常规电源并网调度协议(水电、火电、燃气).docx
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常规电源并网调度协议
（水电、火电、燃气）
合同编号：
甲 方：
乙 方：
调度名称：
签订日期：
签订地点：
目 录
第1章 定义与解释 2
第2章 双方陈述 5
第3章 双方义务 5
第4章 并网条件 7
第5章 并网申请及受理 8
第6章 调试期的并网调度 11
第7章 调度运行 12
第8章 发电计划 14
第9章 设备检修 15
第10章 涉网性能 17
第11章 继电保护及安全自动装置 17
第12章 调度自动化 20
第13章 调度通信 22
第14章 电力监控系统安全防护 23
第15章 事故处理与调查 26
第16章 不可抗力 27
第17章 违约责任 28
第18章 协议的生效和期限 31
第19章 协议的变更、转让和终止 31
第20章 争议的解决 32
第21章 适用法律 33
第22章 其他 33
附件一：
特别条款 36
附件二、并网点图示 38
附件三：
电厂技术参数 39
附件四：
电厂设备调度范围划分 40
常规电源并网调度协议
（水电、火电、燃气）
本并网调度协议（以下简称本协议）由下列双方签署：
甲方：
，系一家电网经营企业，在工商行政管理部门登记注册，已取得（发证单位全称）颁发的输电业务许可证（许可证编号：
），统一社会信用代码：
，住所：
，法定代
表人：
。
乙方：
（1）新建 ，系一家具有法人资格的发电企业，在工商行政管理部门登记注册，统一社会信用代码：
，住所：
，法定代表人：
。
（2）续签 ，系一家具有法人资格的发电企业，在工商行政管理部门登记注册，已取得 （发证单位全称）颁发的本协议所指电厂（机组）发电业务许可证 （许可证编号：
），统一社会信用代码：
，住所：
，法定代表人：
。
鉴于：
（1）甲方经营管理适于电厂运行的电网，并同意乙方电厂根据本协议的约定并入电网运行。
（2）乙方在 拥有/兴建，并/并将经营管理总装机容量为 兆瓦（MW）的 电厂（以下简称电厂），并同意根据本协议的约定将该电厂并入甲方电网运行。
为保证电力系统安全、优质、经济运行，规范调度和并网运行行
40
为，维护协议双方的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国合同法》、《电网调度管理条例》以及国家其他有关法律、法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，双方经协商一致，签订本协议。
1.定义与解释
1.1本协议中所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：
1.1.1电力调控机构：
指中心，是依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，隶属甲方。
1.1.2电厂：
指位于 由乙方拥有/兴建，并/并将经营管理的一座总装机容量为兆瓦（MW）（共台，技术参数详见附件二）的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。
1.1.3调度名称：
指电力调控机构依据电网网架结构、电厂接入方式、地理位置等综合因素，对电厂的正式命名。
1.1.4并网点：
指电厂与电网的连接点（见附件一）。
1.1.5首次并网日：
指电厂（机组）与电网进行同期连接的第一天。
1.1.6并网申请书：
指由乙方向甲方提交的要求将其电厂（机组）并入电网的书面申请文件。
1.1.7并网方式：
指电厂（机组）与电网之间一次系统的连接方式。
1.1.8AGC：
指自动发电控制（AutomaticGenerationControl）。
1.1.9AVC：
指自动电压控制（AutomaticVoltageControl）。
1.1.10RTU：
指远动装置（RemoteTerminalUnit）。
1.1.11PSS：
指电力系统稳定器（PowerSystemStabilizer）。
1.1.12解列：
本协议专指与电网相互连接在一起运行的发电设备与电网的电气联系中断。
1.1.13特殊运行方式：
指因某种需要而使电厂或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。
1.1.14机组可用容量：
指机组任何时候受设备条件限制修正后
的出力。
1.1.15计划停运：
指电厂机组处于计划检修、备用期内的状态，包括大修、小修、公用系统计划检修及电力调控机构要求的节假日检修、低谷消缺和停机备用等。
1.1.16非计划停运：
指电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态。
根据需要停运的紧急程度，非计划停运分为以下5类：
第1类为立即停运；第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运；第3类为可延至6小时以后，但必须在72小时之内退出的停运；第4类为可延至72小时以后，但必须在下次计划停运以前退出的停运；第5类为超过计划停运期限的延长停运。
1.1.17强迫停运：
第1.1.15款中第1、2、3类非计划停运统称为强迫停运。
1.1.18降低出力等效停运小时：
指机组降低出力小时数折合成按铭牌最大容量计算的停运小时数。
1.1.19等效非计划停运小时：
指非计划停运小时与非计划降低出力等效停运小时之和。
1.1.20年计划停运允许小时数：
指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年计划停运的允许小时数。
机组的年计划停运允许小时数分为大修年度的年计划停运允许小时数和无大修年度的年计划停运允许小时数。
1.1.21年等效非计划停运允许小时数：
指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年等效非计划停运的允许小时数。
本协议中仅指因乙方原因造成的非计划停运。
机组的年等效非计划停运允许小时数分为大修年度的年等效非计划停运允许小时数和无大修年度年等效非计划停运允许小时数。
1.1.22日发电调度计划曲线：
指电力调控机构每日编制的用于确定电厂次日各时段发电出力的曲线。
1.1.23紧急情况：
指电力系统内发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超出规定值、主干线路功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电力系统安全运行，有可能破坏电力系统稳定，导致电力系统瓦解以至大面积停电等运行情况。
1.1.24涉网性能：
指同步发电机励磁系统、电力系统稳定器
（PSS）、调速系统、一次调频、涉网继电保护与安全自动装置、自动发电控制系统（AGC）、自动电压控制系统（AVC）和其它涉网设备的功能、性能、参数等。
1.1.25电力系统调度规程：
指根据《电网调度管理条例》、国家标准和电力行业标准制定的用于规范本区域电力系统调度、运行行为的规程。
1.1.26电力监控系统：
指用于监视和控制电力生产及供应过程的、基于计算机及网络技术的业务系统及智能设备，以及做为基础支撑的通信及数据网络等。
包括但不限于以下系统和设备：
能量管理系统、调度交易计划系统、广域相量测量系统、水调自动化系统、变电厂自动化系统、火电厂（含燃气电厂）监控系统DCS（含辅机控制系统）、水电厂监控系统、水电厂梯级调度监控系统、配电监控系统、电能量计量系统、供热与烟气监测系统、时间同步监测系统、故障录波设备、相量测量设备、电能量采集装置、电力调度数据网络、电力监控系统安全防护、综合数据通信网络、通信管理系统（TMS）、通信设备网管系统等。
1.1.27甲方原因：
指由于甲方的要求或可以归咎于甲方的责任。
包括因甲方未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。
1.1.28乙方原因：
指由于乙方的要求或可以归咎于乙方的责任。
包括因乙方未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。
1.1.29购售电合同：
指甲方与乙方就电厂所发电量的购售及相
关商务事宜签订的合同。
1.1.30不可抗力：
指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。
包括：
火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。
1.2解释
1.2.1本协议中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本协议的解释。
1.2.2本协议附件与正文具有同等的法律效力。
1.2.3本协议对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。
但当事人另有约定的除外。
1.2.4除上下文另有要求外，本协议所指的年、月、日均为公历年、月、日。
1.2.5本协议中的"包括"一词指：
包括但不限于。
1.2.6本协议中的数字、期限等均包含本数。
2.双方陈述
任何一方在此向对方陈述如下：
2.1本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本协议。
2.2本方签署和履行本协议所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得营业执照等）均已办妥并合法有效。
2.3在签署本协议时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本协议产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。
2.4本方为签署本协议所需的内部授权程序均已完成，本协议的签署人是本方法定代表人或委托代理人。
本协议生效后即对协议双方具有法律约束力。
3.双方义务
3.1甲方的义务包括：
3.1.1遵守国家法律法规、国家标准和电力行业标准，以电力系统安全、优质、经济运行为目标，根据电厂的技术特性及其所在电力系统的规程、规范，本着公开、公平、公正的原则，对电厂进行统一调度（调度范围见附件三）。
3.1.2负责所属电网相关设备、设施的运行管理、检修维护和技术改造，满足电厂正常运行的需要。
3.1.3以有关部门下达的发电量预期调控目标为基础，根据购售电合同的约定，结合电网运行实际情况，按时编制并向乙方提供月度发电计划、日发电调度计划曲线及无功出力曲线（或电压曲线）。
3.1.4合理安排电厂的设备检修。
3.1.5支持、配合乙方对相应设备进行技术改造或参数调整；对乙方与电网有关的调度、运行管理进行指导和协调；对乙方运行中涉及电网运行安全的电气设备、继电保护及安全自动装置、励磁系统（包括PSS）、AGC及调速系统、电能计量系统、电力调度通信、调度自动化等相关专业、业务进行指导和协调，并提供必要的技术支持。
3.1.6按照相关规定及时向乙方通报与其相关的电网重大设备缺陷信息、与电厂相关的输电通道能力，定期披露与乙方有关的电力调度信息。
3.1.7根据电力系统运行需要及乙方设备的特性，及时按程序修改相应规程、规范。
3.1.8采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。
定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，根据需要制定反事故措施。
经电力监管机构授权，电力调控机构制定网厂联合反事故演习方案并组织实施。
3.1.9配合乙方进行事故调查。
3.2乙方的义务包括：
3.2.1遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电力系统的规程、规范，以维护电力系统安全、优质、经济运行为目标，服从电力调控机构的统一调度，合理组织电厂生产。
3.2.2按照电力调控机构调度指令组织电厂实时生产运行，参与电力系统的调峰、调频、调压和备用。
3.2.3按照电力调控机构要求提供电厂设备检修计划建议，执行已批准的检修计划，做好设备检修维护工作。
3.2.4接受甲方根据第3.1.5款作出的业务指导和协调；并配备相应的技术管理和检修管理人员，配合甲方工作。
3.2.5根据需要及时对设备进行技术改造或参数调整，并报甲方备案（涉及电网安全的须征得甲方同意）。
3.2.6按照相关规定及时、准确、客观、完整地向甲方提供电厂设备运行情况及生产信息，包括燃料、水情等。
3.2.7制定与甲方电力系统规程、规范相一致的现场运行规程，并送甲方备案。
3.2.8采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。
配合甲方定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，落实检查中提出的防范措施；电力调控机构有明确的反事故措施或其他电力系统安全要求的，乙方应按要求实施并运行维护；将有关安全措施文件送电力调控机构备案；参加电力调控机构组织的联合反事故演习。
3.2.9配合甲方进行事故调查。
4.并网条件
4.1乙方已取得政府项目核准（备案）文件，并经甲方同意接入电网。
4.2乙方一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入甲方电网运行、接受电力调控机构统一调度的条件。
4.3乙方继电保护及安全自动装置励磁系统（包括PSS）、调速系统须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第11章的有关约定。
4.4乙方调度自动化设施须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第12章的有关约定。
4.5乙方电力调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第13章的有关约定。
4.6乙方电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）进行配置，并通过由双方共同组织的测试和验收。
4.7乙方的二次系统按照国家发展和改革委员会〔2014〕14号令《电力监控系统安全防护规定》及国家能源局国能安全〔2015〕36号《电力监控系统安全防护总体方案》的要求及有关规定，已实施安全防护措施，并经电力调控机构认可，具备投运条件。
4.8乙方运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，其中涉及电网安全的部分应与所在电网的安全管理规定相一致。
4.9乙方有调度受令权的运行值班人员，须根据《电网调度管理条例》及有关规定，经过严格培训，取得相应的合格证书，持证上岗。
4.10双方针对电厂并入电网后可能发生的紧急情况，已制定相应的反事故措施，并送电力调控机构备案。
4.11电厂应具备在调度Ⅱ区与电力调控机构及时、准确进行调度运行信息（机组发电计划、考核结果、机组可调出力、邮件通知等）交互的系统。
5.并网申请及受理
5.1乙方电厂并网须向甲方申请，并在甲方受理后按照要求的方式并入。
5.2并网申请。
乙方应在电厂（机组）首次并网日的个工作日前，向甲方提交并网申请书，并网申请书应包含本次并网设备的基本概况、验收情况、并网电厂（机组）调试方案和调试计划等内容，并附齐本协议第
5.5条所列的资料。
5.3并网申请的受理。
甲方在接到乙方并网申请书后应按照本协议第4章约定和其他并网相关规定认真审核，及时答复乙方，不无故拖延。
5.3.1并网申请书所提供的资料符合要求的，甲方应在收到乙方并网申请书后个工作日内予以确认，并在机组首次并网日个工作日前向乙方发出书面确认通知。
5.3.2并网申请书所提供的资料不符合要求的，甲方有权不予确认，但应在收到并网申请书后个工作日内书面通知乙方不确认的理由。
5.4并网申请确认后，双方应就电厂并网的具体事宜作好安排。
5.4.1甲方应在已商定的首次并网日前工作日向乙方提供与电厂相关的电力系统数据、设备参数及系统图，与电网有关的电厂继电保护及安全自动装置的整定值（或限额）。
涉及实测参数时，则在收到实测参数工作日后，提供继电保护定值单。
5.4.2向乙方提供联系人员（包括有调度发令权人员、运行方式
人员、继电保护人员、自动化人员、通信人员等）名单和联系方式。
5.4.3乙方应在收到确认通知后 个工作日内，按照甲方的要求，提交并网调试项目和调试计划，并与电力调控机构商定首次并网的具体时间与程序。
5.4.4甲方应在电厂首次并网日 个工作日前对乙方提交的机组并网调试项目和调试计划予以书面确认。
5.4.5双方认为需要商定的其他具体事宜：
。
5.5乙方提交并网申请书时，应向甲方提供准确的中文资料
（需要在并网启动过程中实测的参数可在机组并网后 个工作日内提交），包括：
（1）潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的发电机（包括调速器、励磁系统、PSS）、主变压器等主要设备技术规范、技术参数及实测参数（包括主变压器零序阻抗参数）。
（2）与电网运行有关的继电保护及安全自动装置图纸（包括发电机、变压器整套保护图纸）、说明书，电力调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的安装调试报告。
（3）与甲方有关的电厂调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告等文件，电厂远动信息表（包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值），电厂电能计量系统竣工验收报告，电厂计算机系统安全防护有关方案和技术资料。
（4）与甲方通信网互联或有关的通信工程图纸（包括系统通信、厂内通信）、设备技术规范以及设备验收报告等文件。
（5）机组励磁系统及PSS装置（设计、实测参数）、低励限制、失磁、失步保护及动态监视系统的技术说明书和图纸。
（6）其他与电网运行有关的主要设备技术规范、技术参数和实测参数。
（7）现场运行规程。
（8）电气一次接线图。
（9）机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率，机组AGC、AVC、一次调频有关参数和资料。
（10）厂用电保证措施。
（11）机组调试计划、升压站和机组启动调试方案。
（12）电厂有调度受令权的值班人员名单、上岗证书复印件及联系方式。
（13）运行方式、继电保护、自动化、通信专业人员名单及联系方式。
（14）其他：
。
第6章 调试期的并网调度
6.1乙方根据甲方已确认的调试项目和调试计划可进行电厂并网运行调试。
6.1.1电厂调试运行机组应视为并网运行设备，纳入电力系统统一运行管理，遵守电力系统运行规程、规范，服从统一调度。
6.1.2电厂应根据已确认的调试项目和调试计划，编制详细的机组并网调试方案，并按调试进度逐项向电力调控机构申报。
6.1.3具体的并网调试操作应严格按照调度指令进行。
6.1.4对仅属电厂自行管辖的设备进行可能对电网产生冲击的操作时，应提前告知电力调控机构做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。
6.2甲方应配合乙方进行并网调试。
6.2.1将并网调试电厂纳入正式调度范围，按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。
6.2.2根据电厂要求和电网情况编制专门的调试调度方案（含应急处理措施），合理安排电厂的调试项目和调试计划。
调试开始日前将调试调度方案和具体调试计划通知电厂。
6.2.3根据机组调试进度及电网运行情况，经与电厂协商同意，可对调试计划进行滚动调整。
6.2.4电力调控机构可视需要派员进行现场调度，并给予必要的技术指导或支持。
6.3甲方必须针对乙方调试期间可能发生的紧急情况制定应急
预案，明确处理原则及具体处理措施，确保电力系统及设备安全。
第7章 调度运行
7.1电厂运行值班人员在运行中应严格服从电力调控机构值班
调度员的调度指令。
7.1.1电厂必须迅速、准确执行电力调控机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。
若执行调度指令可能危及人身和设备安全时，电厂值班人员应立即向电力调控机构值班调度员报告并说明理由，由电力调控机构值班调度员决定是否继续执行。
7.1.2属电力调控机构直接调度范围内的设备，电厂必须严格遵守调度有关操作制度，按照调度指令执行操作；如实告知现场情况，回答电力调控机构值班调度员的询问。
7.1.3属电力调控机构许可范围内的设备，电厂运行值班人员操作前应报电力调控机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及电厂现场运行规程进行操作。
7.2电力调控机构应依照有关要求合理安排电厂的日发电调度计划曲线。
运行中，值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，值班调度员对日发电调度计划曲线的调整应提前通知电厂值班人员。
7.3电厂运行设备出现异常情况时，电厂按照电力系统调度规程的规定向电力调控机构提出检修申请。
电力调控机构应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况，履行相关规定的程序后，批复检修申请，并修改相应计划。
如设备需紧急停运者，电力调控机构应视情况及时答复。
电厂应按照电力调控机构的最终批复执行。
7.4电力调控机构应按照同网同类型同等技术条件的机组调整幅度基本相同的原则，兼顾电网结构和电厂的电气技术条件，安全、优质、经济地安排电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。
7.4.1调峰。
电厂应根据国家有关规定、标准、机组能力参与电力系统调峰。
调峰幅度应达到国家有关规定、标准。
7.4.2调频。
乙方（机组）应按照调度规程的要求参与电力系统调频。
乙方AGC安装与投运应依据国家现行的关于发电厂并网运行管理的政策执行。
电厂号机组应安装AGC，其整定参数及响应速度符合电网安全运行的需要，并接入调度机构的AGC主站，由相应调度机构根据机组特性、试验结果和相关要求统一设定，接收执行AGC主站的指令，并纳入其辅助服务补偿与考核，乙方不得擅自更改。
机组AGC的投入与退出应按照调度机构指令执行。
7.4.3调压。
乙方（机组）应按照调度规程的要求参与电力系统调压。
乙方AVC安装与投运应依据国家现行的关于发电厂并网运行管理的政策执行。
电厂 号机组应安装AVC，其整定参数及响应速度应符合电网安全运行的需要。
由电力调控机构根据机组特性、试验结果和相关要求统一设定，乙方不得擅自更改。
机组AVC的投入与退出应按照调度指令执行。
乙方应严格执行电力调控机构下达的无功出力曲线（或电压曲线），保证电厂母线电压运行在规定的范围内。
如果电厂失去电压控制能力时，应立即报告电力调控机构值班调度员。
7.4.4备用。
根据调度规程和有关规定要求，乙方应留有一定比例的备用容量。
当旋转备用容量不能满足电网的要求时，应立即报告电力调控机构值班调度员，并通过书面形式提交具体说明材料。
7.5甲方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电厂正常运行时，电力调控机构应将有关方案提前日通知电厂，并按商定的方案执行。
7.6乙方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前日通知电力调控机构，并按商定的方案执行。
7.7电力调控机构应定期组织网厂联席会议，邀请乙方参加，分析电网运行情况、预测系统形势、说明有关电网安全技术措施的落实情况，协商处理有关电力系统运行的重大问题。
乙方应参加网厂联席会议，通报电厂的运行情况及有关电厂安全技术措施的落实情况。
7.8双方应以书面形式互换相关值班人员名单，并及时告知变动情况。
第8章 发电计划
8.1乙方应根据已签订的购售电合同及电厂运行实际情况，按下列要求提交电厂的年度、月度、节日或特殊运行方式发电计划建议：
（1）乙方在机组首次并网日 个工作日前及在此后每年的 月日前，向甲方提交下一年度发电计划建议。
（2）乙方在每月的 日前向甲方提交下一月度发电计划建议。
（3）乙方在国家法定节日（包括元旦、春节、五一、国庆等）或特殊运行方式出现 个工作日前向甲方提交节日或特殊运行方式期间的发电计划建议。
8.2根据购售电合同，结合乙方申报的发电计划建议
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