通知第42/2015/TT-BCT号关于电力系统中的电能计量规定

通知

关于电力系统的电能计量规定||| 农业部门

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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，

依据上述法律，工贸部部长发布关于电力系统电能计量的通知。

第一章

总则

第一条 调整范围

本通知对发电、输电、配电、批发售电和零售售电中的电能计量作出规定，包括以下内容：

一、电能计量系统、数据采集系统和数据管理系统的要求。

二、各相关单位在电能计量中的责任。

三、技术设计协议、投资、安装和验收电能计量系统、数据采集系统程序。

四、电能计量系统、数据采集系统和数据管理系统的管理和运行。

五、收集、处理和存储用于电能交接的数据。

六、电能交接的一般规定。

第二条 适用对象

本通知适用于以下对象：

1. 发电厂。

2. 系统运行和电力市场运营单位（国家电网调度中心）。

3. 批发售电企业。

||| 4. 输电单位。

5. 配电企业。

6. 配电和零售售电企业。

7. 与电能计量相关的服务提供单位，包括：

a) 检测和校准单位；

b) 数据管理单位。

8. 用电客户。

9. 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. 电流互感器（以下简称CT） 是一种转换电流的设备，扩大了电能计量系统的电流测量范围。

3. 电压互感器（以下简称VT） 是一种转换电压的设备，扩大了电能计量系统的电压测量范围。

4. 电压切换装置 是一个选择电压的开关、逻辑电路或中间继电器。

5. 计量数据库 是存储计量数据和电能计量系统管理及运行信息的数据库。

6. 电能表 是一种执行功率积分以时间的设备，记录并显示所测量的电能量值。

7. 接点 是将设备、电网和发电厂连接到电网的节点。

8. 批发售电企业 是获得电力业务许可，在电力批发市场从事购电和售电的企业。根据电力市场竞争的不同层次，批发售电企业可以是以下单位之一：

a) 电力公司是电力竞争市场的唯一批发售电企业；

b) 根据电力市场竞争的不同层次成立的其他批发售电企业。

9. 电能计量系统投资单位 是负责投资、安装电能计量系统和数据采集系统的组织或个人（如有）。

10. 相关电能交接单位 是参与电能计量系统和数据采集系统的设计、投资、安装和管理运行的单位，包括：

a) 发电厂；

b) 输电企业；

c) 批发售电企业；

d) 配电企业；

e) 配电和零售售电企业；

f) 数据管理单位；

g) 用电客户。

11. 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。 是拥有一个或多个接入国家电网的发电厂，并获得发电业务许可的电力企业。

12. 供电单位 是获得配电和售电业务许可的电力企业，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。

13. 配售电单位 是获得配电和零售售电业务许可的电力企业，从批发售电企业或配电企业购买电力进行零售，向用电客户提供电力。

14. 电网管理单位 是拥有和运行输电网络或配电网的单位，包括：

a) 输电企业；

（二）配电单位；

c) 配电和零售售电企业。

15. 数据管理单位 是负责在其管辖范围内投资、安装、管理和运行数据采集系统和数据管理系统的单位。

16. 电能计量系统管理运行单位 是直接在其管辖范围内管理和运行电能计量系统的单位，包括：

a) 发电厂；

b) 输电企业；

c) 配电企业；

d) 配电和零售售电企业；

e) 用电客户。

17. 电能计量系统所有权单位 是拥有电能计量系统和数据采集系统（如有）的单位，包括：

a) 发电厂；

b) 输电企业；

c) 配电企业；

d) 配电和零售售电企业；

e) 用电客户。

18. 检测和校准单位 是获得检测、校准和测试计量设备许可的单位，按照法律规定。

19. 输电企业 是获得输电业务许可的电力企业，负责管理和运行国家输电网络。

20. 用电客户 是从国家电网购买电力使用而不转售给其他组织或个人的组织或个人。

21. 使用输电网的用电客户 是将设备和电网连接到输电网以使用输电服务的组织或个人，包括：

a) 将发电厂连接到输电网的发电企业；

b) 从输电网直接接收电力的配电企业；

c) 从输电网直接接收电力的配电和零售售电企业；

d) 从输电网直接接收电力的用电客户。

22. 使用配电网的用电客户 是将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) 将发电厂连接到配电网的发电企业；

b) 配电和零售售电企业；

c) 用电客户。

23. 连接器 是用于连接计量电路的设备。

24. 计量系统 包括集成在一起的计量设备和测量电路，用于在一个计量点测量和确定传输的电能量。

25. 数据采集系统 是硬件设备、通信线路和软件程序的集合，用于从计量表收集数据到系统计量管理单位或计量数据管理单位。

26. 计量数据管理系统 是包括硬件设备、计算机和软件程序的系统，连接并从数据采集系统收集计量数据，在计量数据管理单位执行处理、计算和存储计量数据的功能。

27. 接线盒 是保护分支电路测量点接线位置的盒子，连接各个计量设备，有盖子以确保铅封。

28. 电网 是输电线路、变压器及配套设备组成的电力传输系统，包括：

a) 输电网；

b) 配电网。

29. 配电网 是包含电压等级在110千伏及以下的线路和变电站的电网部分。

30. 输电网 是包含电压等级超过110千伏的线路和变电站的电网部分。

31. 测量回路 是连接计量设备的电气回路系统，用于实现电能测量功能。

32. 大型发电厂 是总装机容量大于30兆瓦的发电厂。

33. 小型发电厂 是总装机容量不超过30兆瓦的发电厂。

34. 计量数据 是从计量表获取的电能量值，计算得出的电能量值或基于计量数据估算的电能量值，用于交收和结算。

35. 计量设备 包括计量表、电流互感器、电压互感器和其他辅助计量设备。

36. 计量信息 是关于计量设备、计量系统和测量点的信息，包括特性、技术参数及相关管理和运行信息。

37. IEC标准 是由国际电工委员会制定的电气技术标准。

38. 计量位置 是在电力回路上的一个物理位置，用于测量和确定购售电能量。

39. LAN（局域网） 是一种小型范围内的计算机网络系统，也称为本地网络。

40. WAN（广域网） 是一个建立起来的系统，用于连接不同区域的LAN网络，地理距离较远，也称为广域网络。

41. RS232/RS485 是由电子工业协会（EIA）定义的计算机与外设之间的串行通信技术标准。

42. 以太网 是一种使用数据帧进行通信的技术，标准化为IEEE 802.3标准，适用于局域网。

第二章

电能计量各方的共同责任

第四条 发电厂单位的责任

一、编制申请文件，并实施发电厂与电网之间电能交收的计量系统和数据采集系统的技术设计协议。

二、投资并安装在其管辖范围内符合本通知规定、经一致同意的设计方案以及相关法律法规要求的计量系统和数据采集系统。

三、管理并运行计量系统、数据采集系统和通信线路，确保准确、安全、可靠地将数据传输至计量数据管理单位，服务于发电厂与电网之间的电能交收。

四、组织验收、检定、故障处理、更换、改造升级和撤销其管辖范围内的计量系统和数据采集系统，按照本通知和相关法律法规的规定进行。

五、配合相关的电能交收单位收集计量表数据，编制确认发电厂电能交收的记录，按本通知规定进行结算。

六、配合计量数据管理单位、电力交易公司和电网管理单位，管理、保密、提供和确认发电厂的计量数据。

七、配合相关单位计算在计量系统故障或异常情况下的追补电量和退款电量。

条 5. 电力购销公司的责任

1. 主持与拥有大型发电厂、使用可再生能源发电厂与电网之间或输电网与配电网之间或用电客户接入输电网与输电网之间或通过110千伏及以上电压等级向国外购售电的各方就计量系统和数据采集系统的技术设计进行协商。

2. 主持并配合相关方就交割方式、确认电表读数、在管理范围内用于交割和结算的电量数据达成一致。

3. 配合相关单位进行计量系统和数据采集系统的试验、验收、检定、运行管理、安全防护、故障处理、更换和撤销等工作。

4. 配合提供电量数据、计量系统管理和相关信息，供数据管理部门更新计量数据库。

5. 监督检查在管理范围内确认电表读数和用于结算的数据的过程；有权利用相关交割电能单位的计量数据，以支持监督检查过程。

6. 主持并与相关单位合作，在管理范围内决算交割电量。

7. 主持并统一确定因计量系统故障或异常情况下的追补电量和退款方案。

条 6. 输电单位的责任

1. 与电力购销公司及相关交割电能单位合作，就发电厂与输电网之间或输电网与配电网之间或用电客户接入输电网与输电网之间或通过220千伏及以上电压等级向国外购售电的计量系统和技术设计进行协商并达成一致。

2. 投资安装用于输电网与配电单位之间或输电网与批发零售电单位之间或输电网与直接从输电网接收电力的用电客户之间的交割电能的计量系统和数据采集系统。除各方另有协议确保各方利益且不违反法律规定外，应保证计量系统和数据采集系统符合本通知规定的要求，并符合已协商的设计和法律规定。

3. 管理和运行在管理范围内的计量系统和数据采集系统，确保准确、安全、可靠地将电量数据传输给数据管理部门，以支持电能交割。

四、组织验收、检定、故障处理、更换、改造升级和撤销其管辖范围内的计量系统和数据采集系统，按照本通知和相关法律法规的规定进行。

5. 在变电站内位于管理范围内的位置，为使用输电网的用电客户提供计量系统和数据采集系统的运行管理、安全防护、数据确认和设备维护服务。

6. 与相关交割电能单位合作，就交割电能的方式、数据采集、编制交割电能确认记录以支持电能结算进行协商。

7. 与相关单位合作，在计量系统出现故障或异常情况下计算各交割点的追补电量和退款。

条7. 供电单位的责任

1. 与购电公司、输电单位或发电单位协商一致，关于技术设计系统计量和数据收集系统的设计，以服务于传输电网与分配电网之间或大型电厂接入分配电网与分配电网之间的电力交接，或者通过110千伏电压等级的对外电力买卖。

2. 主持协商一致，关于技术设计系统计量和数据收集系统的设计，以服务于分配电网与使用分配电网的客户之间的电力交接，但不包括第五条第一款规定的例外情况。对于两个分配电网之间的电力交接，安装点的投资责任由相关分配电网单位根据协议执行。

3. 投资并安装系统计量和数据收集系统，以服务于分配电网与用电客户之间或分配电网与售电零售单位之间的电力交接，除非各方另有协议确保各方利益且不违反法律规定。确保系统计量和数据收集系统符合本通知的规定，符合已批准的设计和技术法规。

4. 管理和运行在其管辖范围内的系统计量和数据收集系统，确保准确、安全和可靠地将计量数据传送给数据计量管理单位，以服务电力交接。

5. 主持组织验收、检定、处理故障、更换、升级、改造和撤销其管辖范围内的系统计量和数据收集系统，按照本通知和计量法规的规定进行。

6. 提供管理和运行服务、数据保密、提供和确认客户使用分配电网的计量数据以及维护属于系统计量和数据收集系统的设备，在计量位置位于其管辖范围内的情况下。

7. 主持并与相关电力交接单位合作，就电力交接方式、数据收集方法和编制电力交接确认记录以服务电费结算达成一致意见。

8. 主持统一方案和计算追收或退还电量的结果，在其管辖范围内发生系统计量异常或故障的情况下。

条8. 分配和售电单位的责任

1. 与分配电网单位或购电公司及相关电力交接单位协商一致，关于技术设计系统计量和数据收集系统的设计，以服务于分配和售电单位与电网之间的电力交接。

2. 主持与使用电力客户协商一致，关于技术设计系统计量和数据收集系统的设计，以服务于其管辖范围内的电力交接。

3. 投资并安装在其管辖范围内的分配电网与用电客户之间的系统计量和数据收集系统，以服务于电力交接，除非各方另有协议确保各方利益且不违反法律规定。确保系统计量和数据收集系统符合本通知的规定，符合已批准的设计和技术法规。

4. 管理和运行在其管辖范围内的系统计量和数据收集系统，确保准确、安全和可靠地提供电力交接服务。

5. 主持组织验收、检定、处理故障、更换、升级、改造和撤销其管辖范围内的系统计量和数据收集系统，按照本通知和计量法规的规定进行。

6. 主持并与相关电力交接单位合作，就电力交接方式、数据收集方法和编制电力交接确认记录以服务电费结算达成一致意见。

7. 主持并统一确定因计量系统故障或异常情况下的追补电量和退款方案。

条9. 用户用电责任

1. 创造便利条件并配合售电方进行计量系统、数据采集系统的安装、验收、检定、故障处理、更换、升级和改造，以服务用户购电。

2. 对于接入110千伏及以上电压等级的用户，用户有责任与售电方合作统一技术设计计量系统和数据采集系统，以服务输电网或配电网之间的电力交易。

3. 若用户投资建设计量系统和数据采集系统，并与售电方达成协议，则用户需负责制定技术设计协议，组织验收、检定、运行管理、故障处理、更换、升级和改造计量系统和数据采集系统（如有），并在其管理范围内遵守本通知及有关测量法规的规定。

4. 配合售电方或电网管理单位记录电表读数，汇总电量交易量作为结算依据。

5. 在计量系统出现故障或异常时，配合售电方计算追收或退还电量。

6. 不得擅自更改或非法干预计量系统；在用户管理范围内保护计量系统。及时向售电方或电网管理单位报告计量系统的故障情况和异常活动。

条10. 电力系统和电力市场运营单位的责任

1. 与数据管理单位合作，管理并使用基础数据管理系统，以支持电力系统和电力市场的运行。

2. 与购电公司、输电单位和配电单位合作，就计量系统和技术设计达成一致，以支持电力市场的电量交易和结算。

3. 管理、使用并在电力市场官方网站上公布用于结算和市场操作的数据，确保数据的安全性、保密性和易用性。

条11. 数据管理单位的责任

1. 投资并运行维护属于数据采集系统和数据管理系统范围内的设备、程序和软件。

2. 与计量系统投资单位和相关交电单位合作，商定技术设计并验收计量系统和数据采集系统。为数据管理单位负责收集的数据点分配测量点代码。

3. 收集在其管理范围内的数据，并按保障数据使用权利、安全、保密和便于利用的原则提供给相关交电单位。对所收集数据的完整性和准确性负责，确保其与电表记录一致。

4. 执行关于数据收集、处理和存储过程的审计和检查规定，确保数据准确性并符合本通知的要求。

5. 实施电表密码管理和保密措施，并对其接收的电表密码管理负法律责任。

6. 参与数据提取工作，以便在计量系统出现故障或异常时计算追收或退还电量。

7. 至少保存五年数据记录。

条12. 实验、检定单位的责任

1. 根据与系统拥有者或系统运营管理者签订的合同，对计量设备进行实验、检定、设置参数和铅封，确保符合本通知的规定以及有关计量的法律规定。

2. 对电表密码实施管理、保密措施，并对其所安装的电表密码的管理和保密负责。

第三章

||| 计量系统的要 求

节 1

||| 计量系统的一般要求

条13. 计量位置确定原则

1. 正式计量位置必须与连接点一致或相邻。

2. 对于中压及以上电压等级，在每个连接点必须确定一个正式计量位置和若干备用计量位置。备用计量位置的数量和位置应根据电压等级和具体位置特性准确确定。

3. 对于低压，在每个连接点必须确定一个正式计量位置。

4. 如果无法按照本条第1款规定布置计量位置，则相关各方必须协商替代计量位置，并同时确定从替代计量位置到连接点的能量转换方式。在这种情况下，能量转换方法必须考虑在运行过程中替代计量位置与连接点之间的变压器和线路损耗，以将能量从替代计量位置转换到连接点，在交付和结算过程中使用。

条14. 发电厂的计量位置

1. 对于参与电力市场竞争或大型发电厂的发电单位拥有发电厂的情况

a) 在每个连接点必须确定一个正式计量位置和两个备用计量位置；

b) 连接点属于发电单位的变电站

- 正式计量位置应在总断路器或高压侧的升压变压器端子上确定，除非另有协议；

- 备用计量位置1应在发电厂变电站的出线线上确定，除非另有协议；

- 备用计量位置2应在发电机端子上确定，除非另有协议。

c) 连接点不属于发电单位的变电站

- 如果发电单位的变电站仅通过一个连接点与电网相连且没有绕过变电站母线的电力流动，则正式计量位置应与连接点一致或相邻；

- 如果发电单位的变电站通过两个或更多连接点与电网相连且有绕过变电站母线的电力流动，则正式计量位置应按照本款b项的规定确定；

- 备用计量位置1应由相关方协商确定；

- 备用计量位置2应按照本款b项的规定确定。

d) 如果正式计量位置或备用计量位置位于电网管理单位的变电站内，则必须由发电单位、电网管理单位、购电公司及相关输电单位（如有）达成协议。

2. 对于不参与电力市场的小型发电厂的所有权发电单位的情况

a) 在每个连接点必须确定一个正式计量位置和一个备用计量位置；

b) 正式计量位置和备用计量位置应按照本条第1款b、c、d项的规定确定。

条15. 用户或售电企业接入中压及以上电压等级的计量位置

1. 对于接入110千伏及以上电压等级的连接点，每个连接点必须确定一个主计量位置和一个备用计量位置。

2. 对于接入中压电压等级的连接点，用户或售电企业可以与供电企业协商确定备用计量位置，如有必要。

3. 对于服务于售电企业和用户之间交接的连接点：主计量位置和备用计量位置（如有）应根据双方协商并符合本通知的规定确定。

4. 连接点属于输电企业或供电企业的变电站

a) 主计量位置应在连接点处确定，除非另有约定；

b) 备用计量位置（如有）应根据各方协商确定。

5. 连接点属于用户或售电企业的变电站

a) 主计量位置应在总断路器或直接连接电网的变压器高压侧端子处确定，除非另有约定；

b) 备用计量位置

- 对于110千伏及以上的电压等级：应在直接连接电网的变电站出线处确定，除非另有约定；

- 对于中压电压等级：应根据各方协商确定。

6. 对于不符合本条第4款和第5款规定的连接点，主计量位置和备用计量位置应根据各方协商确定。

条16. 输电网与配电网之间的计量位置

1. 每个连接点必须确定一个主计量位置和一个备用计量位置。

2. 连接点属于输电企业的变电站

a) 主计量位置应在输电企业的变电站总断路器或变压器低压侧端子处确定，除非另有约定；

b) 备用计量位置应在输电企业的变电站出线处确定，除非另有约定。

3. 连接点属于配电网企业的变电站

a) 主计量位置应在配电网企业直接连接输电网的变压器高压侧端子处确定，除非另有约定；

b) 备用计量位置应在配电网企业的变电站出线处确定，除非另有约定。

条17. 两个配电网企业之间的计量位置

主计量位置和备用计量位置应由相关配电网企业与电力交接企业协商确定。

条18. 低压计量位置

用户接入配电网的低压计量位置应在用户的连接点处确定，除非另有约定。

条19. 计量系统的要求

1. 安装在主计量点的主计量系统必须准确、完整地确定购售电的计量量值，并排除由电力系统环网结构影响计量结果的因素，作为计算和结算通过并网点电能量的主要依据。

2. 安装在备用计量点的备用计量系统应执行以下功能：

a) 在主计量系统运行不准确或发生故障时，根据试验、检测单位的结果和相关各方的一致记录，替代主计量系统进行购售电量值的计算；

b) 在主计量系统正常工作的情况下，检查和监督主计量系统的计量结果；

c) 在某些特殊情况下，与主计量系统和其他备用计量系统结合，计算用于结算的电能量。

3. 计量设备必须满足计量技术要求，并经样品审批、检定、测试，符合有关计量法律法规的规定。

4. 不得使用安装在变压器和断路器瓷套上的CT为购售电服务的计量系统提供服务。

条20. 计量回路的要求

1. 主计量系统的CT二次绕组和连接到主计量仪表的二芯电缆不得用于其他目的，并且必须独立于备用计量系统。对于备用计量系统的CT，测量二次绕组可以同时用于计量仪表和其他测量设备，但前提是共同使用的二次回路设计必须确保备用计量系统的安全和准确性。不得将测量二次绕组用于为计量仪表和保护装置供电。

2. 连接从VT二次绕组到主计量仪表的二芯电缆不得用于其他目的，并且必须独立于备用计量系统。

3. 计量回路的二芯电缆必须沿最短路径敷设，接线端子数量最少，并且必须具备实施铅封、锁紧端子柜或接线端子的条件。主计量系统的二芯电缆必须单独敷设，并直接从CT接线盒、VT中间柜连接到计量仪表柜，而不经过中间柜的端子排。计量回路的二芯电缆必须是具有柔软导体、双层绝缘的电线。

4. 如果计量仪表从一个VT通过电压切换装置获得电压供应，则电压切换装置的接线端子必须具备铅封条件，且计量仪表必须编程以记录电压切换的时间和持续时间。

5. CT、VT二次侧负载必须在制造商规定的额定容量范围内。

6. 计量回路必须连接以确保铅封不会影响控制和保护回路。

7. 当备用计量系统的电流回路与其他测量设备共用时，计量仪表必须先于其他测量设备连接，并且必须确保不影响备用计量系统的准确性，并具备从CT接线盒到计量仪表的电流回路铅封条件。

8. 用于检测计量设备的试验接线盒必须具备铅封条件。如果CT二次绕组和保护二次绕组共用一个二次接线盒且无法整体铅封，则必须采取单独铅封CT二次绕组的措施，以防止非法干预。

9. 对于大型发电厂和参与电力市场的发电厂的主计量位置，如果计量仪表不能从测量二次电压系统连续供电，则必须配备从备用电源脉冲线路提供的备用电源，以确保计量仪表连续运行。为计量仪表提供的备用电源必须保证计量仪表的准确性以及计量回路的技术要求。

9. 对于大型发电厂和参与电力市场的发电厂的主要计量位置，如果电能表未从测量二次电压系统连续供电，则必须为电能表配备额外的备用电源，以确保电能表能够持续运行。为电能表提供的备用电源必须保证电能表的准确运行以及计量回路的技术要求。

条 21. 对铅封和保密的要求

1. 计量系统的所有部分，包括电流互感器（CT）和电压互感器（VT）的接线盒、电能表、电流回路、电压回路、逻辑转换电路和试验连接盒（如有），必须按照法律规定进行铅封，以防止非法干预。

2. 供电单位和供电及售电单位应制定使用CT、VT、电能表接线盒铅封钳和保护盒的规定，并根据管理范围内的计量设备数量确定铅封钳和保护盒的数量，并按规定登记铅封编号和标记。

3. 对于配备数据采集系统的计量系统，从测量点读取并收集的数据必须加密，以防止非法干预。

4. 管理系统读取、传输和汇总电能量数据的软件必须通过多级密码保护，确保数据的安全性、准确性和可靠性。

条 22. 电能表密码管理

1. 电能表密码必须分为三个不同的访问级别，以满足电能表运行管理的需求，具体如下：

a) 设置密码是允许进入电能表设置参数和工作程序的密码。此密码用于设置一个或所有电能表参数，仅限有责任或授权人员使用；

b) 同步时间密码是允许进入电能表读取数据和同步时间的密码。此密码不允许设置或更改电能表参数和工作程序，仅限有责任或授权人员使用；

c) 只读密码是允许进入电能表读取数据但不允许更改设置参数和工作程序的密码。此密码用于现场或远程读取电能表数据。

2. 每个电能表的不同密码内容必须分别设置。电能表密码必须存放在单独密封的信封中，每个电能表对应一个信封。

3. 密码信封必须移交给负责管理和存储的人员。管理人员负责将电能表密码信封汇总成一份电能表密码档案，包括电能表类型、电能表编号、计量系统所有者单位、计量系统运行管理单位等内容。

4. 在管理和存储过程中移交密码信封或使用电能表密码时，必须由双方签字确认记录在案。

5. 使用硬密钥作为设置密码的电能表必须进行铅封，以确保不破坏铅封就无法干预电能表。

6. 计量系统所有者或计量系统运行管理单位负责管理并保护电能表只读密码。

7. 实验室和检定机构负责管理并保护电能表设置密码。

8. 数据管理部门负责管理并保护电能表同步时间密码。

条23. 计量、供电和接收电能档案的管理

在设计、投资、运行管理和供电、结算过程中，相关单位有责任管理和保存以下档案：

1. 发电厂与电网之间或输电网与配电网之间的计量和供电

a) 经各方一致同意的技术设计文件，包括已协商一致的计量系统技术设计文件；

b) 对于使用型式试验标志1的情况，由试验和检验机构出具的经公证的检定证书副本；

c) 由试验和检验机构出具的关于CT、VT和计量表的试验记录；

d) 由试验和检验机构出具的二次回路总试验记录；

戌) 由试验和检验机构出具的计量表参数设置记录；

壬) 由试验和检验机构出具的计量系统安装完成验收记录，检定日期和铅封检定标识；

癸) 由试验和检验机构出具的数据采集系统安装完成验收记录；

子) 由试验和检验机构出具的计量系统在管理运行过程中的验收、检定、故障处理和设备更换记录；

丑) 计量二次回路和数据采集系统的竣工图；

寅) 与供电结算相关的电表读数记录和确认记录。

2. 电力销售方与用电客户之间的供电

a) 110千伏及以上电压等级：本条第1款规定的资料；

b) 中压电压等级：本条第1款规定的a项、b项（如有）、c项、d项、e项、g项（如有）和k项（如有）资料；

c) 低压电压等级：本条第1款规定的b项（如有）、戌项（如有）和e项资料。

节

中压及以上电压等级计量系统的要求

条24. 计量系统的配置

1. 计量系统的配置包括：

a) 计量表；

b) CT；

c) VT；

d) 计量二次回路和电缆；

戌) 数据采集辅助设备；

壬) 安全保护装置、铅封位置和铅封夹；

癸) 辅助设备、计量表柜、测试接线盒、接线转换设备、隔离测量回路的设备、逻辑切换电路、提供给计量表的电压（或电流）回路、电压和电流检测设备、防止远通信通道雷击的设备。

2. 计量系统的具体配置根据电压等级、购售电量规模和计量点特性确定。

条25. 计量表的要求

1. 通用要求

a) 三相四线或单相两线类型；

b) 集成功能的电子式可编程类型；

c) 具有一个或多个费率；

d) 分别单独测量正向和反向有功和无功功率，按四个象限进行；

戌) 具有最大需量测量和负荷曲线记录功能；

壬) 具有连接计算机、现场和远程数据收集和读取功能；

癸) 从测量用二次电压系统获取电源，并确保在一相或两相失电时仍能继续工作；

子) 必须具有内部电池以维持实时时钟。必要时，计量表可以集成电池以支持显示屏幕上的数据读取；

丑) 具有多级密码；

寅) 具有铅封位置，确保未经授权无法接触接线端子并更改计量表内的设置；

卯) 具有至少60天的计量信息存储和负荷曲线记录功能，每30分钟记录一次数据值，可编程设置更短的积分周期；

辰) 电流和电压应与CT和VT的二次电流和电压相匹配；

巳) 计量表必须与现场或远程数据采集系统相连，符合连接标准和数据采集软件要求。

2. 对于220千伏及以上电压等级或发电厂参与电力市场或大型发电厂与电网之间的电能计量和供电的要求

a) 主要计量表必须达到有功功率0.2级和无功功率2.0级的标准，按照科学技术部规定；

b) 备用计量表必须达到有功功率0.5级和无功功率2.0级的标准，按照科学技术部规定。

3. 对于不属于本条第2款规定情况下的电能计量和供电的要求

a) 主要计量表必须达到有功功率0.5级和无功功率2.0级的标准，按照科学技术部规定；

b) 备用计量表的精度由各方协商确定，但不得低于以下标准：

- 对于110千伏电压等级的计量，有功功率0.5级和无功功率2.0级，按照科学技术部规定；

- 对于中压电压等级的计量，有功功率1.0级和无功功率2.0级，按照科学技术部规定。

4. 如果科学技术部尚未规定计量表精度标准，则采用IEC标准或其他等效标准。

第二十六条 计量用电流互感器的要求

1. 通用要求

a) 应具有专门用于测量设备和电能表的二次绕组测量线圈；

b) 二次绕组测量线圈的额定电流值为01A或05A；

c) 在二次绕组测量线圈连接到测量设备和电能表的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。

2. 对于220千伏及以上电压等级或发电厂参与电力市场或大型发电厂与电网之间的电能计量和供电的要求

a) 用于主要计量的电流互感器的二次绕组测量线圈必须达到由科学技术部规定的0.2级精度标准；

b) 用于备用计量的电流互感器的二次绕组测量线圈必须达到由科学技术部规定的0.5级精度标准；

c) 电流互感器的二次绕组测量线圈容量应在制造商规定的次级回路负载允许范围内。

3. 对于不属于本条第2款规定情况下的电能计量和供电的要求

a) 用于主要计量的电流互感器的二次绕组测量线圈必须至少达到由科学技术部规定的0.5级精度标准；

b) 用于备用计量的电流互感器的二次绕组测量线圈的精度等级根据相关各方协商确定，但不得低于对于110kV电压等级计量的0.5级和中压计量的1.0级标准，该标准由科学技术部规定。

4. 若科学技术部尚未规定电流互感器的精度标准，则应采用IEC标准或其他等效标准。

第二十七条 计量用电压互感器的要求

1. 通用要求

a) 应具有专门用于测量设备和电能表的二次绕组测量线圈；

b) 二次系统额定电压（相电压）为100V或110V；

c) 在二次绕组测量线圈连接到测量设备和电能表的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。

2. 对于220千伏及以上电压等级或发电厂参与电力市场或大型发电厂与电网之间的电能计量和供电的要求

a) 用于主要计量的电压互感器必须达到由科学技术部规定的0.2级精度标准；

b) 用于备用计量的电压互感器必须达到由科学技术部规定的0.5级精度标准；

c) 电压互感器的二次绕组测量线圈容量应在制造商规定的次级回路负载允许范围内。

3. 对于不属于本条第2款规定情况下的电能计量和供电的要求

a) 用于主要计量的电压互感器必须至少达到由科学技术部规定的0.5级精度标准；

b) 用于备用计量的电压互感器的精度等级根据相关各方协商确定，但不得低于对于110kV电压等级计量的0.5级和中压计量的1.0级标准，该标准由科学技术部规定。

4. 若科学技术部尚未规定电压互感器的精度标准，则应采用IEC标准或其他等效标准。

节 3

低压计量系统要求

第二十八条 电能表的要求

1. 对于三相电能表，应为三相四线制；对于单相电能表，应为单相两线制。

2. 应设有铅封、铅封夹，确保在不破坏铅封的情况下无法接触接线端子并更改电能表设置参数。

3. 对于三相电能表，有功电能表必须达到由科学技术部规定的1.0级精度标准。对于单相电能表，电子式电能表必须达到1.0级精度标准，机械式电能表必须达到2.0级精度标准，该标准由科学技术部规定。

若科学技术部尚未规定电能表的精度标准，则应采用IEC标准或其他等效标准。

4. 对于电子式电能表：可以配备多功能功能，可编程，并与远程数据采集系统兼容，符合连接标准和数据采集软件要求。

条 29. 计量互感器使用要求

在使用计量互感器进行低压电能计量的情况下，互感器必须满足以下要求：

1. 应具有专门用于电能表的二次测量绕组。

2. 二次额定电流值应为01A或05A。

3. 二次测量绕组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连接电路进行操作。

4. 二次测量绕组的容量应在制造商规定的二次回路负载容量范围内。

5. 准确度等级为0.5，按照科学技术部规定的标准执行。若科学技术部尚未规定互感器准确度标准，则可采用IEC标准或其他等效标准。

第四章 实施细则

计量数据采集系统和计量数据管理系统的要求

条 30. 计量数据采集系统、计量数据管理系统的管理

1. 计量数据管理部门的责任

a) 投资、安装、管理和运行计量数据采集系统、计量数据管理系统，确保各单位能够按照本通知的规定实现连接；

b) 向相关单位提供数据文件格式（以下简称文件）、接口标准，基于数据采集模型和数据传输方式；

c) 设置、安装参数，并采取措施保障计量数据采集系统、计量数据管理系统在计量点和数据收集、存储及处理中心的安全性、保密性和信息加密，以确保计量数据的准确性、可靠性。

2. 计量系统运行管理部门的责任

a) 对其管辖范围内的电能表读数程序软件设置参数进行保密；

b) 不得干预读取和传输数据的程序，不得修改影响数据准确性的设置参数。不得修改从电能表读取的数据到计算机或现场集中数据设备（如有）。

条 31. 计量数据采集系统、计量数据管理系统的总体架构

1. 若采用远程数据采集技术，根据基础设施条件和运行管理范围，各单位可以选择并应用相应的技术解决方案，通过有线或无线网络环境，自动或半自动地实现远程数据采集，符合本通知附件1中描述的计量数据采集系统、计量数据管理系统的总体架构。

2. 数据采集模型

a) 根据实际情况和基础设施条件，数据采集模型包括以下类型之一：

- 现场单独电能表数据采集模型；

- 通过集中器的数据采集模型。

b) 单独电能表现场数据采集模型的应用情况

- 适用于单独安装且不便与其他电能表连接的电能表；

- 通过WAN/LAN/移动网络将电能表数据传输至数据收集服务器；

- 适用于分散布置的电能表。

c) 集中器数据采集模型的应用情况

- 与电能表的接口：LAN或RS232/485；

- 适用于位于同一地点的电能表。

3. 技术解决方案按信息传输环境和距离分类如下：

a) 信息传输环境

- 有线：包括PLC、RS485/RS232、以太网、光纤、xDSL；

- 无线：包括RF/RF-Mesh、移动通信网络。

b) 信息传输距离

- 现场：使用手持式读数设备直接在现场采集数据；

- 远程：使用远程数据采集系统通过有线或无线通道采集电能表或集中数据单元（DCU）的数据。

条32. 数据采集计量系统的要求

数据采集计量系统的运营单位或数据管理单位的计量数据管理系统必须配备以下基本功能和要求：

1. 具备通过直接读取电表数据连接到每个计量点的电表的能力，前提是相关各方之间有协议。

2. 与系统中所有电表的标准时间源同步。

3. 数据采集计量系统必须具备以下最低功能：

a) 实现自动按预定计划或按需读取并传输计量数据；

b) 管理测量点列表、每个电表或电表组的读取计划；管理和存储从电表读取的数据；

c) 管理系统访问，包括用户身份验证和系统访问权限。

4. 通信环境可以使用有线或无线系统，并且必须采取信息安全、保密和信息加密措施。

5. 与电表连接的信息设备必须满足以下要求：

a) 信息安全、保密和信息加密要求，以防止非法干预和伪造信息；

b) 电力和电信安全要求，以避免损坏计量系统和数据管理系统。

6. 数据传输系统、数据文件格式和数据采集系统的接口标准必须与数据管理单位的数据管理系统兼容。

条33. 数据管理系统的要求

数据管理系统必须配备以下基本功能和要求：

1. 通信环境可以使用有线或无线系统，并且必须采用信息安全、保密和信息加密措施。

2. 与数据采集系统连接的信息设备必须满足以下要求：

a) 信息安全、保密和信息加密要求，以防止非法干预和伪造信息；

b) 电力和电信安全要求，以避免损坏数据采集系统。

3. 具备通过数据采集系统的计算机连接和收集计量数据的能力。申报和管理测量点列表及相关信息。

4. 管理、存储和生成有关计量数据和相关事件的报告。

5. 计算机读取和存储数据系统应提供备用电源，安装防病毒程序，设置管理权限和操作权限。数据库系统必须始终进行备份，确保在最短时间内恢复数据，并保持数据完整性。

6. 主机系统能够记录整个处理、验证、利用计量数据的过程，并配备备用系统，以确保在任何情况下计量数据不会丢失。

7. 管理访问包括用户的登录号和系统访问权限。软件管理权限分为完全控制级别和操作级别，其中完全控制级别（安装、配置、为操作员分配用户权限和调整数据）和操作级别（读取、查看和导出数据）。

8. 与其他应用程序软件连接和共享数据，以便利用数据。

9. 管理计量信息。

10. 处理计量数据。

11. 检查和验证计量数据。

12. 至少存储数据五年。

条 34. 数据测量文件格式

1. 常用的数据测量文件格式为*.txt或*.csv。

2. 数据测量管理单位负责公布标准数据测量文件格式、接口标准以及计量表类型，确保数据收集系统和数据管理系统能够连接并读取数据。

第五章

技术设计、投资、安装、验收

测量系统和数据收集系统

节 1

电压等级110千伏及以上电力设施的测量系统和技术设计协议，涉及电力分配单位之间的交接和发电厂与电网之间的交接

条 35. 技术设计协议实施原则

1. 对于新建电力项目

a) 在达成接入国家电网的连接协议后，在技术设计阶段立即执行测量系统和技术设计协议，以支持电力交接和交易；

b) 测量系统和技术设计协议的相关内容必须在批准技术设计和总建设预算之前统一。

2. 对于已运行的电力项目

a) 当出现新的测量点或需要升级现有测量系统时，应执行测量系统和技术设计协议；

b) 在购买或更换测量系统的设备前，必须完成测量系统和技术设计协议的协商。

3. 测量系统和技术设计协议实施原则

a) 测量系统投资者负责提交测量系统和技术设计协议的申请文件；

b) 电力买卖公司、电力分配单位和电力批发零售单位负责主持测量系统和技术设计协议的协商，以支持其管辖范围内的电力交接；

c) 其他相关电力交接单位有责任配合并参与测量系统和技术设计协议的审议。

4. 若电力分配单位投资测量系统和技术设计协议以向使用配电网络的客户供电（不包括使用配电网络的发电单位）或电力批发零售单位投资测量系统和技术设计协议以向用电客户提供服务，则该电力分配单位或电力批发零售单位需在投资和安装前与客户协商确定测量系统和技术设计协议的内容，并按照本通知的规定执行。

条 36. 测量系统和技术设计协议申请文件

1. 技术设计协议请求文本。

2. 国家电网接入工程批准或连接协议副本。

3. 测量系统和技术设计协议的技术设计文件，包括：

a) 电力工程概述资料，包括：位置、规模和主要技术参数、预计运行时间；

b) 测量系统相关资料，包括：

- 主要测量点、备用测量点；

- 测量设备的安装位置和技术参数（种类、电压、电流、电流和电压比、精度等级、容量和其他参数）；

- 测量系统的连接方案和二次回路铅封密封方案；

- 测量柜的安装位置。

c) 数据收集系统相关资料，包括：

- 数据收集系统的连接方案；

- 数据收集系统设备的技术参数。

d) 测量系统所需的主要设备清单及数量。

4. 相关图纸，包括：

a) 表示所有技术参数的电力工程接入国家电网的连接图；

b) 电力工程的测量和保护原理图；

c) 电力工程的测量系统原理图；

d) 电力工程中测量设备布置平面图；

e) 二次回路测量连接图，其中包含铅封密封方案；

f) 数据收集系统连接图；

g) 测量电度表柜和中间柜的原理图（如有）。

5. 根据本通知附件2规定的模板起草的测量系统和技术设计协议草案。

条37. 实施技术设计协议的计量系统和计量数据收集系统

1. 编制并提交技术设计协议申请文件的责任

a) 计量系统的投资单位负责在以下情况下编制并提交计量系统和技术设计协议申请文件给电力交易公司：

- 大型发电厂与输电网或配电网之间的计量；

- 使用可再生能源的发电厂与电网之间的计量；

- 输电网与配电网之间的计量；

- 通过110千伏及以上电压等级进行跨国购电服务边界的计量；

- 输电网与接入输电网的用电客户之间的计量。

b) 计量系统的投资单位负责在以下情况下编制并提交计量系统和技术设计协议申请文件给供电单位：

- 小型发电厂与配电网之间的计量；

- 配电网与供电和售电单位或接入配电网的用电客户之间的计量，当供电和售电单位或用电客户投资计量系统时。

对于两个供电单位之间的边界计量

- 两个省级电力公司的边界计量：计量系统的投资单位负责编制并提交计量系统和技术设计协议申请文件给电力交易公司。另一方有责任配合电力交易公司在协商过程中；

- 同一省级电力公司下的两个地方电力公司的边界计量：计量系统的投资单位负责编制并提交计量系统和技术设计协议申请文件给省级电力公司。另一方有责任配合在协商过程中。

d) 对于本款规定之外的情况，按照本通知第35条第3款的规定执行。

2. 技术设计协议的实施程序

a) 根据本通知第36条的规定编制文件后，计量系统的投资单位负责向电力交易公司或供电单位（根据本条第1款的规定）提交三份计量系统和技术设计协议申请文件以进行协商；

b) 电力交易公司或供电单位负责征求相关送受电单位对技术设计协议建议的意见；

c) 在收到相关送受电单位的意见后，电力交易公司或供电单位负责：

- 汇总相关送受电单位的意见，并评估文件中的内容：电能计量位置、计量系统和技术设计、电能交接方式、技术设计协议草案以及相关内容；

- 书面通知计量系统的投资单位完善技术设计协议草案；

d) 根据电力交易公司或供电单位的意见，计量系统的投资单位负责按照本通知的规定达成一致并完善计量系统和技术设计协议草案；

e) 达成一致后，计量系统的投资单位和电力交易公司或供电单位负责签署技术设计协议。技术设计协议应制作两份，每方保存一份。计量系统的投资单位负责将已签署的技术设计协议副本发送给相关送受电单位。

3. 技术设计协议的协商和签署时间对于本条规定的事项，按照本通知第38条的规定执行。

条38. 技术设计协议的协商和签订时间 系统计量和数据采集系统

系统计量和技术设计协议的数据采集系统的统一协商和签订时间规定如下表：

节

投资、安装110千伏及以上电压等级的计量系统和数据采集系统，配电单位之间的交接以及发电厂与电网之间的交接

条39. 投资和安装过程中的要求

1. 确保计量系统和数据采集系统符合本通知的规定，并与已统一的技术设计协议相适应。

2. 确保计量设备符合国家关于计量的法律法规规定。计量设备投入使用前必须按照国家有关计量行政主管部门批准的计量器具型式的要求执行。特殊情况下，如果计量设备属于成套装置或成套工程，但尚未获得型式批准且无法在外加装计量设备，则相关单位有责任指导投资单位按照国家计量法律法规的规定办理型式批准手续。

条40. 投资和安装计量系统和数据采集系统的各方责任

1. 投资单位

a) 根据本章第1节规定的已统一的技术设计协议，投资和安装计量系统和数据采集系统；

b) 与试验检测单位签订合同，完成以下工作：

- 按照本通知和国家计量法律法规的规定对计量设备进行初始试验和检测；

- 对二次回路进行试验，确保满足计量技术要求，并符合计量系统的技术设计；

- 封铅计量系统，确保未经破坏封铅无法干预测量回路和计量设备；

- 设置和安装电能表的工作参数和密码。

c) 向数据管理单位和相关供电单位提供测量点（测量位置、交接方式、技术参数）的信息；

d) 协助数据管理单位在本地和远程安装和检查数据采集系统。

2. 配电网管理单位负责在配电网管理单位的变电站内安装、试验和初始检测计量系统和数据采集系统时，与投资单位和其他相关单位合作。

3. 数据管理单位

a) 向新安装的计量系统分配测量点代码和电能表地址，在其管辖范围内；

b) 更新数据管理系统中的计量数据库，在其管辖范围内；

c) 协助投资单位在测量点和数据传输路径上安装和检查数据采集系统，将电力工程的数据传输到数据管理系统中，在其管辖范围内；

d) 安装软件加密从现场读取并传输到计算机的计量数据，防止未经授权的干预和伪造信息，在其管辖范围内。

4. 试验检测单位

根据与投资单位签订的合同执行以下任务：

a) 按照本通知和国家计量法律法规的规定对计量设备进行初始试验和检测；

b) 对二次回路进行试验，确保符合技术要求，并符合计量系统的技术设计；

c) 封铅计量系统，确保未经破坏封铅无法干预测量回路和计量设备；

d) 设置和安装电能表的工作参数和密码在其权限范围内；

e) 向投资单位提供计量系统试验检测报告和电能表安装记录，按照本通知和国家计量法律法规的规定。

计量系统和数据采集系统110千伏及以上电压等级的验收，配电单位之间的交接以及发电厂与电网之间的交接

节 3

接受110千伏及以上电压等级计量系统和计量数据采集系统的验收，以及各配电单位之间的交接和发电厂与电网之间的交接

条 41. 参与验收的组成部分

根据不同的计量交接情况，参与验收的组成部分包括以下单位：

1. 计量系统投资单位。

2. 电力交易公司或配电单位。

3. 计量系统运行管理单位。

4. 计量数据管理单位。

5. 实验和检验单位。

6. 相关的电力交接单位。

条 42. 验收所需文件

1. 技术文件

a) 实验和检验单位出具的计量表、互感器和电能表的实验、检验合格证书；

b) 计量表、互感器、变送器的样品批准决定（如有）；

c) 由试验和检验机构出具的关于CT、VT和计量表的试验记录；

d) 由试验和检验机构出具的二次回路总试验记录；

d) 电能表参数设置记录。

2. 完成安装计量系统的验收记录。

3. 完成安装数据收集系统的验收记录。

条 43. 验收程序

1. 在完成计量系统和数据收集系统的安装后，最迟在预计验收日期前14天，计量系统投资单位有责任提交进行验收的书面请求，并附上一份根据本通知第42条规定的验收所需文件，发送给电力交易公司或配电单位及相关电力交接单位。

2. 自收到进行验收的书面请求及验收所需文件之日起三个工作日内，电力交易公司或配电单位有责任检查文件是否完整且符合规定，并执行以下操作：

a) 若文件符合规定并满足验收条件，电力交易公司或配电单位有责任向参与验收的各单位发送书面文件以统一验收计划；

b) 若文件不符合验收条件，电力交易公司或配电单位有责任向计量系统投资单位发出补充文件的要求，并通知参与验收的各单位。

3. 统一验收计划后，计量系统投资单位负责组织并实施计量系统和数据收集系统的验收工作，相关单位代表需到场。

4. 计量系统投资单位有责任汇总所有验收文件，并向每个参与验收的单位提供一份（复印件）。

5. 参与验收的各单位有责任保存验收文件，更新交接点信息到交接位置列表和单位管理系统中。

6. 计量系统只有在参与验收的各单位一致同意验收结果并共同签署验收记录后才能投入运行。

条 44. 验收过程中的主要内容

1. 验收过程分为两个步骤，具体如下：

a) 通电前设备安装检查

- 检查计量系统和数据收集系统的技术文件；

- 现场检查计量系统的实际安装情况，包括：检查一次设备安装位置，检查二次电路安装，检查计量设备参数，检查电能表参数设置；

- 将现场计量系统安装的实际检查结果与已统一的技术设计、设备技术文件和电能表参数设置记录进行对比；

- 检查电能表参数设置与实际安装的计量设备参数的一致性；

- 检查数据收集系统的实际参数和安装情况，并与已统一的技术设计进行对比；

- 实验和检验单位设置电能表的各种密码，保留“设置”密码，将“只读”密码移交给计量系统投资单位或拥有单位，将“同步时间”密码移交给数据管理单位；

- 锁定电能表指数，记录电能表编程参数，最后一次编程的时间和次数；

- 封印CT、VT、二次电路计量、中间接线盒、试验箱等，确保未经破坏封印无法干预计量系统。封印必须由各方见证。

b) 通电后计量系统运行检查

- 检查电流值、电压值、电流与电压之间的相位角；

- 分析和评估电流值、电压值、电流与电压之间的相位角，并结合电能表读数与实际负载功率进行对比；

- 检查数据收集系统的运行情况；

- 完成所有检查项目后，各方确认计量系统正常运行，对剩余部分进行封印；

- 验收结束时，各方共同签署验收记录，格式见本通知附件3。

2. 在带负载运行期间，如果发现导致计量系统不准确的问题，各单位应合作解决并确定需要追缴或退还的电量。

3. 如果在工程通电后，计量系统或数据收集系统未完成验收，各方应建立第一次验收记录，记录存在的问题和处理措施、解决问题的方法和时间，作为下一次验收的基础。在计量系统完成验收之前，交接的电量应在系统完成验收后立即计算追缴或退还（如有）。

第四节

计量系统和数据收集系统的 设计、安装和验收 用于接入中压及以下电压等级客户的售电业务

条45. 关于计量系统和数据采集系统的总体设计、安装和验收要求

1. 计量系统和数据采集系统（如有）的配备要求，根据不同的电力用户对象、运行管理需求和售电业务需求而定。

2. 投资和安装计量系统必须符合本通知第三章规定的中压及以下电压等级计量系统的要求以及有关计量法律法规的规定。

3. 供电单位和供电售电单位的责任

a) 投资并安装计量系统和数据采集系统（如有），及时满足安装、更换计量设备和其他设备以向用电客户提供售电服务的需求；

b) 组织初始检定、定期检定和维修后检定计量设备，按照本通知和计量法律法规的规定进行；

c) 验收并确保在使用过程中计量设备的技术测量要求得到满足。只有经过批准型号、检定并通过技术测量要求的计量设备才能投入使用。

条46. 计量系统和数据采集系统的设计

1. 供电单位或供电售电单位负责设计计量系统和数据采集系统（如有），以便在与用电客户协商接入和供电程序的同时，为用电客户提供售电服务，并接入中压及以下电压等级的电网，具体如下：

a) 向接入中压电网的用电客户提供供电时：自收到符合工业和贸易部发布的配电网规定的所有有效接入申请文件之日起五个工作日内，供电单位或供电售电单位必须完成计量系统和数据采集系统的设计；

b) 向接入低压电网用于生活目的的用电客户提供供电时：自收到符合工业和贸易部发布的配电网规定的所有有效接入申请文件之日起七个工日内，供电单位或供电售电单位必须完成计量系统和数据采集系统（如有）的设计，签订合同并向客户提供供电；

c) 向接入低压电网用于非生活目的的用电客户提供供电时：自收到符合工业和贸易部发布的配电网规定的所有有效接入申请文件之日起八个工日内，供电单位或供电售电单位必须负责检查、勘测、设计计量系统和数据采集系统（如有），制定供电方案，签订合同并向客户提供供电。

2. 当用电客户投资建设接入中压电网的计量系统和数据采集系统（如有），客户有责任编制技术设计并与其供电单位或供电售电单位就技术设计达成一致。从客户提交完整的技术设计文件之日起，达成一致的技术设计协议最长期限为五个工作日。

条47. 悬挂、拆除计量系统

1. 在悬挂、拆除、安装计量系统时，必须有工作任务单或工作指令。在悬挂、拆除、安装计量系统之前，供电单位或供售电单位有责任检查计量设备的完整性、铅封和封印；检查计量系统的运行状态，在悬挂、拆除计量设备时记录电表读数；检查CT和VT的变比设置、最后一次编程次数和最后编程时间。

2. 悬挂、拆除、安装计量系统的结果必须完整地记录在由供电单位或供售电单位规定的悬挂、拆除、安装计量设备的工作记录中。工作记录必须有供电单位或供售电单位代表的签名和用电客户代表的签名，并制作成两份，每方保存一份。

3. 计量系统和数据采集系统（如有）只有在供电单位或供售电单位完成悬挂、拆除计量系统工作且悬挂、拆除、安装计量设备的工作记录得到各方代表一致签署后，才能投入使用以确保不损坏用电客户的电气设备并保障人身安全。

第六章

计量系统、数据采集系统和数据管理系统 的管理、运行及故障处理

节 1

计量系统、数据采集系统和数据管理系统 的管理、运行

条48. 计量系统的管理、运行

1. 计量系统运行管理单位负责在其管辖范围内确保计量系统的准确性、稳定性、可靠性和保密性，进行管理和运行维护。

2. 在运行管理过程中，计量系统运行管理单位有责任持续监控和检查计量系统的运行状况，及时发现异常情况或潜在事故风险。一旦发现异常或事故，计量系统运行管理单位必须立即通知相关单位配合处理，处理过程应按照本章第二节的规定执行。

3. 更换设备或升级改造计量系统仅在相关单位协商一致的情况下实施。对于向接入中压及以下电压等级的用电客户供电的计量系统，在更换设备或升级改造前，计量系统运行管理单位有责任通知用电客户以便配合实施。

4. 计量系统运行管理单位或计量系统所有者负责根据本通知和有关计量法律法规的规定组织对计量系统的铅封和锁链进行管理。

5. 计量设备的铅封和检定铅封只能在试验机构或检定机构进行检定、测试和故障处理时，在相关单位代表在场的情况下拆除。

6. 电能表的时间钟和数据采集系统采用北京时间，并与从全球定位系统（GPS）或国家标准时间源获取的标准时间同步，符合计量数据管理单位的实际条件。

7. 对于用于向用电客户提供电力服务的计量系统，如果发现任何异常或故障，用电客户必须通知供电方采取及时措施处理。

条 49. 更改计量系统参数

1. 在发电厂与电网之间、输电网与配电网之间、各配电单位之间或接入电压等级为110千伏及以上的用电客户与电网之间的电能计量情况下

a) 计量系统运行管理单位应在预计更改计量系统参数日期前至少五个工作日通知购电公司或配电单位及相关交收单位（附上有关更改计量系统参数的必要性资料）；

b) 购电公司或配电单位及相关交收单位在收到计量系统运行管理单位的通知后两个工作日内，应就更改或重置计量系统参数达成一致，并制定实施计划或要求计量系统运行管理单位补充相关资料以确保充分协商一致；

c) 计量系统运行管理单位负责按照已达成一致的计划执行更改计量系统参数的工作；更改计量系统参数必须遵守有关计量法律法规的规定；

d) 购电公司或配电单位及相关交收单位应参与按照已达成一致的计划执行更改计量系统参数的过程；

e) 各单位应将更改后的计量系统参数更新到各自管理的计量数据库中。数据管理单位应在收到计量系统运行管理单位的通知后，将更改后的参数更新到数据采集系统和数据管理系统中；

2. 对于接入中压及以下电压等级的用电客户的电能计量情况，配电单位或配电售电单位负责更改计量系统参数，但需提前通知用电客户了解原因并配合执行。

条 50. 更换计量系统的设备

1. 在发电厂与电网之间、输电网与配电网之间、各配电单位之间或接入电压等级为110千伏及以上的用电客户与电网之间的电能计量情况下，当需要更换设备或升级改造计量系统时，计量系统运行管理单位应负责具体如下内容：

a) 除本通则第53条第3款规定的紧急情况外，当更换因故障或异常运行而需要替换的设备且其技术参数与原设备相同或符合与相关单位的约定时，应按以下程序进行：

- 计量系统运行管理单位应在预计更换日期前至少五个工作日通知购电公司或配电单位及相关交收单位更换和验收计量系统的计划（附上相关资料）；

- 购电公司或配电单位及相关交收单位在收到计量系统运行管理单位的通知后两个工作日内，应与计量系统运行管理单位就更换和验收计划达成一致；

- 计量系统运行管理单位负责组织按照已达成一致的计划进行更换和验收计量系统。

b) 当在升级或改造计量系统过程中更换设备时

- 按照本通则第五章的规定执行技术设计协议、投资、安装和验收更换设备；

- 数据管理单位及相关交收单位应将更改后的计量系统参数更新到各自的计量数据库、数据采集系统和数据管理系统中。

2. 对于接入中压及以下电压等级的用电客户的电能计量情况，配电单位或配电售电单位应按照本通则第47条的规定更换计量系统的设备，并提前通知客户了解原因。在更换计量系统设备时，必须有用电客户代表见证并确认。

条51. 现场工作

在执行改变参数或更换系统计量设备时，参与单位有责任完成以下工作：

1. 检查封印状态和系统计量设备的运行情况。

2. 记录电表读数，计算在未通过系统计量设备期间的产量。

3. 计算追补电量或退还电量（如有）。

4. 编制改变参数、更换设备或取消计量点的记录，其中必须包括以下信息：计量点位置、实施时间、更换前后的电表读数以及已完成的工作内容。记录须由参与单位代表签字确认。

条52. 计量数据收集系统和计量数据管理系统操作

1. 计量系统管理运营单位负责管理并操作计量数据收集系统，包括信息设备、计算机（如有）、读取电表数据程序等，以确保从计量点范围内的电表中完整准确地更新数据，并传输到计量数据收集系统和计量数据管理系统，以便更新到共同数据库。

2. 计量数据管理单位负责管理、操作和保护计量数据收集系统、计量数据管理系统及所辖范围内的电力计量数据库，确保信息和数据的完整、准确和可靠。

节

计量系统、计量数据收集系统和计量数据管理系统的故障处理

条53. 计量系统、计量数据收集系统和计量数据管理系统的故障

1. 计量系统管理运营单位和计量数据管理单位负责主导并与相关单位合作解决所辖范围内计量系统、计量数据收集系统和计量数据管理系统的故障，除非紧急情况下按照本条第3款规定。

2. 处理计量系统故障过程中，需有购售电公司或供电单位或供售电单位及相关交收单位的代表参与见证；须制作工作记录并由参与单位代表签字确认，除非紧急情况下按本条第3款规定。

3. 在紧急情况下，如果计量系统故障可能对人员或设备造成危险，计量系统管理运营单位有权主动处理故障，但必须立即通知购售电公司或供电单位或供售电单位及相关交收单位，并完成以下工作：

a) 制作详细记录，包括故障发生时间、故障状况、修复时间、故障前后各时段的电表读数等内容。记录须由计量系统管理运营单位授权代表签字确认；

b) 协同购售电公司或供电单位或供售电单位及相关交收单位执行铅封和计算追补电量或退还电量的规定手续。

4. 计量系统故障期间的追补电量或退还电量应由购售电公司或供电单位或供售电单位及相关交收单位统一计算。

第五十四条 处理计量系统故障

一、计量系统故障发生后，计量系统运行管理单位应当：

（一）向购电公司或供电单位以及相关输电和配电单位、计量系统所有者、数据记录管理单位通报；

（二）主持并配合相关输电和配电单位确定故障原因，并提出解决计量系统故障的措施。

二、对于需要更换和校准的计量设备，在故障情况下，计量系统所有者负责与试验和校准单位签订合同，执行相关事项。

三、在现场处理故障时，参与单位应进行以下工作：

（一）计量系统运行管理单位和计量系统所有者负责提供与确定故障原因和修复故障相关的资料和数据，包括：计量系统的运行日志，在故障发生前记录在计费表中的数据；

（二）在确定了故障原因并提出了修复措施后，计量系统运行管理单位负责与计量系统所有者合作修复计量系统故障，具体如下：

- 对于损坏的计量设备，计量系统所有者应主持并与计量系统运行管理单位合作，在最短时间内更换或修理，以确保设备符合本通知的规定要求并恢复正常运行。更换或修理必须按照本通知第五十条的规定进行；

- 如果无法立即修复故障，计量系统运行管理单位应主持并与相关输电和配电单位合作，制定临时替代计量方案（如需）。

（三）检查并验收修复后的计量系统；

（四）如果计量系统故障导致无法准确记录计量数据和电力传输量，计量系统运行管理单位应主持并与相关单位合作，通过会议纪要估算和统一计量数据和电力传输量，作为电费结算依据；

（五）计量系统运行管理单位负责编制处理和修复计量系统故障的记录。该记录须由参与单位一致同意，并由各单位代表签字确认。

四、对于低压计量系统故障，一旦发现或接到用电客户关于故障或异常情况的通知，供电单位或供电和售电单位应立即主持并与用电客户合作尽快修复故障。

第五十五条 处理数据采集系统和计量数据管理系统故障

一、在管理运行数据采集系统和计量数据管理系统过程中，发现系统读取和传输数据出现错误或故障，导致无法远程访问数据的单位应及时通知计量系统运行管理单位和计量数据管理单位，以便协调处理和解决。收到信息后，计量系统运行管理单位和计量数据管理单位应联系相关单位，共同进行检查，确定错误或故障，并及时采取补救措施。

二、检查后，如果发现错误发生在哪个环节，该环节的责任单位应迅速处理和修复，以尽快恢复数据采集系统或计量数据管理系统的运行状态。

三、在数据采集系统或计量数据管理系统故障恢复后，计量系统运行管理单位和计量数据管理单位应采取措施收集缺失的数据，补充到计量数据管理系统中。

四、如果无法处理数据采集系统故障，计量系统运行管理单位应直接在现场收集计费表数据，并使用适当的方法（电子邮件、传真等）及时将数据传送到计量数据管理单位，更新到整个系统的计量数据库中。

五、如果数据采集系统和计量数据管理系统出现故障，导致无法读取或读取错误的计费表数据，计量数据管理单位应与计量系统运行管理单位及相关单位合作，收集准确的计量数据，用于追缴或退还。准确的计量数据应更新到计量数据管理单位的数据库中。

节 3

计量设备检定

条 56. 关于计量设备检定的通用规定

1. 计量设备的检定包括初次检定、定期检定、修理后检定和按要求检定。

2. 计量设备只有在按照计量法律法规的规定进行检定并满足本通知规定的全部要求后，方可投入使用。

3. 初次检定是指在计量设备投入使用前进行的首次检定。在管理范围内，投资计量系统的单位必须承担初次检定计量设备的所有费用。

4. 定期检定应按照国家计量管理部门规定的周期或根据购电合同的规定进行，但不得违反计量法律法规的规定。拥有计量系统的单位必须承担定期检定计量设备的所有费用。

5. 修理后检定应按照计量法律法规的规定进行。

6. 按要求检定应在以下情况下进行：

a) 根据拥有计量系统单位的要求；

b) 根据与拥有或投资计量系统无关的输电单位的要求，除非本款第c项另有规定；

c) 当用电客户要求对正在使用的用于向客户供电的计量设备进行检定时，供电单位或供电及售电单位和用电客户应根据电力法第二十五条第三款、第四款以及政府令第137/2013/NĐ-CP号2013年10月21日关于电力法若干条款的具体实施办法和对电力法若干条款的修改补充办法第十九条的规定配合执行。

7. 投资计量系统的单位或拥有计量系统的单位负责收集所有检定文件（检定证书和工作记录）并向计量数据管理系统单位和每个参与检定的单位提交一份完整的文件。

8. 计量数据管理系统单位和参与检定的各单位负责保存检定文件，更新测量点信息到位置测量交接清单和单位管理程序中。

条 57. 高压及以上电压等级计量设备检定参与方

根据不同的测量交接情况和检定目的，参与检定的各方可能包括：

1. 拥有计量系统的单位或投资计量系统的单位。

2. 电力交易公司或配电单位。

3. 计量系统运行管理单位。

4. 实验室和检定单位。

5. 相关输电单位。

条 58. 高压及以上电压等级计量设备定期检定

1. 每年12月5日前，系统运行管理单位应与拥有计量系统的单位合作，将下一年度每月的定期检定计划通知相关输电单位和实验室、检定单位。

2. 每年12月20日前，基于系统运行管理单位发送的定期检定计划，相关输电单位和实验室、检定单位应负责统一下一年度的定期检定计划。

3. 如果年度定期检定计划有所变更，在每季度最后一个月的20日前，系统运行管理单位应与拥有计量系统的单位合作，更新并统一与相关输电单位和实验室、检定单位的检定计划，以覆盖剩余月份。

4. 基于已由各方统一的下一年度定期检定计划和季度更新计划，至少在定期检定日期前10天，系统运行管理单位应通知本通知第五十七条规定的各有关单位定期检定的时间。

5. 系统运行管理单位负责主持并协调拥有计量系统的单位组织定期检定；实验室、检定单位应按照计量法律法规的规定和与系统运行管理单位或拥有计量系统的单位签订的合同进行检定。

6. 如果定期检定结果显示计量设备未达到本通知和计量法律法规规定的各项要求，拥有计量系统的单位必须尽快更换计量设备。

第五十九条 按要求检定中压及以上电压等级的计量设备

一、按拥有计量系统的单位的要求进行检定的情况

a)拥有计量系统的单位应当在预计检定日期前至少十天通知相关供电单位。自收到通知之日起三日内，相关供电单位有责任向拥有计量系统的单位提供关于检定计划的意见；

b)只有在相关供电单位一致同意检定计划后，才能进行按要求的检定；

c)拥有计量系统的单位必须承担按要求检定的所有费用。

二、按相关供电单位（不拥有或投资计量系统）的要求进行检定的情况，但不包括本通知第六条第c项规定的情形

a)提出检定要求的相关供电单位应当在预计检定日期前至少十天通知拥有计量系统的单位和其他相关供电单位。自收到通知之日起三日内，拥有计量系统的单位和其他相关供电单位有责任向提出检定要求的相关供电单位提供意见；

b)只有在相关供电单位一致同意检定计划后，才能进行按要求的检定；

c)检定计量设备的费用

-如果按要求检定后，计量设备符合本通知和法律规定的技术要求，则提出检定要求的单位支付所有检定费用；

-如果计量设备不符合本通知和法律规定的技术要求，则拥有计量系统的单位支付所有检定费用。

三、拥有计量系统的单位负责组织按要求检定计量设备。试验和检定单位应按照法律规定和与拥有计量系统的单位签订的合同进行检定。

四、如果按要求检定的结果显示，计量设备不符合本通知和法律规定的技术要求，拥有计量系统的单位必须尽快更换计量设备。

第六十条 中压及以上电压等级计量设备修理后的检定

一、计量设备修理完成后，必须进行检定以确保符合本通知和法律规定的技术要求。

二、拥有计量系统的单位或系统运行管理单位负责组织按照法律规定对修理后的计量设备进行检定。

三、修理后的检定程序和内容按照法律规定执行。

第六十一条 实施中压及以上电压等级计量设备的检定

一、当用于发电厂与电网之间、输电网与配电网之间、配电单位之间的电能计量，或者用于接入110千伏及以上电压等级的用户与电网之间的电能计量时，检定程序如下：

a)参与检定的各方检查铅封和计量设备的工作状态，在检定之前；

b)参与检定的各方确定电表读数并拆除铅封；

c)试验和检定单位从电表中提取数据，连接检定电路，并按照国家计量管理部门规定的检定程序进行检定；

d)试验和检定单位重新设置计量设备，将电表与数据采集系统连接起来，并重新铅封计量系统；

e)试验和检定单位及参与检定的各方负责计算检定过程中增加的电量和未经过计量的电量（如有）；

f)制作工作记录，由各参与方代表签字确认。

二、当用于接入中压电压等级用户的电能计量时，配电单位或配电和售电单位按照以下程序组织实施检定：

a)与用户合作检查铅封和计量系统的工作状态，在检定或定期更换之前确定电表读数并拆除铅封；

b)按照法律规定组织检定或定期更换；

c)为用户重新建立计量系统并重新铅封；

d)制作工作记录，由各参与方代表签字确认。

条62. 计量设备检定要求

除本通则第56条关于计量设备检定的规定外，低压供电计量设备的检定还须符合以下要求：

1. 每年，供电单位或供电和售电单位应制定计划，定期检定正在使用的用于向用电客户供电的计量设备。

2. 供电单位或供电和售电单位必须承担初次检定、定期检定以及维修后检定计量设备的所有费用，以确保计量设备正常运行并符合法律规定和本通则规定的计量技术要求。

条63. 低压供电计量设备的定期检定

1. 计量设备的定期检定可以在现场进行，也可以在实验室进行。如果在实验室进行检定，供电单位或供电和售电单位必须安装符合法律规定标准的替代计量设备。

2. 供电单位或供电和售电单位按照以下程序更换或定期检定计量设备：

a)与用户合作检查铅封和计量系统的工作状态，在检定或定期更换之前确定电表读数并拆除铅封；

b)按照法律规定组织检定或定期更换；

c)为用户重新建立计量系统并重新铅封；

d)制作工作记录，由各参与方代表签字确认。

第七章

收集、处理计量数据和供电能量交接

条64. 供电能量交接和收集计量数据的原则

供电能量交接服务结算的主要原则包括：

1. 用于结算的供电能量必须通过买卖双方一致同意的计量系统方式确定。

2. 用于结算的供电能量应根据本通则第70条规定的方法之一收集。

3. 供电能量的计量位置和计量系统应根据本通则第三章的规定确定。

节 1

供电能量交接方式

条65. 确立供电能量交接方式的原则和依据

1. 确立供电能量交接方式的原则

a) 供电能量交接方式体现了各单位之间供电能量交接的关系，交接方式必须确保能够准确确定买卖双方之间的供电能量交接量；

b) 每个计量点的供电能量交接方式必须明确交接单位和供电方向，以及确定和汇总相关一个或多个计量点的供电能量计算公式作为交接确认依据；

c) 在技术设计计量系统时，必须考虑和评估供电能量交接方式的原则、要求和可行性；

d) 允许结合多个计量系统以准确确定具体情况下每个单位的供电能量交接量。

2. 确立供电能量交接方式的依据包括：

a) 变电站或发电厂的一次接线图；

b) 区域电网接线图；

c) 计量系统技术设计协议，包括主要计量点、备用计量点或其他相关计量点的位置；

d) 计量系统正式投入运行或停用的时间点。

条 66. 设立供电计量方式

1. 供电计量方式在以下情况下设立或调整：

a) 新设计量点；

b) 撤销计量点；

c) 更改供用电单位。

2. 新设供电计量方式

a) 在管理范围内，电力公司或配电单位或配售电单位负责为技术设计协议中一致同意的计量点设立新的供电计量方式，并书面通知系统投资单位和相关供用电单位；

b) 系统投资单位和相关供用电单位有责任通过书面形式与设立供电计量方式的单位（电力公司或配电单位或配售电单位）统一新的供电计量方式。

3. 调整供电计量方式

a) 在以下情况下调整供电计量方式：电网接线改变或各单位之间运行管理和供用电范围变更；

b) 计量系统所有者或计量系统管理者有责任以书面形式通知设立供电计量方式的单位及相关供用电单位调整供电计量方式的原因及建议（撤销计量点或更改供用电单位），并附上相关文件；

c) 根据所提交的通知书和文件，在管理范围内，电力公司或配电单位或配售电单位负责审查供电计量方式的调整，并将调整结果及其实施计划书面通知计量系统所有者或计量系统管理者及相关供用电单位。

4. 已由电力公司或配电单位或配售电单位通报的供电计量方式是各方执行供用电和汇总电量的基础。如果有一个相关供用电单位未达成一致，则在等待解决期间继续使用电力公司或配电单位或配售电单位已通报的供电计量方式。

节

计入或撤销供电计量点

条 67. 计入供电计量点的原则和依据

计量系统在位置上的计量点只有在符合本通知规定的要求、符合法定计量技术要求、经过检定验收以及完成本通知第68条规定的计入供电计量点手续后，才能作为供电计量依据。

条 68. 计入供电计量点

1. 对于发电厂与电网之间的供电，或者输电网与配电网之间的供电，或者各配电单位之间的供电，或者接入110千伏及以上电压等级的用电客户与电网之间的供电，根据本通知第42条规定的计量系统验收文件，在管理范围内，电力公司或配电单位或配售电单位应向相关供用电单位通报供电计量方式、首次计量周期和电量汇总时间、电表读数核对表、电量汇总单。

2. 对于接入中压及以下电压等级的用电客户的供电，计量点只有在完成了本通知第47条规定的手续后才能计入供电计量。

3. 相关供用电单位和计量数据管理单位有责任更新计量点、计量系统的技术参数和供电计量方式。

第六十九条 撤销计量位置

一、发电厂与电网之间、输电网与配电网之间、配电单位之间或者用电客户接入电压等级为110千伏及以上的电网之间的电力交易

a) 当需要撤销一个或多个用于电力交易的计量位置时，计量系统的所有者或计量系统的运行管理者有责任以书面形式提前至少10个工作日将撤销计量位置的计划通知负责电力交易中撤销计量位置的公司（购售电公司或配电单位或配售电单位）及相关交易单位；

b) 在收到通知后的五个工作日内，在其管理范围内，购售电公司或配电单位或配售电单位有责任将关于撤销计量位置和执行计划的通知发送给相关单位并达成一致意见，或者要求计量系统的所有者或计量系统的运行管理者补充必要的文件资料以便确定撤销计量位置的依据；

c) 根据具体情况和电力交易目的，参与撤销计量位置的单位可能包括：

- 计量系统的所有者；

- 计量系统的运行管理者；

- 购售电公司或配电单位或配售电单位；

- 实验和检验单位；

- 计量数据管理单位；

- 用电客户。

d) 撤销计量位置完成后，计量系统的所有者或计量系统的运行管理者有责任向相关的交易单位发送撤销计量位置的书面通知，以便更新数据库。

二、对于用电客户接入中压及以下电压等级的电力交易，配电单位或配售电单位在接到用电客户的请求后应负责撤销计量位置。

三、根据撤销计量位置的文件，相关的交易单位和计量数据管理单位应在电力交易管理系统中撤销计量位置、调整电力交易方式，并更新管辖范围内的边界计量位置清单。

四、撤销计量位置时的电量汇总：交易电量计算至各方在最终读数记录中确认的电表读数。

节 3

计量数据的收集、处理和存储

第七十条 计量数据收集方法

根据具体条件和基础设施情况，相关的交易单位可以采用以下一种或多种计量数据收集方法：

一、现场抄录（在计量位置进行数据收集），即通过使用以下工具之一来收集计量数据：记录本、手持抄表设备。

二、远程抄录（远程数据收集），即通过有线或无线传输环境从远处收集计量数据。

条71. 记录方法的要求

1. 必须记录所有在交接计量点列表中的计量表的所有读数。

2. 按照规定周期、日期和时间进行记录。

3. 准确、清晰地记录所有显示在屏幕或计数器上的数字。

4. 计量表读数及相关参数必须满足结算档案要求。

5. 在计量位置执行计量表读数和电能交接总量的记录，适用于属于单位资产、管理范围或交接范围内的计量系统。

条72. 远程记录方法的要求

1. 从计量表收集的数据包括存储在确定时间段内的读数和信息，以满足结算档案和管理操作的要求。

2. 必须记录所有在交接计量点列表中的计量表的所有读数。

3. 按照规定周期、日期和时间进行记录。

4. 准确记录所有显示在屏幕或计数器上的数字。

5. 在计量位置执行计量表读数和电能交接总量的记录，适用于属于单位资产、管理范围或交接范围内的计量系统。

条73. 读取和传输计量数据

1. 用于电能交接的读取和传输计量数据应通过以下一种或多种方式完成：

a) 方式一：计量系统运行管理单位通过计量数据采集系统在其管理范围内收集计量表读数。然后将这些读数传送到计量数据管理单位；

b) 方式二：计量数据管理单位同步时间并通过计量数据采集系统和由其管理的计量数据管理系统直接从所有计量表中收集读数。

2. 每日，计量系统运行管理单位负责检查和监控计量位置的读数系统，确保计量位置的计量表读数完整准确地传输到计量数据采集系统（如有）和计量数据管理单位通过计量数据管理系统。如果因故障或其他原因导致无法读取或读数不完整或不准确，计量系统运行管理单位应及时通过电子邮件、电话或传真向计量数据管理单位报告相关信息和原因。

3. 如果远程收集计量数据不可行，则必须切换到现场收集，并同时检查计量表和计量数据采集系统的运行状态。

4. 每日，计量数据管理单位负责检查从所有计量表收集的计量数据的完整性和准确性。

条74. 处理计量数据

1. 计量数据管理单位负责处理收集到的计量数据，确保其准确并符合各计量位置的实际电能交接情况；与计量系统运行管理和相关电能交接单位合作，在处理计量数据过程中提供支持。

2. 计量系统运行管理和相关电能交接单位有责任向计量数据管理单位提供关于故障处理或校验结果的详细信息，这些信息可能影响到收集到的计量数据的处理。

3. Hàng tháng, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện đối chiếu giữa tổng sản lượng điện năng đo đếm thu thập theo chu kỳ xác định với sản lượng điện năng chốt hàng tháng.

4. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành các Quy trình về thu thập, xử lý và quản lý số liệu đo đếm phù hợp với từng mục đích giao nhận điện năng phục vụ thanh toán.

Điều 75. Kiểm toán Đơn vị quản lý số liệu đo đếm

1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm tổ chức kiểm toán các quy trình thực hiện, phần mềm và chương trình phục vụ thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm trong các trường hợp sau:

a) Kiểm toán định kỳ: Kiểm toán được thực hiện hàng năm;

b) Kiểm toán theo yêu cầu: Kiểm toán được thực hiện khi có yêu cầu của Đơn vị giao nhận điện liên quan. Chi phí kiểm toán theo yêu cầu do bên đề nghị chi trả.

2. Nội dung, trình tự thực hiện kiểm toán đối với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm được thực hiện theo các quy định pháp luật.

Điều 76. Lưu trữ và quản lý số liệu đo đếm

1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chịu trách nhiệm tổng hợp các số liệu đo đếm phục vụ giao nhận giữa các đơn vị sau khi đã hoàn thành quá trình xử lý và xác thực số liệu.

2. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm thực hiện lưu trữ tối thiểu các dữ liệu sau đây:

a) Số liệu điện năng thu thập từ các công tơ đo đếm trước khi xử lý số liệu;

b) Số liệu điện năng của từng công tơ đo đếm sau khi đã xử lý số liệu;

c) Số liệu điện năng giao nhận tổng hợp theo ngày, tháng, năm của từng đơn vị.

3. Thời hạn lưu trữ các số liệu đo đếm quy định tại Khoản 2 Điều này ít nhất là 05 năm.

Chương VIII

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 77. Quy định về chuyển tiếp

1. Đối với Hệ thống đo đếm có cấp điện áp từ 110 kV trở lên hoặc đo đếm giữa nhà máy điện với lưới điện đã vận hành hoặc có hợp đồng mua sắm, lắp đặt thiết bị được ký trước ngày Thông tư này có hiệu lực mà chưa đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này, các đơn vị có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp thiết bị đo đếm đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này khi thiết bị đo đếm hết thời hạn sử dụng hoặc phải thay thế.

2. Đối với Hệ thống đo đếm hiện hữu cấp điện áp trung áp hoặc công tơ đo đếm 03 pha cấp điện áp hạ áp mà chưa đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này, trong thời hạn 05 năm kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, các đơn vị có trách nhiệm đầu tư, nâng cấp thiết bị đo đếm đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này.

3. Trường hợp không thực hiện đúng quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này, đơn vị phải báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết.

Điều 78. 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. Trong quá trình thực hiện, tổ chức nghiên cứu, xây dựng và ban hành Quy trình hướng dẫn và yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống đo đếm hai chiều (Net Metering) để phục vụ mua bán, giao nhận điện năng giữa Khách hàng sử dụng điện đầu tư hệ thống điện mặt trời lắp mái với lưới điện quốc gia.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện Thông tư này.

3. Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm và các Đơn vị giao nhận điện liên quan có trách nhiệm xây dựng kế hoạch đầu tư, nâng cấp và cải tạo Hệ thống đo đếm, thiết bị đo đếm trong phạm vi quản lý đảm bảo đáp ứng các yêu cầu quy định tại Thông tư này.

4. 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 79. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực kể từ ngày 18 tháng 01 năm 2016.

2. Bãi bỏ các nội dung quy định tại Chương IX Thông tư số 12/2010/TT- BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Chương II, Chương III và Chương IV Thông tư số 27/2009/TT- BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.

3. Đối với các vấn đề về đo đếm điện năng phát sinh trong thị trường điện theo từng cấp độ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm nghiên cứu, đề xuất Bộ Công Thương xem xét sửa đổi, bổ sung Thông tư hoặc có hướng dẫn cụ thể.

4. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp./.