通知第39/2015/TT-BCT号关于配电系统

通知

规定配电系统送

_____________

 

根据2012年11月12日第95号法令（2012年第95/2012/NĐ-CP号）关于商务部的职能、任务、权限和组织结构的规定；

根据2004年12月3日颁布的《电力法》和2012年11月20日修订的《电力法》若干条款；

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》；

根据电力调节局局长沙龙的建议，

工商部部长发布通知规定配电系统。

第一章

总则

第一条 调整范围

本通知规定以下内容：

1. 配电系统的运行要求。

2. 负荷用电需求预测。

3. 配电网发展规划投资计划。

4. 连接配电网的技术条件、要求和手续。

5. 配电系统的运行。

第二条 适用对象

本通知适用于以下对象：

1. 配电单位。

2. 配售电单位。

3. 国家电力调度中心。

||| 4. 输电单位。

5. 使用配电网的用户。

||| 6. 越南国家电力集团。

7. 其他相关组织和个人。

条3. 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. 电压等级 是指在电力系统中使用的额定电压值之一，包括：

a) 低电压是指不超过1千伏的额定电压等级；

b) 中压是指超过1千伏至35千伏的额定电压等级；

c) 高压是指超过35千伏至220千伏的额定电压等级；

d) 超高压是指超过220千伏的额定电压等级。

2. 调度级别具有控制权 是指按照调度分级具有指挥、调度电力系统权限的级别。.

3. 发电机组可用容量 是指发电机实际最大可稳定连续发电功率，在一定时间内。

4. 电压波动 指在长时间超过一分钟内，电压幅值相对于额定电压的变化。

5. 接点 是指客户使用配电网或另一配电单位的设备、电网和电厂连接到配电网的连接点。

6. 国家电力调度中心 是指负责国家电力系统发电、输电和配电过程指挥和控制的单位，包括以下调度级别：

a) 国家级调度；

b) 区域级调度。

7. 是根据越南法律规定拥有一个或多个发电厂的组织或个人。 是指拥有一个或多个连接到配电网的发电厂，并获得电力业务许可的电力公司。

8. 供电单位 是指获得电力业务许可从事配电和售电业务的电力公司，包括：

a) 国家电网公司；

b) 省级电力公司（以下简称省电力公司），隶属于省级电力总公司。

9. 配售电单位 是指获得电力业务许可从事配电和零售电业务，从配电单位购买批发电以向用户零售电的电力公司。

10. 输电企业 是指获得电力业务许可从事输电业务，负责管理国家输电网运行的电力公司。

11. 接地系数 是指发生单相或两相接地短路时，故障相未受影响的相电压值与故障前该相电压值之比（适用于单相或两相接地短路）。

12. 配电系统 是由配电网和连接到配电网的发电厂组成的电力系统。

13. 计量系统 是由计量设备和电路集成组成的系统，用于测量和确定通过计量点的电能数量。

14. SCADA系统 （Supervisory Control And Data Acquisition）是指用于监控、控制和操作电力系统的数据采集系统。

15. 用电客户 是指从配电网购电自用而不转售给其他组织或个人的组织或个人。

16. 使用配电网的用电客户 是指拥有连接到配电网的电气设备，使用配电服务的组织或个人，包括：

a) 发电厂；

b) 配电和零售售电企业；

c) 用电客户。

17. 大型配网用户 是指使用配电网的用户，包括：

a) 拥有3兆瓦及以上规模发电厂的发电单位；

b) 平均每月用电量达到100万千瓦时及以上的用户。

18. 配网用户自有变电站 是指拥有中压和110千伏等级的变电站和独立电网，连接到配电网的用户。

19. 调度命令 是指实时指挥、控制电力系统运行模式的指令。

20. 配电网 是指包括电压等级至110千伏的线路和变电站的部分电网。

21. 输电网 是指包括电压等级高于110千伏的线路和变电站的部分电网。

22. 典型日 是指根据工业和贸易部发布的负荷用电研究内容、方法、程序和流程规定，选择具有典型用电模式的一天。典型日包括工作日、周末日和节假日（如有）的年、月和周。

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

24. 减载 是指在电力系统故障或局部短期过载情况下，为确保电力系统安全运行而将负载从电网切除的过程，通过自动减载系统或调度命令执行。

25. 偶次谐波 是指频率是基本频率倍数的正弦电压和电流波形。

26. RTU/网关终端设备 是指安装在变电站或发电厂的设备，用于收集并向SCADA系统的控制中心传输数据。

27. 断开连接 是指将用户的电网或设备从配电网断开的操作，断开点位于连接点。

28. 连接协议 是指配电单位与拥有独立变电站的配网用户之间就将用户设备连接到配电网达成的书面协议。

29. IEC标准 是指国际电工委员会制定的电气技术标准。

30. 变电站 是指变电站、开关站或补偿站。

31. 控制中心 是指配备了信息技术和通信基础设施，能够远程监控一组发电厂、一组变电站或电网上的开关设备的中心。

第二章

配电系统运行要求

节 1

技术要求

条 4. 频率

国家电网系统的额定频率为50赫兹。在正常情况下，系统频率可在额定频率的±0.2赫兹范围内波动。对于尚未稳定的电力系统，其频率可在额定频率的±0.5赫兹范围内波动。

条 5. 电压

1. 分配电网中的额定电压等级

分配电网中的额定电压等级包括110千伏、35千伏、22千伏、15千伏、10千伏、06千伏和0.4千伏。

2. 在正常运行模式下，允许连接点处的运行电压相对于额定电压波动如下：

a) 对于与用电客户相连的连接点，允许波动±05％；

b) 对于与发电厂相连的连接点，允许波动+10％和-05％；

c) 如果发电厂和用电客户连接到分配电网的同一母线上，则连接点处的电压由负责该区域电网运行管理的分配电网单位决定，以确保符合分配电网运行的技术要求，并保证用电客户的电压质量。

3. 在单一故障或故障后恢复稳定运行的过程中，允许受影响用电客户的连接点处的电压波动范围为额定电压的+05％和-10％。

4. 在严重传输系统故障或故障恢复期间，允许电压波动范围为额定电压的±10％。

5. 如果用电客户对分配电网的电压质量有高于本条款第2款规定的要求，用电客户可以与分配电网单位或分配和零售电单位协商。

条 6. 相平衡

在正常工作状态下，相电压中的逆序分量不得超过110千伏额定电压的03％或中低压额定电压的05％。

条 7. 电压谐波

1. 总谐波失真（THD）是谐波电压有效值与基波电压有效值之比（以百分比表示），计算公式如下：

其中：

a) THD：总谐波失真；

b) V_送：第i次谐波电压的有效值，N为需要评估的最高次谐波；

c) V₁：基波电压的有效值（50赫兹）。

2. 所有连接点处的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. 允许分配电网中的电压尖峰在短时间内超过本条第2款规定的总谐波失真限度，但不得损坏电网设备。

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过表2规定的限制：

表2：允许的电压闪烁水平

其中：

a) 短期电压闪烁水平（P_st）是在10分钟内使用符合IEC868标准的测量设备测得的值。P_st95% 是一个阈值，使得在至少一周的时间内，在95％的测量时间和95％的测量位置，P_st 不会超过此值；_st b) 长期电压闪烁水平（P

lt_{）是从连续12个P}测量结果（持续时间2小时）计算得出，公式如下：_st 使得在至少一周的时间内，在95％的测量时间和95％的测量位置，P

P_lt95% 是一个阈值，使得在至少一周的时间内，在95％的测量时间和95％的测量位置，P_{）是从连续12个P} 不会超过此值。_{）是从连续12个P} 2. 在中压和低压连接点处，短期闪烁水平（P

）不得超过0.9，长期闪烁水平（P_st）不得超过0.7，按照IEC1000-3-7标准。_{）是从连续12个P}不得超过0.7，按照IEC1000-3-7标准。

条9. 短路电流和故障排除时间

1. 允许的最大短路电流和主保护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主保护的最大故障排除时间

2. 对于向人口密集的城市区域供电的中压电网，且线路分段多、难以协调电网内断路器之间的保护配合时，允许在某些断路器位置的主保护故障排除时间超过本条第1款规定的值，但不得超过1秒（s），并确保设备和电网的安全。

3. 供电单位必须通知用户在连接点处允许的最大短路电流值，以便大型用户在电网投资和安装设备过程中进行配合。

条10. 接地方式

1. 配电系统中的中性点接地方式规定在表4中如下：

表4. 接地方式

2. 如果配电系统中的中性点接地方式与本条第1款的规定不同，则必须获得国家电力调度机构的书面同意。

条11. 接地故障系数

配电网络的接地故障系数不得超过1.4（对于直接接地的中性点）和1.7（对于不接地或通过电阻接地的中性点）。

节

供电可靠性和电能损失

条12. 配电网络供电可靠性指标

1. 配电网络供电可靠性指标包括：

a) 配电网络平均停电持续时间指数（SAIDI）；

b) 配电网络平均停电次数指数（SAIFI）；

c) 配电网络瞬时停电次数指数（MAIFI）。

2. 配电网络的可靠性指标计算如下：

a) SAIDI通过将客户和购电单位在一个月t内所有超过5分钟的停电总时间除以受影响的客户和购电单位总数来计算，公式如下：

其中：

- T_送： 第i次停电持续时间（仅考虑超过5分钟的停电）；

- K_送： 第i次停电影响的客户和购电单位总数；

- n：一个月t内所有超过5分钟的停电次数；

- K_负责人： 该月t内的客户和购电单位总数；

- SAIDI_负责人 （分钟）：该月t内配电网络平均停电持续时间指数；

- SAIDI_医 （分钟）：年内y配电网络平均停电持续时间指数。

b) SAIFI通过将客户和购电单位在一个月t内所有超过5分钟的停电次数除以受影响的客户和购电单位总数来计算，公式如下：

其中：

- n：一个月t内所有超过5分钟的停电次数；

- K_送： 第i次停电影响的客户和购电单位总数；

- K_负责人： 该月t内的客户和购电单位总数；

- SAIFI_负责人： 该月t内配电网络平均停电次数指数；

- SAIFI_医： 年内y配电网络平均停电次数指数。

c) MAIFI通过将客户和购电单位在一个月t内所有瞬时停电（持续时间不超过5分钟）次数除以受影响的客户和购电单位总数来计算，公式如下：

其中：

- n：一个月t内所有瞬时停电次数；

- K_送： 第i次瞬时停电影响的客户和购电单位总数；

- K_负责人： 该月t内的客户和购电单位总数；

- MAIFI_负责人： 该月t内配电网络瞬时停电次数指数；

- MAIFI_医： 年内y配电网络瞬时停电次数指数。

条13. 供电可靠性指标体系

1. 供电可靠性通过两个指标体系进行统计和评估，包括“全口径供电可靠性”和“配电网供电可靠性”。每个供电可靠性指标体系包含SAIDI、SAIFI和MAIFI三个指标，按照本通知第十二条的规定确定。

2. “全口径供电可靠性”指标用于评估向购电客户提供的电力质量，并根据本通知第十二条的规定计算，不考虑以下原因导致的停电情况：

a) 客户请求配电网络断电；

b) 客户使用的配电网络设备不符合技术安全要求，无法恢复供电；

c) 由于客户使用的配电网络设备故障；

d) 由于不可抗力或超出配电单位控制范围的原因，或者客户违反法律规定的行为，依据工业和贸易部发布的停减供条件和程序规定。

3. “配电网供电可靠性”指标是衡量配电单位运营效果的一个指标，根据本通知第十二条的规定计算，不考虑以下原因导致的停电情况：

a) 第二款规定的各种情形；

b) 由输电系统停电引起；

c) 根据有权调度机构的指令切除负荷；

d) 在运行过程中可能严重危及人身和设备安全的情况下切断电源。

条14. 配电网电能损耗

配电网电能损耗包括：

1. 技术性电能损耗是由配电线路和设备的物理特性引起的电能损耗。

2. 非技术性电能损耗是由管理经营过程中的因素而非配电线路和设备的物理特性引起的电能损耗。

条15. 供电可靠性指标和年度电能损耗审批程序

1. 每年11月15日前，越南电力集团负责制定下一年度各配电单位的供电可靠性和电能损耗计划，提交电力监管局审查批准。

2. 每年12月15日前，电力监管局批准各配电单位的供电可靠性和电能损耗指标，作为计算配电成本的基础。

节 3

客户服务质量要求

条16. 客户服务指标

1. 客户新接入或调整接入时间以及签订接入协议的时间。

2. 停电或减少供电的通知时间。

3. 客户书面投诉回复的质量，根据以下标准评价：

a) 回复客户书面投诉的清晰程度体现在回复内容中，必须包括以下内容：

- 是否接受客户的投诉；

- 对于接受的投诉，明确解决方案；

- 对于未接受的投诉，配电单位或配电售电单位必须说明理由并指导客户具体处理方式；

- 提供其他必要信息，帮助客户评估解决方案。

b) 在本通知第十七条第二款c项规定的时间内，客户投诉书面回复的比例。

4. 客户电话投诉接收质量，根据在本通知第十七条第二款d项规定时间内接收到的客户电话比例来评价。

条17. 客户服务质量要求

1. 供电单位、售电和零售电力单位必须组织、维持并更新信息系统，以记录所有来自客户的书面或电话形式的建议和投诉。

2. 客户服务质量要求如下：

a) 自收到完整的、符合规定的接网申请文件之日起，审查和签署接网协议的时间；

b) 根据工业和贸易部发布的停止或减少供电条件和程序规定的通知，停止或减少供电的通知时间；

c) 对客户书面建议和投诉的答复质量：超过95%的书面答复内容清晰，并在五个工作日内遵守法律规定；

d) 接听客户电话投诉的质量：超过80%的客户来电在三十秒内被接听。

第三章

电力系统配电负荷预测

条18. 配电网负荷预测的一般规定

1. 配电网负荷预测是对从配电网获得电力供应的所有负荷进行的预测，不包括有独立电源的负荷。配电网负荷预测是制定年度配电网投资发展计划、配电网运行计划、国家电力系统运行计划和电力市场运行计划的基础。

2. 配电网负荷预测包括年负荷预测、月负荷预测和周负荷预测。

3. 负责配电网负荷预测的责任

a) 售电和零售电力单位、使用配电网的大用户有责任向供电单位提供其负荷预测数据，包括整个单位的综合负荷预测数据和每个接网点的负荷需求；

b) 省级电力公司负责在其管理范围内对配电网负荷进行预测，包括与输电网连接点的负荷预测；

c) 总公司负责在其管理范围内对配电网负荷进行预测，包括所有与输电网连接点的负荷预测，基于省级电力公司的负荷预测结果和使用配电网的大用户的负荷预测数据。

4. 总公司负责执行负荷研究以支持负荷预测，并根据工业和贸易部发布的电力负荷研究内容、方法、程序和手续的规定计算零售电价。

5. 电力监管局负责组织建立和发布国家电力系统负荷预测流程。

条19. 年度负荷预测

1. 用于年度负荷预测的信息和数据包括：

a) 经批准的省、直辖市电力发展规划中的负荷预测数据；

b) 电价因素、人口增长率、所在地区供电单位的经济发展趋势和其他相关经济和社会因素；

c) 最近五年内的负荷需求变化情况；

d) 当前负荷在未来几年的增长需求预测；

đ) 新负荷、项目和已规划并计划投入运营的工业园区的需求；

e) 节能计划、需求侧管理和降低电力损耗措施；

g) 每个接网点与其他供电单位电网之间的购电量和售电量；

h) 进出口电量（如有）；

i) 影响负荷需求的社会因素和事件。

2. 年度负荷预测的结果

a) 第一年

- 整个供电单位和每个接网点的月度电量和最大功率预测数据；

- 整个供电单位和每个接网点的典型日负荷曲线图。

b) 接下来的四年

- 整个供电单位和每个接网点的年度电量和最大功率预测数据；

- 整个供电单位和每个接网点的典型日负荷曲线图。

3. 提供信息以支持负荷预测的责任

a) 月平均用电量达到或超过100万千瓦时的大用户有责任提供以下信息：

- 当前的典型日负荷曲线图；

- 下一年每月的最大功率和用电量预计登记数据；未来四年每年的最大功率和用电量预计登记数据；

- 补充的电网参数、断路器和保护设备布置图，直接连接或影响配电网的设备。

b) 使用配电网并拥有发电机组的大用户有责任提供以下信息：

- 可以输送到配电网的月发电量和功率预测；

- 新发电机组的技术参数及其在未来五年内的投运进度。

c) 售电和零售电力单位有责任提供以下信息：

- 过去五年中各组成部分的总客户数和统计电量；

- 各组成部分客户在未来五年的功率和电量需求预测；

- 下一年接网点的典型月负荷曲线图；

- 补充的电网参数、断路器和保护设备布置图，直接连接或影响配电网的设备。

d) 与电网公司其他配电单位连接的配电单位，必须在每月提供关于连接点的最大功率和预计交割量的信息；在接下来的四年中每年提供关于连接点的最大功率和预计交割量的信息。

4. 执行程序

a) 每年7月1日前，本条第3款规定的对象须向配电单位提供信息，以编制下一年度及未来四年的电力负荷需求预测；

b) 每年8月1日前，电力总公司须完成根据本条第2款规定进行的年度电力负荷需求预测结果，并提供给国家电力系统调度单位。

第二十条 月度电力负荷需求预测

一、用于月度电力负荷需求预测的信息和数据 a) 年度电力负荷需求预测结果；

b) 上一年同期的用电量统计数据、日最高负荷和夜最高负荷的数据；

c) 其他必要信息。

二、月度电力负荷需求预测结果

a) 配电单位整体及各并网点每周的最大负荷和用电量；

b) 通过配电单位电网与国外购售电点每周的最大负荷和交割电量；

c) 使用配电网的大客户每周的最大负荷和交割电量；

d) 配电单位整体每周的工作日、休息日、节假日典型曲线图。

三、使用配电网的大客户有责任在以下情况下向配电单位提供下个月并网点的用电量预测和最大负荷预测：

a) 用电量与年度电力负荷需求预测中的相应月份数据相差超过2兆瓦；

b) 发电单位的发电量与年度电力负荷需求预测中的相应月份预期发电量相差超过1兆瓦。

4. 执行程序

a) 每月15日前，使用配电网的大客户须按本条第3款的规定向配电单位提供信息，以服务下一个月的电力负荷需求预测；

b) 每月20日前，电力总公司须完成下一个月的电力负荷需求预测，并通知国家电力系统调度单位。

第二十一条 周度电力负荷需求预测

一、周度电力负荷需求预测结果包括以下参数：

a) 配电单位整体及各并网点每日的最大负荷和用电量；

b) 通过配电单位电网与国外购售电点每日的最大负荷和交割电量；

c) 配电单位整体每周每日的负荷曲线图。

二、每周三上午10点前，电力总公司须完成并向国家电力系统调度单位提供未来两周的电力负荷需求预测，以便制定未来两周的操作方式。

第四章 实施细则

配电网络发展投资计划

条22. 关于配电网络发展投资计划的通用规定

1. 每年，电力总公司负责制定在其管理范围内用于下一年度及随后两年的发展配电网络投资计划。

2. 年度配电网络发展投资计划应基于以下基础制定：

a) 当年的电力负荷需求预测结果；

b) 符合已经批准的省级或中央直辖市电力发展规划和已签署的并网协议。

条23. 配电网络年度发展投资计划的要求

1. 确保为现有客户和预计新客户的电力需求提供服务，并将新的电源接入配电网络。

2. 满足本通则第二章规定的配电系统运行要求。

3. 提出详细项目清单及其投入运营的时间表，以及下一年度需要投资的配电网络项目的总规模，包括后续两年的各项目类别。

4. 提出需要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项目进度的要求。

条24. 配电网络发展投资计划的内容

配电网络发展投资计划主要包括以下内容：

1. 对当前配电网络状况进行评估。

2. 根据本通则第19条规定，对未来四年内每年的电力负荷需求进行预测。

3. 对上一个年度已经批准的配电网络建设项目实施情况进行评估。

4. 新的大用户并网点清单，附带已同意的并网点预测。

5. 包括但不限于以下计算分析和选择最优电网结构方案：

a) 配电网络运行模式计算；

b) 中压母线短路电流计算；

c) 分配网络电压损耗计算；

d) 分配网络能量损耗计算；

e) 补偿无功功率计算；

f) 实施分配网络无功补偿计划。

6. 下一年度新建或改造的线路和变电站项目清单，以及根据电压等级和项目类别，未来两年内新建和改造分配网络的总投资量，按照本通则附件1的规定。

7. 按照电压等级汇总新建和改造分配网络的投资总额。

条25. 配电网络发展投资计划的审批程序

1. 每年9月15日前，电力总公司负责制定包含本通则第24条规定内容的年度配电网络发展投资计划，并向越南电力集团报告以获得通过。

2. 每年10月1日前，电力总公司负责将已经获得越南电力集团通过的年度配电网络发展投资计划提交给电力监管局。

3. 每年10月15日前，电力监管局负责组织审查并批准电力总公司的配电网络发展投资计划，以确保配电系统的安全运行，支持经济发展和社会进步，并建立电价。

第五章

并入分配电网

节 1

基本原则

条 26. 连接点

1. 分配电系统中的连接点包括：

a) 客户将自有的设备、电网和发电厂接入配电电网的连接点；

b) 两个配电单位之间的设备和电网的连接点；

c) 客户将自有的用电设备接入配电电网并由售电单位销售电力的连接点。

2. 连接点必须通过详细的图纸、图表和说明在连接协议或购售电合同中描述。

条 27. 财产划分界限和管理运行

1. 配电单位或配电和售电单位与使用配电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资产必须详细列出，并附有相关的图纸和图表，在连接协议或购售电合同中。

3. 资产属于哪一方，该方就负责按照法律规定标准进行投资、建设、管理和运行，除非另有约定。

条 28. 遵守电力发展规划

1. 新建变电站、电网和发电厂接入配电电网的方案必须符合国家有关部门批准的电力发展规划。

2. 如果客户的接入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电网的客户，以便根据工业和贸易部发布的关于制定、审查、批准和调整电力发展规划的内容、程序和手续的规定进行规划调整。

条 29. 遵守接入要求和配合实施接入的责任

1. 配电单位和使用配电电网的客户有责任遵守本通知规定的设备接入要求。

2. 配电单位有责任配合实施客户的合法接入申请。接入和调整接入必须满足本章第2节规定的接入设备技术要求。

3. 如果使用配电电网的客户的接入点设备无法满足技术要求和配电电网的运行要求，配电单位有责任通知并配合客户采取补救措施。使用配电电网的客户必须承担所有补救措施的成本。

4. 配电单位有责任制定内部流程执行相关工作内容，与客户合作以缩短连接协议的执行时间，为客户提供接入服务。

节

对接入设备的技术要求

条 30. 对接入电气设备的要求

1. 主要电气连接图必须包括所有位于连接点的中高压电气设备，必须显示客户配电电网与配电电网之间的连接关系。电气设备必须用国家标准符号和图标表示，并按国家电力系统操作规程命名和编号，由工业和贸易部发布。

2. 直接与连接点相连的断路器和配套保护、控制、测量系统必须能够切断连接点最大短路电流，以适应未来十年的电网发展布局。

3. 在发电厂与配电电网之间连接点上操作的断路器必须配备同步检查系统。

条31. 平衡相的要求

在正常工作制度下，客户使用配电网时必须确保其设备不会在连接点产生超过标称电压的3％的逆序相电压分量，对于110千伏电压等级；或不超过标称电压的5％，对于低于110千伏的电压等级。

条32. 谐波电流的要求

1. 负载引起的总谐波电流畸变允许最大值规定如下：

a) 对于中压和低压连接点，功率小于50千瓦：高次谐波电流不得超过负载电流的20％；

b) 对于高压连接点或功率大于等于50千瓦的连接点：高次谐波电流不得超过负载电流的12％。

2. 配电单位在客户使用的配电网连接点测量的总谐波电流畸变值应按照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款第1项规定的值之日起，最迟应在六个月内采取措施以使总谐波电流畸变值符合允许范围。

条33. 电压闪变的要求

连接点处的最大允许电压闪变值应根据本通知条8的规定确定。

条34. 接地方式的要求

1. 使用配电网的客户必须在其电网中采用中性点接地方式，除非另有协议并获得调度机构的同意，应遵循本通知条10的规定。

2. 如果客户从多个方向获取电力供应，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35. 功率因数的要求

使用电力进行生产、经营和服务的客户，如果拥有独立的变电站或者没有独立的变电站但最大使用功率达到40千瓦及以上，有责任保持在计量装置安装点的功率因数（cosj）不低于0.9。

条36. 保护系统的要求

1. 110千伏变电站、输电线和发电厂接入110千伏电网的发电机的继电保护系统必须遵守国家能源局发布的关于发电厂和变电站继电保护及自动化技术要求的规定。

2. 配电单位和拥有独立变电站的客户有责任设计、安装、调整、测试和运行其管理范围内配电网上的保护系统，以满足响应时间和灵敏度等标准和要求，确保配电网的安全可靠运行。

3. 配电单位和拥有独立变电站的客户必须在并网协议中统一保护系统的要求。在并网协议过程中，配电单位、客户和有权调度机构之间必须就保护继电器设备的配置和安装达成一致。

4. 配电单位必须在并网协议过程中向拥有独立变电站的客户提供与客户并网点保护系统直接相关的配电网继电保护系统的参数。有权调度机构负责计算、检查并发布继电保护整定单或通过其控制范围内的配电网整定值，依据国家能源局发布的全国电力系统调度规程。

5. 拥有独立变电站的客户不得擅自安装限制并网点短路电流的设备，除非与配电单位和有权调度机构达成协议。

6. 除本条第1、2、3、4和5款规定的要求外，接入110千伏电压等级的发电厂和拥有独立变电站的客户并网系统还必须满足以下要求：

a) 110千伏输电线将发电厂连接到国家电网，必须有两个通信通道用于传输两端之间的继电保护信号，传输时间不超过20毫秒；

b) 拥有独立变电站并接入110千伏电压等级的客户有责任投资并安装低频减载继电器，按照有权调度机构的计算结果进行安装。

条37. 关于信息系统的要求

1. 连接至配电网的发电厂，其容量达到或超过10兆瓦，或者110千伏变电站必须配备信息系统，并且该系统应与有权调度机构的信息系统相兼容，以支持通信和数据传输在电力系统的运行中。用于调度工作的最低通信手段包括直通线路、电话和传真机，必须保持良好运行状态。

2. 不属于本条第1款规定情况的信息系统要求，由相关单位协商一致，并应在并网协议中明确记载。

3. 配电企业和使用配电网的用户负责在其管理范围内投资、管理和运营信息系统，以确保向有权调度机构提供连续可靠的信息，以便服务于配电网的运行。

4. 有权调度机构和配电企业有责任协调向使用配电网的用户提供所需的数据信息接口，并与客户合作进行信息系统的测试、检查和连接，将客户的系统信息与现有管理范围内的系统信息连接起来，以服务配电网的运行。

条38. 关于SCADA系统连接的要求

1. 连接至配电网的发电厂，其容量达到或超过10兆瓦（不论接入电压等级）以及尚未连接到控制中心的110千伏变电站必须配备具有两个独立物理连接端口的网关或RTU，直接连接到有权调度机构的SCADA系统。对于有多级有权调度机构的发电厂或变电站，各级调度机构有责任共享信息，以配合电力系统的运行。

2. 已连接到控制中心的发电厂，其容量达到或超过10兆瓦，必须配备网关或RTU，其中一个直接连接到有权调度机构的SCADA系统，另一个直接连接到控制中心的控制系统。从控制中心远程操作的110千伏变电站必须配备网关或RTU，具有两个直接连接到控制中心的控制系统。这些发电厂和变电站的SCADA连接信息必须实时连接并共享到有权调度机构的SCADA系统，以服务系统的运行和调度。

3. 不属于本条第1款和第2款规定情况的与有权调度机构SCADA系统的连接要求，由相关单位协商一致并在并网协议中明确记载。在这种情况下，配电企业有责任与有权调度机构协调，在并网协议中统一SCADA系统的连接要求。

4. 配电企业和使用配电网用户的RTU/网关终端设备必须具备技术特性，能够与有权调度机构的SCADA系统连接。

发电厂、变电站的所有者负责在其管理范围内投资、安装、管理和运行RTU/网关终端设备，或租赁服务提供商的数据传输路径，以确保与有权调度机构SCADA系统的持续可靠连接和数据传输。

有权调度机构有责任根据与配电企业、使用配电网用户达成的数据列表协议，将其数据整合到自己的SCADA系统中。配电企业、使用配电网用户有责任在其系统上配置和设置数据库，以确保与有权调度机构SCADA系统的兼容性，并在实施过程中与其合作。

如果有权调度机构的SCADA系统在签订并网协议后因技术变更并经有权机关批准而需要更改或升级其控制系统或配电企业、使用配电网用户的RTU/网关终端设备，有权调度机构、配电企业、使用配电网用户有责任协作执行必要的调整，使客户的设备和配电企业的设备与SCADA系统的变更相兼容。配电企业、使用配电网用户有责任投资和升级其控制系统、RTU/网关终端设备，以确保与有权调度机构SCADA系统的兼容连接。

8. RTU/网关终端设备的技术要求和数据列表要求具体规定在国家能源局发布的关于SCADA系统技术要求和运行管理的规定中。

国家能源局负责组织制定并发布关于SCADA系统技术要求和运行管理的规定。

第39条 关于水电厂和火电厂发电机组接入配电网的要求

1. 对总装机容量超过30兆瓦的电厂发电机组接入配电网，应遵循工业和贸易部发布的《输电系统规定》中的技术要求。

2. 对水电厂和火电厂（包括生物质电厂、生物气电厂和使用固体废物的电厂）总装机容量不超过30兆瓦的发电机组的要求如下：

a) 在49赫兹至51赫兹频率范围内，能够连续输出额定有功功率。在47.5赫兹至49赫兹频率范围内，减少的有功功率不应超过根据系统频率下降要求计算出的值，符合发电机组有功功率与频率关系曲线。维持发电运行时间对应各频率范围的规定见表5：

表5 系统频率范围内维持发电运行的最短时间

b) 接入配电网的发电机组必须能够在0.9（对应发出无功功率模式）到0.95（对应吸收无功功率模式）的功率因数下连续发出和吸收无功功率，并保持在本通知第5条规定的电压偏差范围内；

c) 接入配电网的发电机组必须能够承受系统中规定的不对称电压损失（见本通知第6条），并能够承受零序电流和负序电流，持续时间不少于配电网络相间短路和接地短路保护装置首次断开后的隔离时间；

d) 如果连接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，并设计为在配电网络断路器、自动重合闸设备或分段开关首次断开后立即从配电网中切除发电机组，并在配电网完全恢复之前保持发电机组与配电网隔离；

e) 总装机容量不超过30兆瓦且接入110千伏及以上电压等级配电网的发电厂必须配备调速器，其静态特性系数应在3%至5%范围内，死区范围在±0.05赫兹内。

第40条 关于风电场和光伏电站接入配电网的要求

1. 风电场和光伏电站必须能够在49赫兹至51赫兹频率范围内按以下模式运行：

a) 自由发电模式：根据初级能源（风或太阳）的变化自由发电。

b) 功率控制模式：

风电场和光伏电站必须能够根据调度指令调整有功功率输出，在不超过30秒的时间内，误差范围在±1%额定功率内，具体如下：

- 当初级能源变化等于或大于预测值时，按照调度指令发电；

- 当初级能源变化低于预测值时，以最大可能的功率发电。

2. 风电场和光伏电站任何时候都必须能够维持在表5第39条第2款a项规定的频率运行范围内发电运行的最短时间。

3. 当系统频率高于51赫兹时，风电场和光伏电站必须以不低于每秒1%额定功率的速度降低有功功率。有功功率减少量根据以下公式确定：

其中：

a) ΔP：有功功率减少量（兆瓦）；

b) P_米：减少功率前的有功功率（兆瓦）；

c) f_{||| 农业部门}：减少功率前的系统频率（赫兹）。

4. 风电场和光伏电站接入配电网时，必须具备调节无功功率和电压的能力如下：

a) 当发电厂发出的有功功率大于或等于20%的额定有功功率且电压处于正常运行范围内时，发电厂必须能够在0.95（对应发出无功功率模式）到0.95（对应吸收无功功率模式）的功率因数下连续调节无功功率；

b) 当发电厂发出的有功功率小于20%的额定功率时，发电厂可以相应地减少或增加无功功率的吸收或发出能力，以适应机组特性；

c) 当连接点电压在额定电压的±10%范围内时，发电厂必须能够调节连接点电压，误差不超过±0.5%额定电压（相对于设定电压），在整个允许的工作范围内完成，时间不超过2分钟；

d) 当连接点电压超出额定电压的±10%范围时，发电厂必须能够发出或吸收无功功率（相对于无功功率额定值的比例），至少为连接点电压变化比例的两倍。

5. 风电场和光伏电站任何时候都必须能够维持在连接点电压范围内运行的时间如下：

a) 相电压低于0.3pu（pu为相对单位，表示实际电压值与额定电压值的比例），最低持续时间为0.15秒。

b) 相电压在0.3pu至不足0.9pu之间，最低持续时间按以下公式计算：

其中：

T_{最大下坡纵坡} = 4 x U - 0.6

- T_{最大下坡纵坡} （秒）：发电最低持续时间；

- U（pu）：实际相电压值，以pu为单位。

c) 相电压在0.9pu至不足1.1pu之间，风电场和光伏电站必须保持连续发电运行；

d) 相电压在1.1pu至不足1.15pu之间，风电场和光伏电站在3秒内必须保持连续发电运行；

e) 相电压在1.15pu至不足1.2pu之间，风电场和光伏电站在0.5秒内必须保持连续发电运行。

6. 风电场和光伏电站必须确保在并网点不产生超过1%额定电压的负序电压分量。风电场和光伏电站应能承受并网点负序电压分量达到3%额定电压的水平，对于110kV电压等级，或对于低于110kV电压等级，承受水平达到5%额定电压。

7. 由风电场和光伏电站在并网点产生的总谐波失真不得超过3%。

8. 由风电场和光伏电站在并网点产生的电压闪变不得超过本通知第8条规定的数值。

第四十一 条 光伏电站接入配电网低压系统的并网要求

光伏系统允许接入低压电网，需满足以下要求：

1. 并网容量

a) 光伏系统接入变电站低压侧的总装机容量不得超过该变电站装机容量的30%；

b) 装机容量不超过3kVA的光伏系统可接入单相或三相低压电网；

c) 装机容量在3kVA至100kVA之间（但不超过接入变电站低压侧的装机容量的30%）的光伏系统可接入三相低压电网。

2. 光伏系统必须能够在频率范围49Hz至51Hz内保持连续发电运行。当系统频率超出49Hz至51Hz范围时，光伏系统必须能够至少保持0.2秒的发电运行。

3. 光伏系统必须能够在并网点电压处于额定电压的85%至110%范围内保持连续发电运行。当并网点电压超出85%至110%额定电压范围时，光伏系统必须能够至少保持2秒的发电运行。

4. 光伏系统不得使直流电流注入配电网超过并网点额定电流的0.5%。

5. 光伏系统必须配备保护设备，确保故障排除和安全运行。对于装机容量10kVA及以上的光伏系统，并网申请方须与供电单位就保护系统的要求达成一致。

6. 光伏系统接入低压电网必须符合本通知第五条、第六条、第七条、第八条和第十条关于电压、平衡、谐波、闪变和接地的规定。

条42. 控制中心的技术要求

1. 通用技术要求

a) 安装在控制中心的监控、控制系统和远程通信系统必须配备设备，以确保由控制中心执行的发电厂和变电站的安全可靠运行；

b) 控制中心的监控、控制系统必须具有技术特性兼容性，并确保发电厂和变电站的数据传输到有权调度的SCADA系统的稳定、可靠和连续；

c) 控制中心必须配备备用电源，以确保在国家电网断电的情况下正常运行。

2. 连接要求

a) 信息系统的连接要求

- 必须有两条独立的数据线路连接到有权调度的调度系统的信息系统。如果有多个有权调度级别，各调度级别必须负责统一信息共享方式；

- 必须有两条数据线路连接到由控制中心远程控制的发电厂和变电站的控制系统和信息系统；

- 至少包括直通电话、电话、传真和计算机网络在内的通信工具必须正常工作。

b) SCADA系统的连接要求

- 必须有两个直接、同时且物理上独立的端口连接到有权调度的SCADA系统。如果有多个有权调度级别，各调度级别必须负责信息共享；

- 必须有两个端口连接到由控制中心远程控制的发电厂和变电站的RTU/网关终端设备、控制系统和开关设备。

c) 控制中心必须配备监视屏幕并连接到发电厂和变电站的安全摄像头系统，将图像传送到控制中心。

3. 由控制中心远程控制的发电厂和变电站必须配备监控、控制系统、摄像头和远程通信系统，以与控制中心稳定、可靠和连续地传输和连接数据，符合本条第1款和第2款的要求。

节 3

接入程序和手续

条43. 接入申请文件

1. 对于接入低压三相配电网的新接入或现有接入变更需求，配电用户必须向配电单位提交本通知附录2A规定的文件。

2. 对于中压和110千伏接入的新接入或现有接入变更需求，配电用户必须向配电单位提交以下文件：

a) 符合本通知附录2B、2C、2D规定的相应接入登记信息；

b) 接入点后的主要电气设备原理图；

c) 计划接入或现有接入点变更的设备技术资料，项目预计完成时间，新接入或现有接入变更项目的技术数据。

条44. 协商中压和110千伏并网的程序

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) 审查与拟在并网点安装的电气设备相关的请求；

b) 主持评估客户并网设备、电网、发电厂对配电网的影响，包括现有线路和变电站的承载能力；对短路电流的影响；并网后配电网电能质量的影响；保护系统协调工作；

c) 征求有权调度机构的意见，关于并网对电力系统的影响，连接到调度机构信息系统的请求，以及调度机构对继电器保护、自动化的要求，并网点设备的技术要求；

d) 制定并协商包含并网点客户电网接入配电网的技术参数和平面图，作为正式并网协议使用的单线图；

đ) 根据本通知附件3规定的条款起草并网协议，并发送给申请并网的客户；

3. 申请并网的客户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. 并网协议应制作成五份，每方保留两份，一份送交有权调度机构；

5. 如果无法达成并网方案协议，供电单位有责任书面通知客户并向电力监管局报告未能统一并网方案的原因；

条45. 审查和签署并网协议的时间期限

1. 对于使用配电网并在110千伏电压等级申请并网的用户以及拥有发电机组并申请接入中压电网的用户，审查和签署并网协议的时间期限规定如下表6所示：

表6. 审查和签署并网协议的时间期限

2. 对于拥有独立变电站并接入中压电网的用电客户：自收到客户完整合法文件之日起4个工作日内，供电单位或供电及售电单位有责任与拥有独立变电站并接入中压电网的用电客户进行审查、协商并签署并网协议。

第四节

实施配电网用户的并网

使用配电网的用户

条 46. 接近连接点设备的权利

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，接触客户在其连接点管理范围内的设备。

2. 使用配电网络的客户有权在建设、安装、更换、拆除、检查、试验、维护和运行这些设备的过程中，接触供电单位在其连接点管理范围内的设备。

3. 供电单位和使用配电网络的客户有责任为各方执行本条第1款和第2款规定的权利创造条件。

条 47. 向使用配电网络的客户和在中压等级接入发电机组的客户提供连接点送电条件检查文件

1. 在预计连接点送电日前，申请接入的客户必须向供电单位提供一份文件，并向具有控制权的调度级别提供一份文件，以供全面检查连接点送电条件（包括客户申请接入确认的技术文件和经公证的法律文件副本），包括：

a) 符合TCVN或越南认可的国际标准并满足本章第二节规定的连接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；

b) 经批准的设计技术文件及其修改补充（如有）与初始设计相比，包括以下文件：

- 总说明，电气设备布置平面图；

- 主接线图，一次接线图；

- 原理图，保护和控制系统设计，明确断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、隔离开关、断路器联动逻辑电路的状态；

- 其他相关图纸（如有）。

c) 技术参数和运行管理文件，包括以下文件：

- 安装设备的技术参数，包括连接线路的技术参数；

- 发电机组励磁系统和调速系统的技术文件；

- 保护和自动装置整定值指导文件，专用通信和整定软件，从连接点到客户的保护整定值；

- 制造商提供的设备操作指南和其他相关技术文件。

d) 预计试运行、送电和运行计划。

2. 除非另有约定，申请接入的客户应在下列期限内提供本条第1款规定的全部文件：

a) 至少在首次启动发电厂试运行前两个月；

b) 至少在首次启动输电线路和变电站试运行前一个月（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，最迟20个工作日内，对于发电机组送电文件，或者自收到所有文件之日起，最迟15个工作日内，对于输电线路和变电站送电文件，供电单位和具有控制权的调度级别应将以下文件发送给申请接入的客户：

a) 设备编号图；

b) 对客户从连接点到客户方向的保护继电器整定值的要求；由具有控制权的调度级别发布的客户申请接入的保护继电器整定表及相关整定值；

c) 对设备试验和校准的要求；

d) 对调度指令接收方式的要求；

e) 为调度服务的信息通信系统建立要求；

f) 系统SCADA数据收集和传输要求（如有）；

g) 自动控制方式（如有）；

h) 预期送电方式；

i) 与国家电力系统、配电系统运行和协调运行相关的程序清单；

j) 相关人员名单及操作员联系方式，包括电话号码和传真号码。

4. 在预计连接点送电日前至少10个工作日内，申请接入的客户必须向供电单位和具有控制权的调度级别提供以下内容：

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、运行连接设备的责任划分协议；

c) 关于连接设备安全运行的内部规定；

d) 客户操作员名单，包括姓名、专业职务、职责以及联系方式，包括电话号码和传真号码。

第四十八条 提供并网接入点供电条件检查档案资料 对于使用独立变电站并入中压电网的电力用户

一、在预计并网日期前，申请并网的用户应向配电单位提交一份用于检查并网接入点供电条件的档案资料（包括经申请人确认的技术文件和经公证的法律文件副本），包括：

（一）经批准的设计文件及其修改补充文件（如有）与初始设计相比，包括总体说明、主要接线图、电气设备布置平面图、保护和控制系统的原理图及相关其他图纸和技术设备参数；

（二）制造商提供的运行和管理设备指南；

（三）符合中国国家标准或被越南认可的国际标准，并满足本章第二节规定的并网设备技术要求的线路和变电站接入配电网的部分验收和全部验收记录；

（四）预计的试运行和运行时间表。

二、收到所有文件后，配电单位有责任向申请并网的用户提供以下文件：

a) 设备编号图；

b) 对客户从连接点到客户方向的保护继电器整定值的要求；由具有控制权的调度级别发布的客户申请接入的保护继电器整定表及相关整定值；

c) 对设备试验和校准的要求；

d) 对调度指令接收方式的要求；

e) 为调度服务的信息通信系统建立要求；

f) 系统SCADA数据收集和传输要求（如有）；

g) 自动控制方式（如有）；

h) 预期送电方式；

i) 与国家电力系统、配电系统运行和协调运行相关的程序清单；

（九）相关工作人员和操作员名单，附带联系电话和传真号码。

三、在预计首次并网和试运行日期前，申请并网的用户必须向配电单位提供以下内容：

（一）电气设备试运行和运行时间表；

b) 双方关于管理、运行连接设备的责任划分协议；

c) 关于连接设备安全运行的内部规定；

（四）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。

第四十九条 并网接入点供电条件检查

一、申请并网的用户负责与配电单位商定实际检查日期。

二、如果配电单位通知并网接入点或用户的关联设备尚未达到并网条件，则申请并网的用户必须根据要求调整、补充或更换设备，并重新与配电单位协商下一次检查的时间。

三、配电单位负责主持并与调度机构协调，与用户就并网接入点供电条件检查程序达成一致。

四、配电单位和调度机构（如有）必须与申请并网的用户签署并网接入点供电条件检查记录。

第五十条 并网接入点供电

一、在获得并网接入点供电条件检查记录后，申请并网的用户有责任向配电单位和调度机构提交并网接入点供电登记文本，并附上以下文件：

（一）确认工程符合法律和技术条件的文件：

- 并网范围内的设备已试验并检查符合运行技术和并网点技术要求；

- 计量系统已完成，电能表读数已锁定；

- 已签订购电合同（如有）；

- 按照建设领域法律法规规定完成的工程验收档案。

（二）确认工程符合调度和运行条件的文件：

- 主要设备已按调度机构发布的主接线图正确编号；

- 继电保护系统已按调度机构的要求正确整定；

- 操作人员已按照国家能源局发布的电力系统调度规程进行培训、考核并获得操作证书和职务认证；

- 调度通信工具（直通电话、电话、传真）运行良好；

- 完成与SCADA系统和调度机构信息系统的充分连接和信号传输（如有）。

二、自收到并网登记文本之日起三个工作日内，调度机构有责任主持并与配电单位合作，通知申请并网的用户关于并网接入点供电的时间和方式。

三、配电单位和使用配电网的电力用户有责任按照调度机构通知的方式执行并网接入点供电。

条51. 试验、验收程序以投入运行连接点后的设备

1. 对于使用配电网并网的用户在110千伏电压等级和发电单位在中压电压等级并网的发电机组：

a) 在连接点后设备投入运行试验期间，申请并网的用户应指派运行人员值班，并将值班人员名单及其联系电话、传真号码告知供电单位和有权调度机构，以便必要时进行协调操作；

b) 在试运行验收期间，申请并网的用户有责任与供电单位和有权调度机构合作，确保运行参数符合连接点的技术要求，在本章第2节规定的范围内；

c) 完成试运行验收后，申请并网的用户必须确认连接点上各电气设备、线路、变电站和发电机组的实际运行参数。如果连接点上的运行参数未达到本章第2节规定的技术要求，由用户的电网或电气设备引起，则供电单位有权将用户的电厂或电网从配电网中分离出来，并要求用户采取补救措施；

本章由本通知第48条规定的用户申请并网的配电网接入点的送电试验、验收和正式送电程序。在试运行验收和正式运行过程中，使用配电网的用户必须遵守工业和贸易部发布的国家电力系统调度规程及相关规定。

2. 对于拥有独立变电站并入中压电网的用电客户：自收到用电客户申请并网的中压电网接入点合格送电文件之日起六个工作日内，供电单位有责任与客户合作完成送电试验、验收和正式送电程序。

条52. 检查和监督并网设备的运行

1. 使用配电网的用户负责运行设备，确保符合本通知规定的运行技术要求和连接点的技术要求。如果用户的电气设备运行参数不符合运行技术要求和连接点的技术要求，供电单位有权要求用户对其管理范围内的设备进行检查和重新测试，以确定原因并采取补救措施。

2. 如果双方对检查结果和违规原因无法达成一致，双方必须就检查范围达成协议，使用户能够聘请独立测试单位进行再次检查和测试。如果独立测试单位的结果显示违规是由用户的设备引起的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中分离出来。

3. 使用配电网的用户必须承担补充检查和测试费用，如果检查结果显示用户的设备违反了运行技术要求和连接点的技术要求。供电单位必须承担补充检查和测试费用，如果检查结果显示用户的设备没有违反运行技术要求和连接点的技术要求。

4. 在检查并网设备以确定违反连接点技术要求之前，供电单位必须提前通知使用配电网的用户和有权调度机构检查时间及检查人员名单。如果检查可能导致用户停电，供电单位必须至少提前五天通知使用配电网的用户和有权调度机构。拥有独立变电站的使用配电网的用户有责任配合并提供必要的条件以执行检查工作。

5. 在检查过程中，供电单位可以在并网设备上安装电能计量和检查设备，但不得影响发电厂、电网和使用配电网用户的电气设备的安全运行。

在运行过程中，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有权调度机构、拥有独立变电站的使用配电网用户，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。如果在要求的修复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51条的规定重新试验并投入运行连接点后的设备。

6. 在运行过程中，如果在并网点发现由于客户拥有的设备导致系统运行安全存在风险，供电单位必须立即通知有权调度的调度机构和使用配电网且拥有变电站的用户，并要求修复时间以消除系统运行安全的风险。如果在规定修复时间内技术原因仍未解决，供电单位有权断开并网点并向客户通报。客户必须按照本通知第51条的规定重新进行试验，以便重新投入并网点后的设备运行。

第五十三条 替换、安装接入点设备

一、客户使用配电网并设有独立变电站，计划替换或升级连接设备，安装新的可能影响配电网安全、可靠和连续供电的电气设备时，客户必须与配电单位协商这些变更，并将变更内容补充到连接协议中。

二、对于未批准使用配电网并设有独立变电站客户的提议，配电单位应以书面形式向客户通报对新拟更换设备的其他必要要求。

三、所有在接入点进行的替换设备均须按照本通知第四十七条至第五十一条的规定进行检查、测试和验收。

第五十四条 客户用电接入低压电网的实施

一、用于生活目的的用电

自收到客户完整有效申请材料之日起七个工作日内，配电单位或配电及售电单位有责任与客户签订合同并提供电力。

二、用于非生活目的的用电

a) 自收到客户完整有效申请材料之日起三个工作日内，配电单位或配电及售电单位有责任进行检查、勘测并制定供电方案；

b) 自完成勘测和制定供电方案之日起五个工作日内，配电单位或配电及售电单位有责任与客户签订合同并提供电力。

三、若无法为客户提供电力，配电单位或配电及售电单位有责任通知客户，其中需明确原因并附地方商务局的确认。

节5

准备接入点断路器对配电单位的电气设备

第五十五条 向调度机构提供检查接入点断路器条件所需的文件

一、在预计接入点断路器合闸日前，配电单位有责任向有权调度机构提供一套用于检查接入点断路器合闸条件的文件（包括经配电单位确认的技术资料和经公证的法律文件副本），包括：

a) 主接线图、一次接线图、电气设备布置平面图；

b) 保护和控制系统的原理图和设计图，显示断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、隔离开关、断路器联动逻辑操作回路的状态；

c) 其他相关图纸（如有）；

d) 保护和自动装置整定指导文件以及专用通信和整定软件；

e) 设备安装技术资料，包括接入线路的技术参数；

f) 预计试运行、合闸和运行时间表。

二、最迟在预计首次投入运行前一个月，配电单位有责任提供本条第一款规定的全部文件，除非另有约定。

三、自收到文件之日起十五个工作日内，有权调度机构有责任向配电单位发送以下文件：

a) 设备编号图；

b) 调度指令接收方式的要求；

c) 根据国家工业和信息化部发布的国家电力系统调度规程发布保护装置整定单或通过保护装置整定值；

d) 设备试验和校准要求；

e) 为调度服务的信息通信系统建立要求；

e) SCADA系统连接和运行要求；

g) 预计合闸方式；

h) 相关人员名单及操作员联系方式，包括电话和传真号码。

四、在接入点断路器合闸日前至少七个工作日，配电单位必须与有权调度机构就试运行和设备操作日程达成一致。

条 56. 合上连接点对配电单位的电气设备

1. 配电单位有责任向有权调度机构提交合上连接点登记文本，并附以下文件：

a) 确认工程符合法律和技术手续的文件

- 合上范围内的所有设备已试验、检查，满足运行技术要求和连接点的技术要求；

- 计量系统已完成，电表读数已锁定；

- 按照建设领域法律法规规定完成的工程验收档案。

b) 确认工程符合调度和运行条件的文件

- 主接线图编号正确，符合调度机构发布的主接线图；

- 继电保护和自动装置已按调度机构发布的继电保护整定单调整到位或通过；

- 操作人员已按照国家能源局发布的电力系统调度规程进行培训、考核并获得操作证书和职务认证；

- 调度通信工具（直通电话、拨号电话、传真）工作正常；

- 完成与调度机构SCADA系统和信息系统的连接信号。

2. 自收到合上连接点登记文本之日起三个工作日内，有权调度机构应通知配电单位合上连接点的时间和方式。

3. 配电单位应与有权调度机构和其他相关单位合作，按照调度机构通知的方式合上连接点。

条 57. 分配电网中更换和增加设备

1. 当配电单位需要更换、升级或在分配电网中增加可能影响电网安全、可靠和连续供电的电气设备时，配电单位必须与有权调度机构书面协商，并通知相关单位关于这些变更。

2. 如果配电单位的提议未获批准，有权调度机构应通知配电单位对拟变更的新设备的要求。

3. 所有更换和补充的设备必须按照本通知第55条和第56条的规定执行。

节6

连接点分离和恢复

条 58. 连接点分离和恢复的一般规定

1. 连接点分离的情况包括：

a) 自愿分离是指根据使用分配电网客户的请求进行的分离，包括永久性分离和临时性分离；

b) 强制分离是指客户违反连接协议、购售电合同、违反连接设备运行检查和监督规定，或者根据有权机关的要求，在客户违反法律规定的情况下进行的分离。

2. 使用分配电网的客户必须承担分离和恢复连接点的所有费用。

条 59. 自愿分离

1. 永久性分离

a) 客户从分配电网永久性分离及其相关方的责任应在连接协议和购售电合同中规定；

b) 当客户需要从分配电网永久性分离时，客户必须至少提前一个月以书面形式通知配电单位和有权调度机构。如果是拥有并网发电机组的客户，则必须至少提前三个月以书面形式通知配电单位和有权调度机构。

2. 临时性分离

客户有责任与配电单位和有权调度机构协商确定临时性分离的时间和时间。

条 60. 强制断开连接

供电单位有权在以下情况下将使用配电网的客户从配电系统中强制断开连接：

1. 根据有权限的国家机关的要求。

2. 在购电合同或并网协议中规定的强制断开连接情况。

3. 符合本通知第52条第2款和第6款规定的情况。

条 61. 恢复并网

供电单位应在以下情况下负责恢复客户的配电网并网：

1. 当有权限的国家机关要求恢复并网，或者导致断开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。

2. 当客户提出恢复临时断开连接的请求并且客户已支付相关费用时。

第六章

配电系统的运行

节 1

运行中的责任

条 62. 供电单位的责任

1. 管理、运行、维护和修理其管理范围内的设备和电网。

2. 根据本章第二节和第三节的规定，每年、每月、每周和每天制定运行计划、维护和修理配电网设备的计划。

3. 确保安全、稳定、可靠地向客户提供符合本通知第二章规定的运行技术要求的配电网服务。

4. 投资、安装、维护和管理其管理范围内的继电保护系统，确保其稳定、可靠和选择性工作。当客户的保护方案影响到配电网的保护系统时，应制定、计算和检查继电保护系统的方式，以确保选择性、灵敏度和故障排除能力。

5. 投资、安装、维护和管理其管理范围内的DCS系统、RTU/网关终端设备、SCADA系统和信息系统以及通信线路，以确保信息和数据的可靠和连续传输至调度中心的SCADA系统、信息系统和控制系统。

6. 遵守调度中心的调度指令，除非执行该指令会威胁到人员生命、设备安全或违反已发布的规定。

7. 按照工业和信息化部颁布的输电系统规定、全国电力系统调度规程、全国电力系统操作规程、全国电力系统事故处理规程以及本通知的规定运行配电网。

8. 在运行过程中与其他供电单位和拥有独立变电站的配电网用户合作。

9. 在制定配电网运行计划、建立保护方案、通信系统和SCADA数据传输及控制信号的过程中与调度中心合作。

10. 遵守有关电气安全、电网安全走廊和电力设施保护的法律规定。

条63. 国家电力系统调度单位和有调度权的调度级的责任

1. 制定年度、月度、周度和日度电力分配系统调度和运行方式计划，以支持电力分配系统的调度和运行工作。

2. 按照工业和贸易部发布的《输电系统规定》、《国家电力系统调度规程》、《国家电力系统故障处理规程》、《国家电力系统操作规程》以及本通知中的相关规定，指挥和调度其有权控制的电力分配系统，确保安全、稳定和可靠地运行。

3. 协同分配单位和使用分配电网的客户，在设备维护和修理计划的协商；建立用于运行的信息通信和SCADA数据传输及远程控制系统；检查并批准在其控制范围内的电力系统保护图，以确保选择性、灵敏性和故障排除能力。

4. 执行法律规定下的其他责任。

条64. 使用分配电网客户的责任

1. 连接到中压电源的用电客户应负责：

a) 根据现行法律法规和制造商的规定，制定符合管理范围内电气设备和电网运行、试验和维护修理程序；

b) 管理和运行管理范围内的电气设备和电网，确保满足本通知第五章第二节规定的工程技术要求、并网协议、购售电合同和现行法律法规的要求；

c) 遵守按照工业和贸易部发布的《国家电力系统调度规程》、《国家电力系统故障处理规程》、《国家电力系统操作规程》由有调度权的调度级发出的调度指令；

d) 向供电单位提供准确及时的信息，以便编制运行计划和维护修理分配电力系统的计划；

e) 与供电单位合作，维持分配电力系统的电能质量和经济运行，根据与供电单位的协议进行。

2. 发电单位和连接到110千伏电源的用电客户应负责：

a) 履行本条第1款的规定；

b) 投资安装并维护管理其管辖范围内的继电保护系统，以确保其稳定可靠运行；

c) 投资安装并维护管理其管辖范围内的DCS系统、RTU/网关终端设备、信息系统及其通信线路，以确保信息和数据可靠连续地传输至有调度权的调度级的SCADA系统、信息系统和控制系统。未经有调度权的调度级同意，不得擅自将相关设备从运行中分离，以免造成SCADA信号、信息信号和控制信号中断。

3. 连接到低压电源的用电客户应负责使其电气设备和电网的运行符合本通知第五章第二节规定的工程技术要求。

节

分配电力系统的维护修理计划

条 65. 关于配电系统维护和修理的通用规定

1. 配电单位负责制定年度、月度和周度配电系统维护和修理计划，以服务于配电系统运行计划的制定。

2. 制定配电系统的维护和修理计划时，需要考虑客户使用配电网的发电厂和电网的维护和修理计划，并且必须满足以下要求：

a) 减少对安全、稳定、可靠和连续供电的影响；

b) 最优化电源和电网维护和修理的协调工作。

3. 在制定管理范围内配电系统维护和修理计划的过程中，配电单位有责任与有权调度的调度机构、输电单位和其他配电单位合作，以减少对电力系统供应安全的影响。

4 ||| 若无法执行已公布的配电系统维护和修理计划，拥有独立变电站的配网用户和售电公司必须重新通知并配合配电单位进行调整。

条 66. 年度维护和修理计划

1. 每年6月1日前，拥有独立变电站的配网用户和售电公司有责任向配电单位提供未来两年的110千伏电网和未来一年的中压电网维护和修理计划信息，包括：

a) 预计要维护和修理并与配电单位电网连接的线路和设备清单；

b) 维护和修理的原因；

c) 由于维护和修理而停止供电的范围；

d) 停止供电的负荷电量和功率估算；

e) 发电厂无法向配电网输送的电量和功率估算。

2. 每年7月1日前，配电单位必须完成基于以下因素的未来两年110千伏电网和未来一年中压电网维护和修理草案计划：

a) 负荷用电需求预测结果；

b) 拥有独立变电站的配网用户和售电公司的维护和修理计划以及任何变更请求（如有）；

c) 输电网维护和修理的要求；

d) 协调拥有独立变电站的配网用户和售电公司的维护和修理计划，符合实际运行条件，以优化配电网经济和技术运行；

e) 其他与维护和修理相关的要求。

3. 若与配电单位的维护和修理计划不一致，每年7月10日前，拥有独立变电站的配网用户和售电公司有权提交书面请求，要求配电单位调整年度维护和修理计划。配电单位有责任审查并根据客户的请求调整年度维护和修理计划。若无法按客户需求调整计划，配电单位必须以书面形式通知客户并说明原因。

4. 每年12月1日前，配电单位必须在其网站上公布未来两年的110千伏电网和未来一年的中压电网维护和修理计划，包括以下内容：

a) 将要维护和修理的设备和线路清单；

b) 设备和线路维护和修理的原因；

c) 主要工作内容；

d) 维护和修理预计时间；

e) 与维护和修理工作相关的其他要求。

条67. 维修保养月计划

1. 若维修保养月计划与已公布的年度维修保养计划有变更，客户使用配电网且有自己的变电站、供电和售电单位应在每月10日前向供电企业提供本通知第66条第1款规定的相关信息。

2. 每月15日前，供电企业应根据以下因素完成下个月维修保养计划草案：

a) 已公布的年度维修保养计划；

b) 对下月电力负荷需求的预测结果；

c) 客户使用配电网且有自己的变电站以及供电和售电单位提出的维修保养计划调整建议；

d) 输电网络维护和修理的要求。

3. 每月25日前，供电企业应在其官方网站上公布下月的维修保养计划，包括以下内容：

a) 实施维护和修理的电气设备和线路名称；

b) 设备和线路维护和修理的原因；

c) 主要工作内容；

d) 预计开始和结束维护和修理的时间；

đ) 与维护和修理工作相关的其他要求；

e) 由于维护和修理预计无法提供的功率和电量估算。

条68. 维修保养周计划

1. 每周，供电企业应基于以下依据制定接下来两周的维修保养计划：

a) 批准的月运行计划；

b) 下两周负荷预测的结果；

c) 更新后的电源和配电网维修保养计划；

d) 客户使用配电网且有自己的变电站以及供电和售电单位提出的维修保养计划调整建议。

2. 若与月度维修保养计划有变更，在每周周一上午10点前，客户使用配电网且有自己的变电站、供电和售电单位应提供本通知第66条第1款规定的信息。

3. 在每周周四下午4点前，供电企业应根据月度维修保养计划和客户使用配电网以及供电和售电单位提供的信息，完成并公布接下来两周的维修保养计划，包括以下内容：

a) 实施维护和修理的电气设备和线路名称；

b) 设备和线路维护和修理的原因；

c) 主要工作内容；

d) 预计开始和结束维护和修理的时间；

đ) 与维护和修理工作相关的其他要求；

e) 由于维护和修理导致的停电范围；

g) 由于维护和修理预计无法提供的功率和电量估算。

4. 在每周周五下午4点前，根据供电企业公布的周维修保养计划，各供电和售电单位应负责制定其管理范围内配电网的维修保养计划，并按照工业和贸易部发布的停止或减少供电条件和程序的规定通知受影响的客户。

节 3

运行计划

条69. 年度运行计划

1. 供电企业应对下一年度的配电网系统运行计划负责，主要包括以下内容：

a) 对下一年度电力负荷需求的预测；

b) 下一年度的维修保养计划；

c) 下一年度装机容量在30兆瓦及以下接入配电网发电厂的预计发电量。

2. 每年12月1日前，供电企业应完成下一年度的运行计划并在其官方网站上公布，同时将下一年度110千伏配电网、接入配电网发电厂的运行计划告知客户使用配电网且有自己的变电站、供电和售电单位及相关单位以便协调执行。

条70. 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) 下一个月的维护和修理计划；

c) 下一个月各装机容量不超过30兆瓦并入配电网的发电厂预计发电量。

2. 每月25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，同时将中压电网和110千伏电网以及并入配电网的发电机组的下一个月运行计划告知使用配电网且有独立变电站的客户、供电和售电单位及相关单位以便配合执行。

条71. 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) 未来两周的维护和修理计划；

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30兆瓦并入配电网的发电厂预计发电量和出力。

2. 每周星期四下午4点前，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，同时将中压电网和110千伏电网以及并入配电网的发电机组的未来两周运行计划告知使用配电网且有独立变电站的客户、供电和售电单位及相关单位以便配合执行。

3. 每周星期五下午4点前，根据已公布的周运行计划，供电单位和供电及售电单位应完成低压电网的周运行计划并向其管理范围内受影响的客户通报。

条72. 日运行方式

1. 每天，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) 维护和修理的电源和电网清单；

b) 次日预计停电的时间和范围；

c) 次日各装机容量不超过30兆瓦并入配电网的发电厂每小时预计发电量和出力。

2. 每天下午4点前，供电单位应完成并公布次日的运行方式在其官方网站上。

条73. 配电系统运行

1. 供电单位负责按照已公布的日运行方式和次小时调用计划运行配电系统，遵守国家能源局发布的全国电力调度规程及相关规定。

2. 使用配电网的用户负责遵守有权调度机构的调度命令，配合供电单位提供信息以支持配电系统的运行。

第四节

紧急情况下的运行

条74. 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75. 在输电系统发生故障或全部或部分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) 立即与有权调度的调度机构和输电单位联系，了解预计停电时间和该故障对分配电力系统负荷的影响范围的信息；

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. 当全部或部分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) 遵守工业和贸易部发布的黑启动和恢复国家电力系统的规定以及输电系统规定；

b) 根据工业和贸易部发布的国家电力系统调度规程将分配电力系统管理下的电网分割成独立的负荷区域；

c) 按照调度机构批准的优先顺序恢复负荷，在其管理范围内进行；

d) 确保为分配电力系统的调度运行提供畅通的通信服务，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确保通信畅通，并指派运行人员，向相关方通报这些人员的名单（姓名、职务、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76. 分配电力系统在孤岛运行时的运行

1. 当分配电力系统的一部分处于孤岛运行状态时，有权调度的调度机构必须考虑并决定与该部分电网连接的发电厂的运行。调度机构必须指挥发电厂在孤岛运行模式下运行，并准备根据上级调度指令同步到电力系统。

2. 如果发电厂设计有独立孤岛运行模式，并已与有权调度的调度机构达成一致，发电单位可以使用自备系统为其他客户的负载或设备供电，条件如下：

a) 发电厂配备了完整的保护继电器系统，并且对于机组在孤岛运行模式和与分配电力系统连接运行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隔离故障，以保护其他使用分配电力系统的客户的机组和电网；

c) 确保分离的分配电力系统部分的中性点接地要求。

3. 如果分离的分配电力系统部分无法与已经恢复的电力系统同步，有权调度的调度机构必须将与分离的分配电力系统部分连接的发电厂断开，从已经恢复的电力系统恢复分离区域的供电，然后恢复被断开的发电厂的运行。

条 77. 分配电系统在发生严重故障时的运行

当发生110千伏配电网线路或变电站故障，导致配电系统大面积停电时，供电单位有责任：

1. 迅速隔离并处理故障，遵守国家电力系统故障处理程序，由工业和贸易部发布。

2. 向有权调度机构、输电单位以及受影响的自备电厂用户通报故障信息。

3. 调整接线方式，确保在故障期间最大限度地向配电系统负荷提供电力。

条 78. 恢复配电系统

1. 当配电系统解列运行或发生重大故障时，供电单位应与有权调度机构、输电单位、自备电厂用户和其他相关单位合作，在最短时间内将配电系统恢复到正常运行状态。

2. 供电单位负责划分符合各发电厂黑启动能力的负荷区域，并通知有权调度机构，以确保快速恢复配电系统。

3. 在解列运行和同步模式下接入配电系统的发电厂必须遵循有权调度机构的调度指令。

4. 如果配电系统中没有能够独立启动的发电厂，则配电系统只能从输电系统恢复。供电单位必须按照有权调度机构的指令恢复系统。供电单位应按优先顺序和已批准的计划恢复负荷。

5. 供电单位有责任通知自备电厂用户配合处理故障恢复配电系统的过程。

节5

负荷控制和电压

条 79. 负荷控制

1. 负荷控制包括以下措施：

a) 停止或减少供电；

b) 切除负荷；

c) 根据参与需求侧管理计划的用户要求调整其用电负荷功率。

2. 用户参与需求侧管理计划时调整其用电负荷功率的规定，按照工业和贸易部发布的负荷调整计划内容和实施程序规定执行。

条 80. 停止或减少供电

1. 供电单位应根据符合本通则第71条规定公布的周运行计划，执行停止或减少供电。

2. 供电单位在以下情况下可不按计划停止或减少供电：

a) 由于向用户提供电力的电网发生故障；系统故障导致停电且供电方无法控制；

b) 国家电力系统调度单位在系统功率不足威胁国家电力系统安全供应的情况下提出要求；

c) 存在造成人员、设备和系统严重事故的风险；

d) 不可抗力情况。

3. 在执行停止或减少供电时，供电单位或供电和零售单位应按照工业和贸易部发布的停止或减少供电条件和程序规定，向受影响的用户通报。

条 81. 制定削减负荷方案

1. 供电单位负责根据下列情况制定其管理范围内的削减负荷方案：

a) 系统安全、可靠和稳定的运行要求；

b) 国家电网调度机构为保障电力供应安全而制定的削减负荷和调整负荷方案；

c) 负荷优先顺序；

d) 减少对同等级别优先供电客户影响的措施。

2. 削减负荷方案必须包括功率水平、执行顺序和时间安排。

3. 每周星期四下午4点前，供电单位应在其官方网站上公布未来两周的削减负荷方案。

条 82. 削减负荷措施

1. 自动削减负荷是指频率继电器作用下选择性地切断负荷以保持频率在允许范围内，防止大面积停电。

2. 指令削减负荷是指在缺电或系统故障情况下，调度机构根据指令要求进行负荷削减，以确保电力供应安全。

条 83. 执行削减负荷

1. 供电单位必须按照已制定并公布的削减负荷方案执行。

2. 在调度机构指令或保护配电网的情况下，供电单位和售电单位应按工业和商业部发布的《停止和减少供电条件及程序规定》向用电客户发出通知。

3. 自动削减负荷或调度机构指令削减负荷后，供电单位有责任：

a) 向有权调度机构报告被削减负荷的功率、时间和区域以及频率继电器设定值下的削减级别；

b) 根据有权调度机构的指令恢复被削减负荷。

4. 客户管理范围内的自动削减负荷或调度机构指令削减负荷时，使用配电网的客户有责任：

a) 向有权调度机构和供电单位报告被削减负荷的功率、时间和区域以及频率继电器设定值下的削减级别；

b) 根据有权调度机构的指令恢复被削减负荷。

条 84. 执行电压调节

1. 有权调度机构和供电单位负责根据工业和商业部发布的《国家电网调度规程》计算和调节配电网节点上的电压。

2. 使用配电网的客户应与有权调度机构和供电单位合作，通过控制无功功率和变压器分接头调节来维持配电网系统的电压。

条 85. 监视和远程控制

1. 对变电站和发电厂设备的远程操作必须遵守工业和商业部发布的《国家电网调度规程》和《国家电网操作规程》，以及本通知的规定。

2. 当供电单位或有权调度机构要求监视、控制和远程操作客户专用变电站或发电厂时，双方必须就监控方式达成一致。供电单位或有权调度机构有责任配备必要的控制系统和设备，收集信息、监视和控制客户专用变电站或发电厂的电网系统，包括分级控制开关的远程控制系统，当双方达成一致时。

3. 使用配电网且拥有专用变电站的客户有责任与供电单位和有权调度机构合作，在其管理范围内安装和运行远程控制系统。

节6

运行中的信息交换和报告制度

条86. 信息交换形式

1. 分销电力单位、使用配电网络的大客户和分销及零售电力单位必须协商一致确定信息交换的形式，以确保24小时不间断的通信服务。

2. 分销电力单位和使用配电网络的大客户以及分销及零售电力单位必须指定负责运行联络的人员，并交换负责联络和运行的人员名单。

3. 分销电力单位、使用配电网络的大客户和分销及零售电力单位与有权调度的调度级别之间信息交换的形式必须遵循由工业和贸易部发布的国家电力系统调度规程。

条87. 运行中的信息交换

1. 分销电力单位和有权调度的调度级别有责任在配电网络运行方式可能影响客户的电网或发电机组时，向大客户通报以下信息：

a) 配电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) 导致对客户电网或发电机组产生影响的原因及必要的解决措施。

2. 使用配电网络的大客户有责任在发现其电网运行方式或发电机组的变化可能影响到配电网络时，立即向分销电力单位和有权调度的调度级别通报以下信息：

a) 导致客户电网运行方式或发电机组变化的原因；

b) 对配电网络可能产生的影响。

条88. 异常情况的通知

1. 异常情况是指配电系统发生故障、存在故障风险或运行参数超出允许范围的情况。

2. 当配电系统出现异常情况时，分销电力单位有责任：

a) 立即通知可能受到影响的大客户；

b) 在大客户拥有发电厂的情况下，根据要求补充和澄清已提供的信息。

3. 使用配电网络的大客户有责任在管理范围内电网出现异常情况并影响到配电系统时，立即通知分销电力单位。

条89. 重大事故的通知

1. 重大事故是指导致110千伏电压等级的输电线路或变电站从运行中分离，造成配电系统大面积停电的事故。

2. 分销电力单位和使用配电网络的大客户在发生重大电网事故时，有责任按照工业和贸易部发布的国家电力系统事故处理规程，通报有关事故的信息。

3. 重大事故的通知包括以下主要内容：

a) 事故发生的时间；

b) 事故持续的时间；

c) 事故发生地点及受影响区域；

d) 发生事故的设备；

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. 分销电力单位或使用配电网络的大客户有责任根据要求补充和澄清重大事故通知中的内容。

节 7

运行协调

第九十条 共同配合运行责任

一、供电单位和配电网用户应当就与双方相关的配电网设备的职责和操作控制范围达成一致；指派人员负责安全配合运行电网和设备。

二、供电单位和配电网用户应当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时实施。

三、供电单位和配电网用户应当制定配合运行程序，确保在运行和试验工作中人员和设备的安全，包括以下内容：

a) Nguyên tắc và các thủ tục phối hợp vận hành;

b) Trách nhiệm và quyền hạn trong việc điều khiển, vận hành và thí nghiệm

trên lưới điện phân phối trong phạm vi quản lý.

4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm thống nhất về việc phối hợp vận hành và lưu trữ, quản lý, cập nhật, trao đổi các tài liệu liên quan.

Điều 91. Phối hợp thực hiện vận hành

1. Khi thực hiện công tác, thao tác trên lưới điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải tuân thủ quy định phối hợp vận hành an toàn và các quy định điều độ, vận hành an toàn khác có liên quan.

2. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm phối hợp lắp đặt các biển báo, thiết bị cảnh báo và hướng dẫn an toàn, cung cấp các phương tiện phục vụ công tác phù hợp tại vị trí công tác để đảm bảo công tác an toàn.

3. Việc kiểm tra, giám sát và điều khiển thiết bị đấu nối tại ranh giới phân định tài sản phải do người được Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối chỉ định thực hiện.

Mục 8

THÍ NGHIỆM TRÊN HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

Điều 92. Các yêu cầu chung về thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối

1. Thí nghiệm trên hệ thống điện phân phối bao gồm việc thí nghiệm trên lưới điện của Đơn vị phân phối điện và lưới điện, nhà máy điện hoặc thiết bị điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối.

2. Việc thí nghiệm chỉ được tiến hành trong khả năng làm việc của thiết bị điện hoặc tổ máy phát điện và trong thời gian được thông báo tiến hành thí nghiệm, có sự chứng kiến của đại diện các bên có liên quan và phải tuân thủ các quy trình, quy định hiện hành. Việc thực hiện thí nghiệm phải đảm bảo không gây nguy hiểm cho người và thiết bị trên hệ thống điện phân phối trong quá trình thí nghiệm.

3. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ thiết bị thuộc sở hữu và quản lý vận hành để đảm bảo các thiết bị vận hành an toàn và tuân thủ các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối.

4. Việc thí nghiệm thiết bị điện tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

5. Chi phí thí nghiệm định kỳ do đơn vị sở hữu thiết bị chi trả.

6. Chi phí thí nghiệm đột xuất do bên đề nghị thí nghiệm chi trả nếu kết quả thí nghiệm cho thấy lưới điện hoặc tổ máy phát điện đạt các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các thông số ghi trong Thoả thuận đấu nối; trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy lưới điện hoặc tổ máy phát điện không đạt các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc không đúng với các thông số ghi trong Thoả thuận đấu nối thì bên sở hữu và quản lý vận hành lưới điện hoặc tổ máy phát điện không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối phải trả chi phí thí nghiệm.

Điều 93. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối

1. Thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới điện phân phối.

Thời hạn thí nghiệm định kỳ được thực hiện theo quy định hoặc hướng dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Trường hợp không có quy định hoặc hướng dẫn của nhà sản xuất thì thời hạn thí nghiệm định kỳ do đơn vị sở hữu thiết bị quyết định nhưng không quá 03 năm.

Nội dung thí nghiệm định kỳ được thực hiện theo hướng dẫn của nhà sản xuất thiết bị. Trường hợp không có hướng dẫn của nhà sản xuất thì thực hiện đầy đủ các nội dung kiểm tra định kỳ được quy định tại Quy chuẩn kỹ thuật điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Thí nghiệm đột xuất thiết bị trên lưới điện phân phối trong trường hợp:

a) Để đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy và ổn định hệ thống điện phân phối;

b) Theo yêu cầu của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khi có nghi ngờ chất lượng cung cấp điện trên lưới điện phân phối vi phạm các quy định tại Chương II Thông tư này hoặc cam kết trong Thỏa thuận đấu nối;

c) Theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện khi có nghi ngờ thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối gây ảnh hưởng xấu đến lưới điện phân phối.

Điều 94. Các trường hợp tiến hành thí nghiệm tổ máy phát điện

1. Đơn vị phân phối điện có quyền thí nghiệm mỗi tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện phân phối không quá 02 (hai) lần trong năm, trừ các trường hợp sau:

a) Kết quả thí nghiệm xác định một hoặc nhiều đặc tính vận hành của tổ máy phát điện không đúng với các đặc tính ghi trong Thoả thuận đấu nối;

b) Khi Đơn vị phân phối điện và Đơn vị phát điện không thống nhất ý kiến về các thông số và đặc tính vận hành của tổ máy phát điện trong kết quả thí nghiệm;

c) Theo yêu cầu của Đơn vị phát điện;

d) Thí nghiệm về chuyển đổi nhiên liệu.

2. Đơn vị phát điện có quyền yêu cầu thí nghiệm trong các trường hợp sau:

a) Để kiểm tra lại các đặc tính vận hành của tổ máy phát điện đã được hiệu chỉnh sau mỗi lần xảy ra sự cố hư hỏng liên quan đến tổ máy phát điện;

b) Để kiểm tra tổ máy phát điện sau khi lắp đặt, sửa chữa lớn, thay thế, cải tiến hoặc lắp ráp lại.

Điều 95. Trách nhiệm trong thí nghiệm thiết bị trên lưới điện phân phối

1. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm:

a) Tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc sở hữu và quản lý vận hành;

b) Tổ chức thực hiện thí nghiệm đột xuất trên lưới điện phân phối trong trường hợp cần thiết để đảm bảo lưới điện phân phối vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này;

c) Tổ chức thực hiện thí nghiệm trên lưới điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối khi có yêu cầu;

d) Phối hợp với Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện khác khi tiến hành các thí nghiệm thiết bị tại các điểm đấu nối ranh giới;

đ) Thông báo trước bằng văn bản cho Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và các đơn vị có liên quan về kế hoạch thí nghiệm để phối hợp thực hiện.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm:

a) Tổ chức thực hiện thí nghiệm định kỳ lưới điện, thiết bị điện, tổ máy phát điện thuộc sở hữu và quản lý vận hành;

b) Phối hợp với Đơn vị phân phối điện trong việc thí nghiệm các thiết bị điện tại điểm đấu nối với lưới điện phân phối;

c) Thông báo trước bằng văn bản cho Đơn vị phân phối điện về kế hoạch thí nghiệm để phối hợp thực hiện;

d) Tổ chức bảo dưỡng định kỳ các thiết bị điện, các thiết bị đấu nối với lưới điện phân phối;

đ) Sau khi thí nghiệm xong, gửi bản sao các biên bản thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện để theo dõi.

Điều 96. Trình tự thí nghiệm theo yêu cầu của Đơn vị phân phối điện

1. Khi có yêu cầu thí nghiệm thiết bị điện, tổ máy phát điện của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 93 Thông tư này, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng ít nhất 15 ngày trước ngày dự kiến thí nghiệm. Thông báo phải bao gồm các nội dung sau:

a) Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;

b) Vị trí thí nghiệm;

c) Thời gian dự kiến thí nghiệm;

d) Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;

đ) Kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện do yêu cầu của thí nghiệm (nếu có).

2. Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không nhất trí với thông báo kế hoạch thí nghiệm của Đơn vị phân phối điện, trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, khách hàng phải thông báo lại và đề xuất phương án giải quyết để thống nhất với Đơn vị phân phối điện về cách thức thực hiện thí nghiệm.

3. Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối tổ chức thí nghiệm theo kế hoạch đã thống nhất.

4. Kết quả thí nghiệm được bên tổ chức thí nghiệm gửi cho bên còn lại.

Điều 97. Trình tự thí nghiệm theo đề nghị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối

1. Thí nghiệm trên lưới điện phân phối theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 93 Thông tư này

a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải gửi văn bản yêu cầu thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện, bao gồm các nội dung sau đây:

- Mục đích, lý do yêu cầu thí nghiệm;

- Hạng mục và nội dung thí nghiệm.

b) Trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm trả lời yêu cầu thí nghiệm của khách hàng;

c) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thống nhất cách thức thực hiện thí nghiệm theo yêu cầu trước khi tổ chức thí nghiệm;

d) Kết quả thí nghiệm được bên tổ chức thí nghiệm gửi cho bên còn lại.

2. Thí nghiệm lưới điện, thiết bị điện, tổ máy phát điện thuộc sở hữu và quản lý vận hành của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối theo đề nghị của khách hàng

a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện, bao gồm các nội dung sau:

- Mục đích, lý do đề nghị thí nghiệm;

- Vị trí thí nghiệm;

- Thời gian dự kiến thí nghiệm;

- Hạng mục và trình tự thí nghiệm dự kiến;

- Kế hoạch ngừng, giảm cung cấp điện do yêu cầu của thí nghiệm (nếu có).

b) Trường hợp thí nghiệm tổ máy phát điện, ngoài các nội dung quy định tại Điểm a Khoản này Đơn vị phát điện phải bổ sung các thông tin sau:

- Lý lịch của tổ máy phát điện;

- Các đặc tính của tổ máy phát điện;

- Dự kiến chế độ vận hành tổ máy phát điện trong thời gian thí nghiệm.

c) Trong thời hạn 07 ngày kể từ ngày nhận được đề nghị thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm kiểm tra và yêu cầu khách hàng bổ sung các thông tin cần thiết;

d) Trong thời hạn 14 ngày kể từ ngày nhận được đầy đủ thông tin yêu cầu thí nghiệm của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối, Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho khách hàng đề nghị thí nghiệm và các đơn vị có liên quan về kế hoạch thí nghiệm;

đ) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm tổ chức thực hiện thí nghiệm và gửi kết quả thí nghiệm cho Đơn vị phân phối điện.

Điều 98. Trách nhiệm thực hiện sau khi thí nghiệm

1. Đơn vị phân phối điện phải điều chỉnh, đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị trên lưới điện phân phối trong trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy thiết bị trên lưới điện phân phối thuộc sở hữu và quản lý vận hành không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các yêu cầu trong Thỏa thuận đấu nối.

2. Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối phải điều chỉnh, đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị trong thời hạn thoả thuận với Đơn vị phân phối điện trong trường hợp kết quả thí nghiệm cho thấy thiết bị thuộc sở hữu và quản lý vận hành của khách hàng không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối quy định tại Thông tư này hoặc các yêu cầu trong Thỏa thuận đấu nối.

Mục 9

BÁO CÁO KẾT QUẢ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

Điều 99. Chế độ báo cáo

1. Báo cáo định kỳ hàng tháng

Trước ngày 10 hàng tháng, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của tháng trước đó bao gồm những nội dung sau:

a) Tình hình thực hiện các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối quy định tại Chương II Thông tư này gồm:

- Yêu cầu kỹ thuật;

- Độ tin cậy cung cấp điện;

- Tổn thất điện năng;

- Chất lượng dịch vụ khách hàng.

b) Tình hình vận hành của lưới điện phân phối thuộc phạm vi quản lý: Tăng trưởng, diễn biến, dự báo phụ tải; tình hình quá tải, sự cố thiết bị và nguyên nhân xảy ra sự cố; tình hình kết nối tín hiệu SCADA, các vấn đề còn tồn tại, phát sinh trong quá trình vận hành lưới điện phân phối;

c) Đề xuất các biện pháp về vận hành, quản lý để đảm bảo vận hành lưới điện phân phối an toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.

2. Báo cáo định kỳ hàng năm

Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Tổng công ty Điện lực có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối, bao gồm những nội dung sau:

a) Tình hình thực hiện, kết quả vận hành hệ thống điện phân phối của năm trước đó bao gồm các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này;

b) Kế hoạch, giải pháp về đầu tư, quản lý, vận hành, để đảm bảo vận hành lưới điện an toàn, tin cậy, nâng cao chất lượng cung cấp điện và chất lượng dịch vụ khách hàng.

3. Báo cáo đột xuất

a) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo về các sự cố nghiêm trọng và ảnh hưởng do ngừng giảm cung cấp điện tới Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bằng văn bản cho Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương theo Quy định điều kiện trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công Thương ban hành;

b) Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất tình hình vận hành hệ thống điện phân phối theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, Sở Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.

Chương VII

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 100. 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. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn chi tiết về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời, hệ thống điện gió đấu nối vào lưới điện phân phối phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị thành viên thực hiện Thông tư này.

4. Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trách nhiệm xây dựng kế hoạch để đầu tư, nâng cấp và cải tạo lưới điện, thiết bị điện trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật quy định tại Thông tư này.

5. Trong quá trình thực hiện, nếu 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 101. Sửa đổi một số Điều của Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 05 tháng 11 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia

1. Sửa đổi Khoản 2 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“2. Cấp điện áp là một trong những giá trị của điện áp danh định được sử dụng trong hệ thống điện, bao gồm:

a) Hạ áp là cấp điện áp danh định đến 1000 V;

b) Trung áp là cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV;

c) Cao áp là cấp điện áp danh định trên 35 kV đến 220 kV;

d) Siêu cao áp là cấp điện áp danh định trên 220 kV.”.

2. Sửa đổi Khoản 33 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“33. Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp đến 110 kV.”.

3. Sửa đổi Khoản 34 Điều 3 Thông tư số 12/2010/TT-BCT như sau:

“34. Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có cấp điện áp trên 110 kV.”.

4. Sửa đổi Khoản 35 Điều 3 Thông tư số 40/2014/TT-BCT như sau:

“35. Lưới điện trung áp là lưới điện phân phối có cấp điện áp danh định trên 1000 V đến 35 kV.”.

Điều 102. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01 năm 2016. Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30 tháng 7 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối hết hiệu lực từ ngày Thông tư này có hiệu lực.

2. Trường hợp đã có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày 15 tháng 9 năm 2010 mà có nội dung khác với quy định tại Thông tư này, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối được tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.

3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.