3.1 常规电源并网调度协议（水电、火电、燃气）（2020版）.doc

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1、 SGTYHT/20-BD-011 常规电源并网调度协议（水电、火电、燃气） 合同编号：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 此处的签订日期应与签署页中的最迟签订日期保持一致。： 签订地点： 使用说明1. 本统一合同文本适用于国家电网有限公司各单位与用户签订的（水电、火电、燃气）并网调度协议。2. 对于合同文本中需当事人填写之处，对方根据实际情况填写。如当事人约定无需填写的，则应注明“无”或划“/”。3. 有关合同文本的其他使用说明见文本脚注。4. 国家电网有限公司各单位合同承办人员应按照本使用说明起草合同，在合同开始内部审核或提交对方前

2、应删除本使用说明及文本脚注。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6第4章并网条件8第5章并网申请及受理9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16第10章涉网性能17第11章继电保护及安全自动装置18第12章调度自动化21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28第17章 违约责任29第18章协议的生效和期限32第19章协议的变更、转让和终止32第20章争议的解决33第21章适用法律33第22章 其他33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

3、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

4、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民法典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

5、，并/并将经营管理的一座总装机容量为 兆瓦（MW）（共台，技术参数详见附件三） 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（见附件二）。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。1.1.8 AGC：指自动发电控制（Automatic Generation Control）。

6、1.1.9 AVC：指自动电压控制（Automatic Voltage Control）。1.1.10 RTU：指远动装置（Remote Terminal Unit）。1.1.11 PSS：指电力系统稳定器（Power System Stabilizer）。1.1.12 PMU：指同步相量测量装置（synchronized Phasor Measurement Unit）。1.1.13 DCS：指分布式控制系统（Distributed Control System）。1.1.14 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。1.1.15 特殊运行方式：指因某种需要而

7、使电厂或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。1.1.16 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。1.1.17 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。1.1.18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

8、停运。1.1.19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。1.1.20 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。1.1.21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。1.1.22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。1.1.23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

9、，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。1.1.24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。1.1.25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。1.1.26 涉网性能：指同步发电机励磁系统

10、、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。1.1.27 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。1.1.28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）

11、、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。1.1.29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。1.1.30 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。1.1.31 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

12、订的合同。1.1.32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

13、限等均包含本数。第2章 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。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

14、，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（调度范围见附件四）。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

15、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

16、.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.

17、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。第4章 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

18、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

19、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/T 448-2000）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201414号令电力监控系统安全防护规定及国家能源局国能安全201536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

20、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。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）首次并网日的个工作日前，向甲方提交并网申请书

21、，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

22、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：

23、。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

24、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

25、。（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

26、。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

27、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

28、 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

29、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

30、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

31、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

32、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，甲方在每年月日前将编制的下一年度分月发电计划通知乙方。8.3 根据第8.2条制定的年度分月上网计划、8.1条乙方提交的上网

33、计划建议、电厂完成发电量的进度、电厂设备状况和电网近期的负荷情况，甲方在每月月底前或国家法定节日 个工作日前或特殊运行方式出现 个工作日前将其编制的下一月度、节日或特殊运行方式上网计划通知乙方。8.4 根据第8.3条制定的月度上网计划、电网实际情况和电厂提供的数据（电厂须在D-2日14:30前向国调提出次日发电预计划建议，D-1日9:30时前向国调申报D日96点上网计划建议，报告影响其发电运行的缺陷和故障），国调编制电厂D日日发电调度计划曲线，并在D-1日12:00前将D日计划曲线下达给电厂。（国调适用）8.5 根据第8.3条制定的月度发电计划、电网实际情况和电厂提供的数据（电厂须在每日 时前

34、向电力调控机构申报次日发电机组的最大可用容量或可用容量的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障以及机组AGC的投入状况），电力调控机构编制电厂次日日发电调度计划曲线，并在每日 时前将次日计划曲线下达给电厂。（省公司适用）8.6 电厂应严格执行电力调控机构下达的日发电调度计划曲线（包括值班调度员临时修改的曲线）和调度指令，及时调节机组的有功出力，安排电厂生产运行。（国网直调增加：乙方应按要求控制 电厂有功上网电力实际值与计划曲线的最大偏差在 MW以内、日上网电量偏差控制在 MWh以内。）第9章设备检修9.1 并网运行电厂设备检修应按照计划进行。9.1.1 乙方在按本协议约定向甲方提交年度

35、、月度、节日、特殊运行方式发电计划建议的同时，将年度、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报电力调控机构。9.1.2 经双方协商后，电力调控机构将电厂设备检修计划纳入电力系统年度、月度、节日、特殊运行方式检修计划。（1）在每年月日前将经核准的电厂下一年度设备检修计划通知电厂。（2）在每月日前将经核准的电厂下月设备检修计划通知电厂。（3）在国家法定节日个工作日前或特殊运行方式出现个工作日前将节日或特殊运行方式设备检修计划通知电厂。9.2 如果电厂需要在系统负荷低谷时段（时至次日 时）消除缺陷，应在当日时前向电力调控机构提出申请，电力调控机构应根据电网情况尽量予以安排，并及时修改日发电调度计

36、划曲线。9.3 检修申请与批复。电厂设备实际检修工作开始前需向电力调控机构提交检修申请，获得批准后方可开工。9.3.1 检修申请应于实际检修工作开始 个工作日前提交给电力调控机构。9.3.2检修申请应包括检修设备的名称、检修内容、隔离措施、对系统的要求等内容。9.3.3 电力调控机构应于实际检修工作开始 个工作日前将检修申请的批复通知电厂，并说明电厂应采取的安全措施及其他相关要求，同时做好事故应急预案。9.4 乙方应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。9.4.1电厂由于自身原因，不能按已批复计划检修的，可在已批复的计划开工日前 个工作日向电力调控机构提出修改检修计划的申请。电力调控

37、机构应根据电网运行情况，合理调整检修计划。能够安排的，应将调整后电厂检修计划提前 个工作日通知电厂；确实无法安排的，电厂应设法按原批复计划执行，否则，电力调控机构在本年度内原则上不再另行安排计划检修。9.4.2 电厂检修工作需延期的，须在已批复的检修工期过半前向电力调控机构申请办理延期手续。9.4.3 由于电力系统运行需要，电厂不能按计划进行机组检修的，电力调控机构应提前与电厂协商，调整检修计划并通知电厂。如果机组必须超期运行，双方应针对机组超期运行期间可能出现的紧急情况商定应急措施，以及转入检修状态的程序，并按相关规定处理。9.5 电网一次设备检修如影响电厂送出能力，应尽可能与电厂设备检修（

38、或停机备用）相配合。9.6 电力调控机构应合理安排调度管辖范围内电网、电厂继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信系统等二次设备的检修。二次设备的检修原则上不应影响一次设备的正常运行，否则，应尽可能与一次设备的检修相配合。9.7 设备检修完成后，电厂应及时向电力调控机构报告，并按规定程序恢复设备。第10章涉网性能10.1 甲方与乙方均应遵守电网运行准则（GB/T 31464）、发电机组并网安全条件及评价(GB/T 28566）、电力系统网源协调技术规范（DL/T 1870）等相关标准及防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号），加强发电机组并网运行安全技术管理，

39、满足并网运行有关要求。10.2 甲方应依据相关法律法规、标准规范和电力系统运行要求，加强电网运行安全调度管理；审核乙方报送的试验方案、试验报告。10.3 对于乙方涉网性能不满足相关标准规范及电力系统运行要求的情况，乙方应按照相关标准及甲方要求完成整改。10.4 乙方依据相关法律法规、标准规范和电力系统运行要求，开展发电机组涉网试验。涉网试验前，乙方向甲方报送试验方案；按照甲方审核通过的试验方案，组织开展试验；试验完成后，乙方及时将试验报告报送甲方：（1）对于新建发电机组，乙方应于首次并网的 日内按标准完成涉网试验。（2）对于在运发电机组开展影响涉网性能改造的，乙方应于改造后首次并网的 日内完成

40、所需涉网试验。（3）对于在运发电机组，乙方以5年为周期完成所需涉网试验。第11章继电保护及安全自动装置11.1 甲方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，并符合以下要求：（1）履行专业管理和技术监督职能，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的整定计算，对装置动作情况进行分析和评价。 （2）对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合电力调控机构整定要求，并保存完整的调试报告和记录。（3）电网继电保护及安全自动装置动作后，须立即按规程进行分析和处理，并将有关资料报电力调控机构。与电厂有关的，应与其配合进行事故分析和处理

41、。（4）电网继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电厂的，应将有关情况书面通知电厂。（5）指导和协助电厂进行有关继电保护及安全自动装置的整定和运行，提供必要的技术支持。（6）严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。11.2 乙方应严格遵守国家和电力行业有关继电保护及安全自动装置的设计和运行规程、标准，接受甲方专业管理和技术监督，建立有效的运行维护机制，并且满足但不限于以下要求：（1）负责电厂所属继电保护及安全自动装置的整定计算（电厂内属调度管辖的继电保护及安全自动装置整定值由电力调控机构下达，其他继电保护及安全自动

42、装置整定值由电厂自行计算整定后送电力调控机构备案）和运行维护，对装置动作情况进行分析和评价。（2） 对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合整定要求，并保存完整的调试报告和记录。（3）将厂站端涉网继电保护及安全自动装置运行状态信息及时准确传送至电力调控机构的调度自动化系统。（4）与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与电网继电保护及安全自动装置相配合，相关设备的选型应征得电力调控机构的认可。（5）若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变，电厂应按电力调控机构要求及时变更所辖的继电保护及安全自动装置的整定值及运行状态。（6）电厂继电保护及安全

43、自动装置动作后，须立即报告电力调控机构值班员，按规程进行分析和处理，并按要求将有关资料送电力调控机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。电厂保护专业人员应一小时内向电力调控机构汇报，汇报内容至少包括保护动作行为、开关跳闸情况、重合闸情况等。（7）电厂继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即报告电力调控机构值班员，按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电网的，应将有关情况书面送电力调控机构。（8）严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。（9）于每月日前完成上月电厂继电保护（包括线路保护、变压器保护、发电机保护、母线保护等）及安全自动装置的运行分析

44、报告，提供份给电力调控机构。（10）严格执行相关规程规范中列出的继电保护要求，继电保护检修工作规范性须满足电力调控机构要求。”（11）乙方严格执行电力调控机构下达的整定单和整定限额，安全自动装置切机后，具备电厂保留一台机组运行的能力。11.3 双方为提高电力系统的稳定性能，应及时进行设备的更新、改造。11.3.1 继电保护及安全自动装置设备更新改造应相互配合，确保双方设备协调一致 。11.3.2 改造设备须经过调试验收，确认合格后 按规定程序投入运行。11.4 乙方的继电保护及安全自动装置应达到如下主要运行指标（不计因甲方原因而引起的误动和拒动）：（1）继电保护主保护运行率 %。（2） kV保

45、护及以上保护动作正确率 %。（3）故障录波完好率 %。（4）安全自动装置投运率 %。（5）安全自动装置动作正确率 %。（6）故障录波（保护信息）上传率 %。（7）双方约定的其他运行指标： 。11.5 双方应分别指定人员负责继电保护及安全自动装置的运行维护工作，确保继电保护及安全自动装置的正常运行。第12章调度自动化12.1 甲方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端调度自动化系统的运行维护，并符合以下要求：（1）监督调度自动化系统的可靠运行，负责电力调度自动化系统运行情况的监测，协调运行中出现的重大问题。（2）按设计要求为电厂自动化信号的接入提供条件。（3）将系统有关信号及时准确地传送至电厂调度自动化