1. 分配电单位有责任在发现配电网运行方式可能影响客户电网或发电机组运行时，向使用配电网的大用户通报以下信息：

a) 配电网系统的运行方式及其对客户电网或发电机组可能产生的影响；

b) 影响客户电网或发电机组的原因。

2. 使用配电网的大用户有责任在发现其电网运行方式或发电机组运行可能影响配电网时，立即向分配电单位通报以下信息：

a) 导致客户电网运行方式变化的原因；

b) 对分配电单位电网可能产生的影响。

条 86. 异常情况通报

1. 异常情况是指配电网系统发生故障、存在故障隐患或运行参数超出允许范围的情况。

2. 当配电网系统出现异常情况时，分配电单位有责任：

a) 立即向可能受影响的大用户通报配电网客户的电网情况；

b) 根据大用户的要求补充和澄清已提供的信息，特别是拥有发电厂的大用户。

3. 使用配电网的大用户有责任在客户电网出现异常情况并影响配电网时，立即向分配电单位通报。

条 87. 重大事故通报

1. 重大事故是指导致110千伏配电线或变电站从运行中分离，造成配电网系统大面积停电的事故。

2. 分配电单位或使用配电网的大用户有责任在发生重大电网事故后立即通报有关信息。

3. 重大事故通报应包括以下主要内容：

a) 事故发生的时间；

b) 事故持续时间；

c) 事故发生地点及受影响区域；

d) 受损设备；

e) 事故简述；

f) 事故原因（如有）；

g) 预计修复时间；

h) 已采取的减载措施（如有）。

4. 分配电单位或使用配电网的大用户有责任根据要求补充和澄清重大事故通报中的内容。

5. 分配电单位有责任按照本条第3款规定的内容，将重大事故书面报告给事故发生地的商务和工业局。

条88. 运行结果报告 配电系统的通用规定

1. 供电单位负责定期报告关于执行情况、配电系统年度和月度运行结果。其中评估执行本通知第二章规定的运行标准；评估配电系统的运行结果；过载、设备故障及其原因，提出确保电网安全可靠和高效运行的措施。

2. 每年1月31日前，供电单位必须编制上一年度配电系统运行结果报告；每月5日前编制上月配电系统运行结果报告，提交电力监管机构和系统运行及市场运营单位。

3. 在紧急情况下，供电单位有责任根据电力监管机构的要求报告配电系统运行结果。

节 7

运行配合

条89. 运行配合责任

1. 配电用户拥有独立变电站的，与供电单位应就相关配电网设备的运行控制责任和范围达成一致；指派人员负责电网和设备的安全运行配合工作。

2. 配电用户拥有独立变电站的，与供电单位应合作建立并维持必要的安全措施，在各自管理范围内进行作业或试验。

3. 配电用户拥有独立变电站的，与供电单位应制定运行配合程序，以确保在运行、试验工作中的人身和设备安全，包括以下内容：

a) 运行配合的原则和程序；

b) 对配电系统进行操作、运行、试验的责任和权限。

4. 配电用户拥有独立变电站的，与供电单位应统一运行配合，并保存、管理和更新相关文档，进行信息交流。

条90. 运行实施配合

1. 在进行作业和操作时，配电用户拥有独立变电站的，与供电单位应遵守安全运行配合规定和其他相关的调度和安全运行规定。

2. 配电用户拥有独立变电站的，与供电单位应合作安装警告标志、安全设备和指导标识，提供适合作业位置的安全工具，以确保作业安全。

3. 边界运行点的设备检查、监督和控制必须由供电单位和配电用户拥有独立变电站的指定人员执行。

节 8

配电系统上的试验

条91. 配电系统上试验的一般要求

1. 配电系统上的试验包括供电单位电网和配电用户电网、发电厂或电气设备的试验。

2. 试验应在电气设备或发电机组的工作能力范围内进行，并在通知的试验时间内进行，需有关各方代表见证，并遵守现行规程和规定。

3. 供电单位和配电用户应确保在试验过程中不危及人身和设备安全。

4. 与输电网连接点的电气设备试验必须遵守输电网规定。

5. 如果试验结果显示电网或发电机组符合本通知规定的运行标准或并网协议中的参数，则试验费用由请求试验的一方承担。如果试验结果显示电网或发电机组不符合本通知规定的运行标准或与并网协议中的参数不符，则未达到运行标准的电网或发电机组的所有者应支付试验费用。

条92. 进行配电网上设备试验的情形

1. 定期对配电网上的设备进行试验。

2. 在下列情况下，对配电网上的设备进行临时试验：

a) 为了确保配电网的安全性和可靠性；

b) 当客户就配电网电能质量违反本通令第二章或并网协议的规定提出投诉时；

c) 根据供电单位的要求，在发现客户的配电网设备对配电网产生不良影响时。

条93. 进行发电机组试验的情形

1. 供电单位有权每年对并入配电网的每台发电机组进行不超过两次（02次）的试验，但以下情况除外：

a) 试验结果确定发电机组的一个或多个运行特性与并网协议中记录的特性不符；

b) 当供电单位和拥有发电厂的客户在试验结果中的参数和发电机组运行特性上意见不一致时；

c) 根据拥有发电厂的客户的要求；

d) 燃料转换试验。

2. 拥有发电厂的客户有权在以下情况下要求进行试验：

a) 在每次发生与发电机组相关的故障后，重新检查已调整的发电机组的运行特性；

b) 在安装、大修、更换、改进或重新组装发电机组后对其进行检查。

条94. 设备在配电网上试验的责任

1. 供电单位负责：

a) 对其管理范围内的配电网设备定期进行试验；

b) 在必要的情况下，为确保配电网安全稳定运行而对配电网进行临时试验；

c) 根据配电网用户的请求，对其电网上的设备进行试验；

d) 协同输电单位和其他供电单位在相关并网点进行设备试验；

e) 提前以书面形式通知配电网用户及相关单位试验计划。

2. 配电网用户负责：

a) 在其管理范围内执行电网和发电机组的试验；

b) 协同供电单位在其并网点处进行电气设备试验；

c) 提前以书面形式通知供电单位试验计划；

d) 组织并网设备的定期试验和维护，并每年将试验记录提交给供电单位备案。

条95. 按要求进行试验的程序和手续 供电单位

1. 当需要进行试验时，供电单位应至少提前十五（15）天以书面形式通知因试验而被停电或减少供电的大客户。通知应包括以下内容：

a) 试验目的；

b) 试验位置；

c) 预计试验时间；

d) 预计试验项目和顺序；

e) 因试验要求而停止或减少供电的计划（如有）。 级 由于试验要求（如有）的电力。

2. 如果试验在大客户的管理范围内进行，且与供电单位的试验通知不一致，客户应在收到通知后的七（07）天内再次通知并提出解决方案，以便与供电单位协商调整试验计划。

第九十六条 客户提出的大型用户配电网络试验程序和手续

一、当需要进行试验时，使用配电网络的大型客户必须向配电单位提交书面试验请求，包括以下内容：

a) 试验目的；

二、提出试验的理由；

三、试验位置和项目；

四、预计试验时间。

二、对于发电机组试验，客户还须补充以下信息：

一、发电机组履历；

二、发电机组特性；

三、试验期间发电机组运行模式预测。

三、自收到试验请求之日起七（7）日内，配电单位有责任审查并要求客户提供必要的补充信息。

四、自收到有效试验请求文件之日起十四（14）日内，配电单位有责任以书面形式通知试验请求客户及相关单位试验计划。

五、在完成试验后，配电单位有责任以书面形式将试验结果通知试验请求客户。

第九十七条 试验后的实施责任

一、如果试验结果显示配电网络管理范围内的设备不符合本通知第二章第二节规定的标准，则配电单位必须调整或升级设备。

二、使用配电网络的大型客户必须在与配电单位协商的时间内调整或升级设备，如果试验结果显示客户的设备不符合本通知第五章第二节规定的技术标准或并网协议中的要求。

第七章

电能计量

节 1

关于电能计量的一般规定

第九十八条 确定主计量点的原则

一、主计量点应与并网点重合或相邻。

二、如不具备按照本条第一款规定布置电能计量系统条件，或者主计量点无法准确计量电能交换量，配电单位和使用配电网络的客户或其他配电单位必须协商确定替代计量点，并同时确定从替代计量点到并网点的电量转换方法。

第九十九条 高压和中压电能计量点的确定

一、对于使用配电网络的配电和售电单位以及用电客户

一、对于110千伏并网点，在每个并网点必须确定一个主计量点和一个备用计量点；

二、对于1000伏至35千伏的并网点，配电单位和使用配电网络的客户可以根据需要协商确定备用计量点；

三、属于配电单位变电站的并网点：

— 主计量点应在配电单位变电站的出线处确定，除非另有约定；

— 备用计量点由配电单位和使用配电网络的客户协商确定； 四、属于客户变电站的并网点：

— 主计量点应在直接连接到配电网络的变压器总断路器或高压侧端子处确定，除非另有约定；

— 备用计量点由配电单位和使用配电网络的客户协商确定。

五、对于本条款第三项和第四项规定之外的并网点，主计量点和备用计量点由配电单位和使用配电网络的客户协商确定。

二、对于拥有发电机组的使用配电网络的客户

一、对于110千伏并网点的发电厂，在每个并网点必须确定一个主计量点和两个备用计量点；

二、对于1000伏至35千伏并网点的发电厂，在每个并网点必须确定一个主计量点和一个备用计量点；

三、属于拥有发电机组的使用配电网络的客户的变电站的并网点：

— 主计量点应在直接连接到配电网络的升压变压器总断路器或高压侧端子处确定，除非另有约定；

— 备用计量点1应在发电厂变电站的出线处确定，除非另有约定；;

— 备用计量点2，在110千伏并网点的情况下，由配电单位和拥有发电机组的使用配电网络的客户协商确定。 四、不属于拥有发电机组的使用配电网络的客户的变电站的并网点：

— 如果客户变电站只有一个线路与并网点相连且没有通过客户变电站母线的电力环流，则主计量点应与并网点重合或相邻； — 如果客户变电站有两个或更多线路并与客户变电站母线的电力环流，则主计量点应按照本条第一款的规定确定；

— 备用计量点由配电单位和拥有发电机组的使用配电网络的客户协商确定。

五、对于本条款第三项和第四项规定之外的并网点，主计量点和备用计量点由配电单位和拥有发电机组的使用配电网络的客户协商确定。 三、两个配电单位之间的并网点：

五、对于本条款第三项和第四项规定之外的并网点，主计量点和备用计量点由配电单位和拥有发电机组的使用配电网络的客户协商确定。 使用配电网并拥有两（02）条及以上线路且客户变压器绕组中有电能流通的发电机组用户的主计量位置应按照本条第一款a项的规定确定；

- 备用计量位置根据 配电单位和使用配电网并拥有发电机组的用户之间的协议确定。

d) 如果连接点不同于本款c项和d项的规定，则主计量位置和备用计量位置应根据配电单位和使用配电网并拥有发电机组的用户之间的协议确定。

3. 两个配电单位之间的连接点：

主要计量位置和备用计量位置由各电力分销单位协商确定。

4. 电力分销与零售单位及用电客户之间的连接点：

主要计量位置和备用计量位置（如有）由双方协商确定。

第一百条 关于使用配电网络低压接入客户的计量位置的确定

使用配电网络低压接入客户的计量位置应在客户接入配电网络的连接点确定，除非另有约定。

第一百零一条 电能计量系统

一、电能计量系统必须安装在主要计量位置，以准确、完整地测量通过连接点的电能传输量，并排除环网结构对计量结果的影响。

二、备用电能计量系统应安装在备用计量位置，执行以下功能：

（一）在主要计量位置的电能计量系统运行不准确或发生故障时，作为计算买卖电量的基础；

（二）在主要计量位置的电能计量系统正常工作时，支持监控和检查其计量结果；

（三）在某些特殊情况下，与主要计量位置和其他备用计量系统的电能计量系统结合，计算电能传输量。

节

电能计量系统的技术要求

第一百零二条 电能计量系统的配置

一、完整的电能计量系统配置包括：

（一）电流互感器；

（二）电压互感器；

（三）电能表；

（四）电气线路和二次电缆；

（五）数据采集设备和服务设施以及数据传输路径；

（六）安全保护装置、封印位置和铅封；

（七）辅助设备、接线转换设备、测试隔离电路设备、电压变换逻辑设备、电压和电流检测设备。

二、具体电能计量系统的配置根据电压等级和计量位置的特点确定。

第一百零三条 110千伏电压等级的电能计量系统

一、电能表的要求：

a) 三相四线制类型；

（二）电子集成多功能可编程类型；

c) 多费率；

（四）分别按四个象限单独测量正向和反向有功电能；

（五）具有最大功率测量和负荷曲线记录功能；

（六）具备现场和远程数据收集和读取协议；

（七）从测量次级电压系统供电，并确保在任何一相或两相失压时仍能继续运行；

（八）多级密码保护；

（九）封印和铅封位置确保无法接触接线端子并更改电表设置，除非破坏封印；

（十）至少存储60天的计量信息和负荷曲线，记录间隔不超过30分钟；

（十一）对于主要计量位置的电能计量系统，有功电能表需达到IEC 62053-22标准的0.2级精度和IEC 62053-23标准的2.0级精度，如果测量无功电能或其他等效标准；

（十二）对于备用计量位置的电能计量系统，有功电能表需达到IEC 62053-22标准的0.5级精度和IEC 62053-23标准的2.0级精度，如果测量无功电能或其他等效标准。

二、用于电能计量的电流互感器要求：

（一）为电能表提供专用的次级测量绕组；

（二）次级额定电流值为1A或5A；

（三）在次级测量绕组接线盒盖上设有封印和铅封，确保在未破坏封印的情况下无法影响接线电路；

（四）用于主要计量的电流互感器需达到IEC 60044-1标准的0.2级精度或其他等效标准；

（五）用于备用计量的电流互感器需达到IEC 60044-1标准的0.5级精度或其他等效标准。

三、用于电能计量的电压互感器要求：

（一）为电能表提供专用的次级测量绕组；

（二）次级额定系统电压值为100V或110V；

（三）在次级测量绕组接线盒盖上设有封印，确保在未破坏封印的情况下无法影响接线电路；

（四）用于主要计量的电压互感器需达到IEC 60044-2标准的0.2级精度（感应式），IEC 60044-5标准的0.2级精度（电容式）或其他等效标准；

（五）用于备用计量的电压互感器需达到IEC 60044-2标准的0.5级精度（感应式），IEC 60044-5标准的0.5级精度（电容式）或其他等效标准。

第104条 电压等级为1000V至35kV的计量系统

一、电能表的要求：

a) 应符合本通知第103条第1款a、b、c、d、đ、g、h、i、k项的规定；

b) 对于主计量系统，有功电能表应达到IEC 62053-22标准的0.5级精度和IEC 62053-23标准的2.0级精度（如果测量无功电能或采用其他等效标准）；

c) 副计量系统的精度（如有）由供电单位与配电网络用户协商确定；

二、用于电能计量的电流互感器要求：

a) 应有专门用于测量设备和电能表的二次绕组测量线圈；

（二）次级额定电流值为1A或5A；

c) 测量设备和电能表的二次绕组测量线圈接线盒盖上应设有铅封位置，确保在不破坏铅封的情况下无法对电路进行操作；

d) 主用电流互感器应达到IEC 60044-1标准的0.5级精度或其他等效标准；

e) 副用电流互感器的精度（如有）由供电单位与配电网络用户协商确定；

第3条 用于电能计量的电压互感器要求

a) 应有专门用于测量设备和电能表的二次绕组测量线圈；

（二）次级额定系统电压值为100V或110V；

c) 测量设备和电能表的二次绕组测量线圈接线盒盖上应设有铅封位置，确保在不破坏铅封的情况下无法对电路进行操作；

d) 主用电压互感器应达到IEC 60044-2标准的0.5级精度（对于感应式电压互感器），IEC 60044-5标准的0.5级精度（对于电容式电压互感器）或其他等效标准；

e) 副用电压互感器的精度（如有）由供电单位与配电网络用户协商确定；

第105条 低压计量系统

一、电能表的要求：

a) 对于三相电能表，应为三相四线制或三相三线制；对于单相电能表，应为单相两线制；

b) 应设有铅封位置，确保在不破坏铅封的情况下无法接触接线端子并更改电表设置参数；

c) 对于三相电能表，有功电能表应达到IEC 62053-21标准的1.0级精度（对于电子式电能表），IEC 62053-11标准的1.0级精度（对于感应式电能表）或其他等效标准。对于单相电能表，有功电能表应达到IEC 62053-21标准的2.0级精度（对于电子式电能表），IEC 62053-11标准的2.0级精度（对于感应式电能表）或其他等效标准；

第2条 在用于低压电能计量时，电流互感器的要求：

a) 应有专门用于测量设备和电能表的二次绕组测量线圈；

（二）次级额定电流值为1A或5A；

c) 测量设备和电能表的二次绕组测量线圈接线盒盖上应设有铅封位置，确保在不破坏铅封的情况下无法对电路进行操作；

d) 应达到IEC 60044-1标准的0.5级精度或其他等效标准；

第106条 计量回路的技术要求

1. 计量回路的二次电缆应沿最短路径敷设，连接点数量最少，并且应在每个连接点处具备实施铅封、加装铅封的条件；

2. 对于110kV计量系统，CT、VT的二次绕组及连接到主计量系统电能表的二次电缆不得用于任何其他目的，并且必须完全独立于备用计量系统。主计量系统的二次电缆应单独敷设，并直接从CT、VT的接线盒连接到电表柜，不经过中间柜的连接点；

3. 如果电表通过电压切换装置从其中一个VT获取电压，则电压切换装置的接线端子应满足铅封、加装铅封的条件，并且电能表应编程记录电压切换的时间和持续时间；

4. CT、VT的二次负载包括电能表不得超过CT、VT的额定负载；

5. 如果备用计量系统的电流回路与其他测量设备共用，则必须确保不会影响计量系统的准确性，并且整个电流回路、测量设备和电能表能够实施铅封、加装铅封；

6. 试验接线盒应安装以供检测计量设备使用，并且应具备铅封、加装铅封的条件。

条107. 封铅封条和保密的技术要求

1. 所有电能计量系统，包括CT、VT接线盒、电能表、铅封、连接件、电流回路、电压回路、辅助设备、转换逻辑电路、电表柜、通信网络必须使用铅封以防止非法干预。

2. 对于电子电能表，电表软件必须设置多级访问权限的密码保护。

3. 在电力分配单位安装并运营自动数据采集系统的情况下，必须满足以下要求：

a) 计量数据在读取并传输到位于计量点的服务器后，必须进行加密以防止非法更改；

b) 管理系统读取、传输和汇总电能计量数据的软件必须通过多层次密码保护来确保数据的安全性、准确性和可靠性。

节 3

投资、安装和管理运行电能计量系统

条108. 电能计量系统的投资和安装责任

1. 对于电力分配单位与电力分配和销售单位以及用电客户之间的连接点

a) 电力分配单位的责任是：

- 投资并安装主计量系统、备用计量系统、数据采集系统及其相关设备，如需；

- 确保计量位置符合各方同意的计量位置协议；

- 确保现场安装的计量系统和数据采集系统符合技术要求，并符合已协商的计量系统设计及相关法律法规；

- 主持以下工作：

+ 对计量设备进行初始试验和校准，编程并设置电表的工作参数；

+ 实施对计量设备（包括电表、CT、VT、测量回路、铅封、中间柜）的铅封措施，确保计量系统的安全性；

+ 制定验收计划并与其他相关方统一意见。

b) 用电客户和电力分配及销售单位应配合电力分配单位完成整个计量系统的安装和检查，如果计量位置属于客户的电网范围。

2. 对于电力分配单位与发电厂之间的连接点

a) 拥有发电机组并使用分配电网的用户负责按照本条第1款a项的规定投资并安装计量系统；

b) 电力分配单位应与拥有发电机组并使用分配电网的用户合作，在安装和检查整个计量系统的过程中提供协助。

3. 对于两个电力分配单位之间的连接点

连接点的计量系统投资责任由各电力分配单位协商确定。

4. 对于电力分配和销售单位与用电客户之间的连接点

a) 电力分配和销售单位应按照本条第1款a项的规定投资并安装电能计量系统；

b) 用电客户应与电力分配和销售单位合作完成整个计量系统的安装和检查，如果计量位置属于客户的电网范围。

第一百零九条 计量系统管理运行责任

一、投资单位和拥有计量系统的单位对计量系统的管理、运行以及定期检查、检定和维护工作负全面责任。

二、供电单位应当与使用配电网的用户和其他接入其电网的供电单位协商，以配合管理、运行、维护和更换计量系统，确保计量系统准确、稳定、可靠和安全。

三、在管理、运行过程中，供电单位和使用配电网的用户有责任持续监控和检查计量系统的运行状态。一旦发现计量系统异常或故障，应立即通知相关方进行处理。

第一百一十条 计量系统管理运行规程建设责任

电力监管机构负责组织制定并发布电能计量系统的交接和运行规程。

第八章

免除执行

第一百一十一条 免除执行的情形

本通知适用单位有权提交申请，请求免除以下情形下的执行：

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./.