电监会购售电合同样本.docx
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电监会购售电合同样本
《并网调度协议（示文本）》使用说明
一、《并网调度协议（示文本）》（以下简称《示文本》）是对电厂并入电网时调度和运行行为的约定，适用于电厂与电网之间签订并网调度协议。
二、《示文本》主要针对电厂并入电网调度运行的安全和技术问题，设定了双方应承担的基本义务、必须满足的技术条件和行为规。
三、《示文本》中有关空格的容由双方约定或据实填写。
《示文本》所列数字、百分比、期间均为参考值。
协议双方可根据具体情况和电力系统安全运行的需要，在公平、合理和协商一致的基础上对参考值进行适当调整[1]，对有关章节或条款进行补充、细化或完善，增加或减少定义、附件等。
法律、法规或者国家有关部门有规定的，按照规定执行。
四、《示文本》按电力调度机构与电网经营企业为同一实体考虑。
如遇不同体制，则双方可根据实际情况对本协议相应章节或条款进行必要调整和修改。
五、签订并网调度协议的主要目的是保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电网经营企业和发电企业的合法权益，保证电力交易合同的实施。
协议双方应注意所签并网调度协议与购售电合同相关约定的一致性。
六、实行“竞价上网”时，协议双方应按照电力监管机构有关规则、规等对本协议进行必要调整和修改。
待“竞价上网”和电力市场化改革到一定时期，国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局将制定新的《示文本》。
目 录
第1章 定义与解释 8
第2章 双方述 11
第3章 双方义务 12
第4章 并网条件 14
第5章 并网申请及受理 16
第6章 调试期的并网调度 19
第7章 调度运行 20
第8章 发电计划 23
第9章 设备检修 24
第10章 继电保护及安全自动装置 26
第11章 调度自动化 29
第12章 调度通信 31
第13章 事故处理与调查 33
第14章 不可抗力 34
第15章 违约责任 36
第16章 协议的生效和期限 39
第17章 协议的变更、转让和终止 40
第18章 争议的解决 41
第19章 适用法律 41
第20章 其 他 41
特别条款 45
附件一：
并网点图示 48
附件二：
电厂技术参数 49
附件三：
电厂设备调度围划分 52
（协议编号：
）
并 网 调 度 协 议
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 工商行政管理局登记注册，已取得 电力监管委员会/局[2]颁发的输电业务许可证[3]（许可证编号：
），税务登记号：
，住所：
，法定代表人：
。
乙方：
，系一家具有法人资格的发电企业，在
工商行政管理局登记注册，已取得 电力监管委员会/局颁发的本协议所指电厂（机组）发电业务许可证[4]（许可证编号：
），税务登记号：
,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，规调度和并网运行行为，维护协议双方的合法权益，根据《中华人民国电力法》、《中华人民国合同法》、《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。
第1章 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 电力调度机构：
指 电力调度通信中心/局/所，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，分别为 号机组 MW 、 号机组 MW 、 号机组 MW、
号机组 MW,技术参数详见附件二）[5]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 并网点：
指电厂与电网的连接点（见附件一）。
1.1.4 首次并网日：
指电厂（机组）与电网进行同期连接的第一天。
1.1.5 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。
1.1.6 并网方式：
指电厂（机组）与电网之间一次系统的连接方式。
1.1.7 AGC:
指自动发电控制（Automatic Generation Control）。
1.1.8 AVC:
指自动电压控制（Automatic Voltage Control）。
1.1.9 RTU:
指远动装置（Remote Terminal Unit）。
1.1.10 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。
1.1.11 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。
1.1.12 机组可用容量：
指机组任何时候受设备条件限制[6]修正后的出力。
1.1.13 计划停运：
指电厂机组处于计划检修、备用期的状态，包括大修、小修、公用系统计划检修及电力调度机构要求的节假日检修、低谷消缺和停机备用等。
1.1.14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。
1.1.15强迫停运：
第1.1.14款中第1、2、3类非计划停运统称为强迫停运。
1.1.16 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。
1.1.17 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。
1.1.18 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[7]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[8]。
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。
1.1.19 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[9]。
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。
1.1.20 日发电调度计划曲线：
指电力调度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。
1.1.21 紧急情况：
指电力系统发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定围、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。
1.1.22 电力系统调度规程[10]：
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本区域电力系统调度、运行行为的规程。
1.1.23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，导致事故围扩大而应当承担的责任。
1.1.24 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，导致事故围扩大而应当承担的责任。
1.1.25 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。
1.1.26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[11]。
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。
第2章 双方述
任何一方在此向对方述如下：
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、取得营业执照和电力业务许可证等）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。
第3章 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，本着公开、公平、公正的原则，对电厂进行统一调度（调度围见附件三）。
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。
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，电力调度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，以维护电力系统安全、优质、经济运行为目标，服从电力调度机构的统一调度，合理组织电厂生产。
3.2.2 按照电力调度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 按照电力调度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措施；电力调度机构有明确的反事故措施或其他电力系统安全要求的，乙方应按要施并运行维护；将有关安全措施文件送电力调度机构备案；参加电力调度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。
第4章 并网条件
4.1 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[12]，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、接受电力调度机构统一调度的条件。
4.2 电厂继电保护及安全自动装置（包括励磁系统、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10章的有关约定。
4.3 电厂调度自动化设施[13]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 电厂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12章的有关约定。
4.5电厂电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）进行配置，并通过由双方共同组织的测试和验收[14]。
4.6 电厂的二次系统按照《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号）的要求及有关规定，已实施安全防护措施，并经电力调度机构认可，具备投运条件。
4.7 电厂运行、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。
4.8 电厂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。
4.9 甲方与乙方运行对应的一、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，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备电厂接入运行的条件。
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，并送电力调度机构备案。
第5章 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 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 日予以确认，并在机组首次并网日
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 日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 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，包括与电厂相关的电网继电保护整定值（或限额）和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）。
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）和联系方式。
5.4.3 乙方应在收到确认通知后 日,按照甲方的要求,提交并网调试项目和调试计划，并与电力调度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 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[15]（需要在并网启动过程中实测的参数可在机组并网后 日提交），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）、主变压器等主要设备技术规、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，电力调度管辖围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、设备技术规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、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、上岗证书复印件及联系方式。
（13） 运行方式、继电保护、自动化、通信专业人员及联系方式。
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，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[16]向电力调度机构申报。
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，应提前告知电力调度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围,按照电力系统有关规程、规进行调度管理。
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电力调度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度机构值班调度员的调度指令。
7.1.1 电厂必须迅速、准确执行电力调度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度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行[17]。
7.1.2属电力调度机构直接调度围的设备，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，回答电力调度机构值班调度员的询问。
7.1.3属电力调度机构许可围的设备，电厂运行值班人员操作前应报电力调度机构值班调度员，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 电力调度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 分钟（min）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可提前 小时（h）向电力调度机构提出检修申请。
电力调度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，提前 小时（h）批复检修申请，并修改相应计划。
如设备需紧急停运者，电力调度机构应视情况及时答复。
电厂应按照电力调度机构的最终批复执行[18]。
7.4 电力调度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，或双方商定为 。
7.4.2 调频。
经双方商定，电厂（机组）为第 调频电厂（机组）或非调频电厂（机组），应按照电力系统调度规程的要求参与电力系统调频。
电厂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。
按照国家有关规定，电厂 号机组应安装AGC，其整定参数及机组出力响应速度符合电网安全运行的需要，由电力调度机构根据机组特性、试验结果和相关要求统一设定，乙方不得擅自更改。
机组AGC的投入与退出应按照调度指令执行。
7.4.3 调压。
电厂应按照电力调度机构下达的无功出力曲线（或电压曲线）运行，保证电厂母线电压运行在规定的围。
如果电厂失去电压控制能力时，应立即报告电力调度机构值班调度员。
7.4.4 备用。
如电力调度机构要求，电厂应留有一定比例的旋转备用容量。
当旋转备用容量不能满足电力调度机构的要求时，应立即报告电力调度机构值班调度员。
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，电力调度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
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