第一篇：電站并網調度協議

白溪水電站并網調度協議

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第一條：總則

1.1 經寧波市計委甬計工(1992)733號文批準立項,并經省電力局同意建設的寧波市白溪水電站是寧波市重點工程項目之一,寧波市白溪水電站建成投產后,將加強電網峰谷差的調節能力,改善供電這量以及滿足電力需求等,發揮積極的作用。1.2為保證電網安全、優質、經濟運行并維護并網甲、乙雙方的合法權益，根據《電網調度管理條例》的有關規定，本著統一高度，分級管理，平等互利和協商一致的原則，以《并網經濟協議》為根據，特簽訂本協議，雙方共同信守，嚴格執行。

第二條：用詞定義

2.1 發電設備——指發電機、水輪機及其附屬設備。

2.2 一次電氣系統——指發電廠升壓站、輸電線路、變電所及其所屬電氣設備。

2.3二次電氣系統——指繼電保護及系統安全自動裝置、計量裝置、通信設施和電網自動化終端等。

2.4電網自動化系統終端——指調度自動化系統、負荷管理系統、電費計費系統按裝在乙方的1種或2種終端設備。2.5地調——寧波電業局調度所。2.6縣調——寧海縣供電局調度所。

第三條：調度關系及管轄范圍 3.1乙方發電設備銘牌參數： 3.1.1發電機

型式：立軸、懸式密閉自循環空氣冷卻 勵磁方式：微機自并激勵磁 制造廠家：東風電機廠 型號：SF9000-14/3250 額定容量：發電機

11250KVA 3.1.2水輪機技術規范

1#、2#水輪機 型式：立式混流式

額定轉速：水輪機工況

428.57r/min 水輪機額定出力：9327KW 水輪機最大出力：12768KW

11600KW 旋轉方向：水輪機工況為俯視順時針旋轉3.1.3水庫特性：

水庫水位：

校核洪水位：176.20m 設計洪水位：174.30m 正常運行設計最高蓄水位：170.0m 正常運行設計低水位：140.0m 工作水深：

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水庫面積：342萬平方米。水庫回水長度：12.3K m 水庫容積：

總庫容：16840萬立方米。

滯洪庫容：6300萬立方米。

正常運行發電調節庫容：8100萬立方米。年調節庫容：8100萬立方米。下游調節池： 初期發電尾水位： 供水后最高尾水位：86.20 供水后最低尾水位：73.0 額定工作水頭：57.5 最高水頭：96.5 最低水頭：54.5 3.1.4乙方并網線路名稱及電壓等級

乙方發電機經1#、2#主變分別由躍白3207線至躍龍變35KVI段母線上,白溪3274線經岔路3208線至躍龍變35KVII段母線上并網發電。

3.1.5乙方并網運行后的管轄范圍：

電站1#、2#機有功、無功出力屬寧波地調調度管轄。白溪水電站35KV母線及母線設備、躍白3207線、白溪3274

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線以及相關的繼電保護、安全自動裝置均屬縣調調度管轄。白溪水電站1#、2#主變屬白溪水電站值長調度管轄。3.1.6屬甲方調度許可設備

白溪水電站1#、2#機開停機屬地調許可,影響乙方發電出力的有關輔機等設備停、復役以及水庫水位高、低情況均需得到地調調度許可。

第四條：并網運行條件和程序

4.1 乙方電站建設應符合以下原則：

4.1.1一次結線方式和配套的輸、變、配電工程，符合接入系統設計的審查原則，滿足電網安全、經濟運行的要求。4.1.2二次系統應符合二次接入系統設計的審查原則，其中：

(1)繼電保護及系統安全自動裝置應滿足電網安全運行的要求。甲方調度機構負責對與電網配合的繼電保護及系統安全自動裝置的整定值進行計算或核算，并下達乙方和有關單位執行。

(2)電網自動化系統終端采集的信息應滿足甲方調度運行及電力市場的信息采集要求。

(3)計量關口表計應按《并網經濟協議》的有關條款安裝。(4)調度通信設施必須滿足調度、電網自動化專用通道的要求，保證其暢通可靠；調度總機的選型，配置必須征得甲方同意方能入網。

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(5)乙方有功、無功電力和電網電壓的監測點和考核范圍由甲方確定。乙方安裝的電力和電壓監測點的測量表計精度應符合國家規定或者電力行業標準。

4.1.3一次系統和二次系統應與電站同步建設、同步投產。經雙方驗收合格，消除缺陷，并按甲方對接入系統提出的要求做好并網前的準備，電廠才能并網運行。電廠并網調試期間，甲方可向乙方提供必要的技術指導和幫助。4.2 乙方應在首次并網前三個月，向甲方提供：

4.2.1電氣一次接線圖（包括發電機、主變壓器、母線、出線接線圖）；

4.2.2發電機、主變壓器線路等主要設備規范、設計參數、制造參數和實測參數（需要在啟動過程中測量的參數在設產后一個月內補報）；

4.2.3繼電保護及安全自動裝置圖紙（包括發電機、變壓器、并網線路和整套保護圖紙）、相應的CT和PT變比及與系統運行有關的整定值；

4.2.4電網自動化系統終端設備的技術說明書、設計施工圖（其中，電廠上送遠動信息表及相應的CT和PT變比和遙測滿度值，在機組投產前一個月提供）。

4.2.5調度通信全套設計文件、工程施工圖、竣工文件； 4.2.6現場運行規程；

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4.2.7新設備命名的建議報告。

4.3 電廠符合并網條件和要求，乙方應在首次并網前3個月向甲方提出書面新設備投產運行申請和機組調試計劃表。當電廠已滿足規定的并網技術要求時，甲方應在收到書面申請30天內給予批準，并以所轄調度范圍的設備正式命名，乙方應在雙方商定的首次并網前七天填寫新設備投產運行申請表。4.4 乙方值長和電氣運行值班人員及班長應按電力工業部頒發的《電網設計系統值班人員的培訓考核辦法》（電教<1994>603號）的規定進行培訓、考核，取得合格證書，才能持證上網。并將值長和電氣運行值班人員的名單報給甲方。值長和電氣運行值班人員的名單更換應及時報給甲方。

第五條：調度運行和檢修管理

5.1 電廠并入電網運行后，必須服從甲方的統一調度。認真執行《浙江省電力系統調度規程》、《寧波電力系統調度規程》。甲方調度機構對其所發布的調度指令的正確性負責。乙方應根據甲方調度規程和本協議的條款制定現場運行規程、典型操作票等，但不得于上述規程和協議條款相抵觸，并上報甲方備案。除調度規程明確規定外，乙方不得利用任何借口拒絕或拖延執行調度指令。

5.2屬甲方調度范圍內設備，乙方均應遵守和執行調度停復役申請制度和調度操作制度。乙方應如實匯報現場情況，正確回答

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甲方的詢問，不得隱瞞真相。

5.3乙方應按電力部規程對電廠的繼電保護，電網自動化系統終端設備、調度通信設施進行校驗和維護。及時消除缺陷，嚴格執行甲方自動化設備管理規程，做好與地調遠動值班人員的配合工作。如需對電網運行有關的裝置更新改造等，應事先征得甲方同意后才能實施。一方更新改造或操作，可能影響雙方保護、自動化、通信實施正常配合的，應預先通知另一方。在出現下列緊急情況時，甲方值班調按照“保人身、保電網、保設備”的原則，有權向乙方發布調整電站有功和無功功率，帶最低技術出力或增加發電出力等指令：

1、電網發生事故或者發生重大設備事故；

2、電網頻率或者電壓超過規定范圍；

3、輸變電設備負載超過規定值；

4、主干線中功率值超過規定的穩定限額；

5、其他威脅電網安全運行的緊急情況；

6、汛期水電沖擊；

7、社會經濟原因，用電負荷發生大幅度上升或下降。

乙方接到修改后的計劃發電有功曲線，應按機組允許的增減速率及時調整發電機組出力。

5.4 乙方如發生事故，應立即向甲方值班調度員報告事故情況及繼電保護動作信號，并在兩天內向甲方提供有關事故數據。

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5.5 甲方涉及電網安全穩定運行的規定，措施以及繼電保護和安全自動裝置的反事故技術措施及有關規定，乙方均應嚴格執行。電站并網運行后需新增加的涉及系統安全、經濟運行的裝置以及相應技術改進措施由甲方提出要求，經雙方商定后由乙方安排工程費用，組織協調由甲方負責牽頭。5.6 甲方依據《并網經濟協議》，公平、公正、公開地統一安排乙方的發電方式。乙方應承擔電網調峰和事故備用的責任。由甲方下達的電網調峰和事故備用的調度指令，乙方應負責執行。

5.7 甲方向乙方下達日計劃發電有功曲線，乙方應嚴格按照下達的日計劃發電有功曲線運行，偏差不應超過±3%。由于乙方原因，偏差超過±3%，甲方將按照《并網經濟協議》的有關條款結算。

5.8 乙方根據發電設備健康狀態，需要修改發電有功曲線時，應按下列程序辦理：

5.8.1當輔機等發生缺陷，要求修改發電有功曲線，必須在2小時前向甲方提出申請。如遇緊急（設備缺陷）情況，應說明具體原因，向甲方匯報修改發電有功曲線。

5.8.2當發電設備非計劃停機時，要求修改發電有功曲線，必須在6小時前向甲方提出申請，甲方根據電網的實際情況給予簽發。

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5.8.3發生危及人身、電網和設備安全的事故，乙方可按照現場事故處理規定的要求處理，但事故處理后應及時向甲方值班調度員匯報事故情況。

5.10乙方35KV并網母線電壓應控制在上限39.5KV，下限33.95KV范圍內，當并網母線電壓超出規定范圍時，而乙方無法控制時，應及時向甲方匯報。當乙方無功出力達不到規定值時，甲方將按照《并網經濟協議》的有關條款結算。5.11 乙方應根據電網管理需要向甲方提供有關報表和試驗數據等。

5.12乙方按時報送電廠的年、月度生產計劃和有關發電設備檢修計劃。在電廠商業運行日前60天及此后每年的9月30日前，向甲方上報下一年度的發電設備檢修計劃表。乙方上報的設備檢修計劃表應根據電力部檢修規程制度。在乙方上報月度計劃后，由甲方匯總平衡后，將批復或修改的計劃下達給乙方。

5.13 被列入月度計劃中的檢修項目，乙方應按《寧波電力系統調度規程》在開工前一周星期四之前向甲方提出檢修申請，甲方根據電網的實際情況給予批準。乙方應嚴格執行批準的計劃檢修申請，按時完成各項檢修工作，若乙方要求調整檢修計劃亦應按照《寧波電力系統調度規程》執行。

第六條：違約、爭議的處理

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6.1 雙方若違反本協議，給對方造成損失的，應依法由責任方承擔責任。由于乙方原因造成甲方系統事故，乙方應承擔相應責任。如因甲方原因引起乙方少發電或不能正常供電或造成事故，則由甲方承擔相應責任。但因下列原因造成一方損失的，另一方不承擔賠償責任：

1、不可抗力；

2、一方自身的過錯；

3、第三人的過錯。

6.2 乙方并網后應嚴格執行電力調度規章制度，服從統一調度，嚴格執行設計命令。對違反調度紀律的將按國家頒發的《電網調度管理條例》、《電網調度管理條例實施辦法》的有關規定追究責任。同樣甲方在調度工作中，違反條例或規定也承擔相應的責任。乙方如有（但不限于下列）違反甲方調度命令的行為，甲方將酌情予以每次2~10萬元違約金。

1、未經甲方調度機構許可，不按照甲方調度機構下達的發電計劃執行的；

2、不執行甲方調度機構批準的檢查計劃的；

3、不如實反映執行調度指令情況的；

4、不如實反映電廠運行情況的。

不執行調度指令或拖延執行調度指令和不執行調度機構下棕的保證電網安全措施的（包括不認真執行繼電保護及系統安

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全自動裝置、自動化系統和通訊的有關規定），而造成甲方直接經濟損失，則按實際承付損失費用。

乙方如不執行，由甲方有權對電廠實行解列，直到其糾正違約，解列后造成的一切后果應由乙方承擔。

6.3 雙方如在本協議履行時發生爭議，應通過友好協商解決，也可以通過省級以上電力管理產門或其授權的電力管理部門協調解決。如果友好協商和調解未能奏效，可按下列方式解決： 雙方約定向寧波市仲裁委員會申請仲裁，仲裁終局對雙方都有約束力。

在未協調解決和仲裁終局之前，雙方仍需嚴格執行本協議。

第七條：其它事宜

7.1 本協議未盡事宜，適用中華人民共和國有關電網管理的法律、行政法規和電力行政主管部門和電網管理部門的規程，規范。并按中國法律解釋，本協議若遇國家政策調整，雙方應按政策修改補充。

7.2本協議在《并網經濟協議》生效后，經雙方簽字、蓋章后生效。如《并網經濟協議》提前終止本協議也同時終止。協議正式文本二份，雙方各執一份。副本四份，雙方各執二份。7.3本協議生效后，一方要求對協議進行修訂，應經雙方協商一致，并以書面形式進行修改。

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協議雙方：

甲方： 寧波電業局

乙方：寧波市白溪水庫

（蓋章）

地址：

法定代表人（簽章）：

或授權代表：

簽約地：

建設發展有限公司

（蓋章）

地址：

法定代表人（簽章）：

或授權代表：

簽約時間：

****年**月**日

第二篇：并網調度協議

為保證電力系統安全、優質、經濟運行，規范調度和并網運行行為，維護協議雙方的合法權益，根據《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國合同法》、《電網調度管理條例》以及國家其他有關法律、法規，本著平等、自愿、誠實信用的原則，雙方經協商一致，簽訂本協議。

第1章　定義與解釋

1．1　本協議中所用術語，除上下文另有要求外，定義如下：

1．1．1　電力調度機構：指_________電力調度通信中心／局／所，是依法對電力系統運行進行組織、指揮、指導和協調的機構，隸屬甲方。

1．1．2　電廠：指位于_________由乙方擁有／興建并／并將經營管理的一座總裝機容量為兆瓦（mw）（共臺，分別為號機組mw、號機組mw、號機組mw、號機組mw，技術參數詳見附件二）的發電設施以及延伸至產權分界點的全部輔助設施。

1．1．3　并網點：指電廠與電網的連接點（見附件一）。

1．1．4　首次并網日：指電廠（機組）與電網進行同期連接的第一天。

1．1．5　并網申請書：指由乙方向甲方提交的要求將其電廠（機組）并入電網的書面申請文件。

1．1．6　并網方式：指電廠（機組）與電網之間一次系統的連接方式。

1．1．7　agc：指自動發電控制（automaticgenerationcontrol）。

1．1．8　avc：指自動電壓控制（automaticvoltagecontrol）。

1．1．9　rtu：指遠動裝置（remoteterminalunit）。

1．1．10　解列：本協議專指與電網相互連接在一起運行的發電設備與電網的電氣聯系中斷。

1．1．11　特殊運行方式：指因某種需要而使電廠或電網接線方式不同于正常方式的運行安排。

1．1．12　機組可用容量：指機組任何時候受設備條件限制修正后的出力。

1．1．13　計劃停運：指電廠機組處于計劃檢修、備用期內的狀態，包括大修、小修、公用系統計劃檢修及電力調度機構要求的節假日檢修、低谷消缺和停機備用等。

1．1．14　非計劃停運：指電廠機組處于不可用而又不是計劃停運的狀態。根據需要停運的緊急程度，非計劃停運分為以下5類：第1類為立即停運；第2類為可短暫延遲但必須在6小時以內退出的停運；第3類為可延至6小時以后，但必須在72小時之內退出的停運；第4類為可延至72小時以后，但必須在下次計劃停運以前退出的停運；第5類為超過計劃停運期限的延長停運。

1．1．15　強迫停運：第1．1．14款中第1、2、3類非計劃停運統稱為強迫停運。

1．1．16　降低出力等效停運小時：指機組降低出力小時數折合成按銘牌最大容量計算的停運小時數。

1．1．17　等效非計劃停運小時：指非計劃停運小時與非計劃降低出力等效停運小時之和。

1．1．18　年計劃停運允許小時數：指雙方根據設備制造商的建議和并網電廠發電機組的運行狀況，按同網同類型機組分類而確定的任何一年計劃停運的允許小時數。機組的年計劃停運允許小時數分為大修的年計劃停運允許小時數和無大修的年計劃停運允許小時數。

1．1．19　年等效非計劃停運允許小時數：指雙方根據設備制造商的建議和并網電廠發電機組的運行狀況，按同網同類型機組分類而確定的任何一年等效非計劃停運的允許小時數。本協議中僅指因乙方原因造成的非計劃停運。機組的年等效非計劃停運允許小時數分為大修的年等效非計劃停運允許小時數和無大修年等效非計劃停運允許小時數。

1．1．20　日發電調度計劃曲線：指電力調度機構每日編制的用于確定電廠次日各時段發電出力的曲線。

1．1．21　緊急情況：指電力系統內發電、供電設備發生重大事故；電網頻率或電壓超出規定范圍、輸變電設備負載超出規定值、主干線路功率值超出規定的穩定限額以及其他威脅電力系統安全運行，有可能破壞電力系統穩定，導致電力系統瓦解以至大面積停電等運行情況。

1．1．22　電力系統調度規程：指根據《電網調度管理條例》、國家標準和電力行業標準制定的用于規范本區域電力系統調度、運行行為的規程。

1．1．23　甲方原因：指由于甲方的要求或可以歸咎于甲方的責任。包括因甲方未執行國家有關規定和標準等，導致事故范圍擴大而應當承擔的責任。

1．1．24　乙方原因：指由于乙方的要求或可以歸咎于乙方的責任。包括因乙方未執行國家有關規定和標準等，導致事故范圍擴大而應當承擔的責任。

1．1．25　購售電合同：指甲方與乙方就電廠所發電量的購售及相關商務事宜簽訂的合同。

1．1．26　不可抗力：指不能預見、不能避免并不能克服的客觀情況。包括：火山爆發、龍卷風、海嘯、暴風雪、泥石流、山體滑坡、水災、火災、來水達不到設計標準、超設計標準的地震、臺風、雷電、霧閃等，以及核輻射、戰爭、瘟疫、騷亂等。

1．2　解釋

1．2．1　本協議中的標題僅為閱讀方便，不應以任何方式影響對本協議的解釋。

1．2．2　本協議附件與正文具有同等的法律效力。

1．2．3　本協議對任何一方的合法承繼者或受讓人具有約束力。但當事人另有約定的除外。

1．2．4　除上下文另有要求外，本協議所指的年、月、日均為公歷年、月、日。

1．2．5　本協議中的“包括”一詞指：包括但不限于。

1．2．6　本協議中的數字、期限等均包含本數。

第2章　雙方陳述

2．1　本方為一家依法設立并合法存續的企業，有權簽署并有能力履行本協議。

2．2　本方簽署和履行本協議所需的一切手續（包括辦理必要的政府批準、取得營業執照和電力業務許可證等）均已辦妥并合法有效。

2．3　在簽署本協議時，任何法院、仲裁機構、行政機關或監管機構均未作出任何足以對本方履行本協議產生重大不利影響的判決、裁定、裁決或具體行政行為。

2．4　本方為簽署本協議所需的內部授權程序均已完成，本協議的簽署人是本方法定代表人或委托代理人。本協議生效后即對協議雙方具有法律約束力。

第3章　雙方義務

3．1　甲方的義務包括：

3．1．1　遵守國家法律法規、國家標準和電力行業標準，以電力系統安全、優質、經濟運行為目標，根據電廠的技術特性及其所在電力系統的規程、規范，本著公開、公平、公正的原則，對電廠進行統一調度（調度范圍見附件三）。

3．1．2　負責所屬電網相關設備、設施的運行管理、檢修維護和技術改造，滿足電廠正常運行的需要。

3．1．3　以有關部門下達的發電量預期調控目標為基礎，根據購售電合同的約定，結合電網運行實際情況，按時編制并向乙方提供月度發電計劃、日發電調度計劃曲線及無功出力曲線（或電壓曲線）。

3．1．4　合理安排電廠的設備檢修。

3．1．5　支持、配合乙方對相應設備進行技術改造或參數調整；對乙方與電網有關的調度、運行管理進行指導和協調；對乙方運行中涉及電網運行安全的電氣設備、繼電保護及安全自動裝置、勵磁系統（包括pss）、agc及調速系統、電能計量系統、電力調度通信、調度自動化等相關專業、業務進行指導和協調，并提供必要的技術支持。

3．1．6　按照相關規定及時向乙方通報與其相關的電網重大設備缺陷信息、與電廠相關的輸電通道能力，定期披露與乙方有關的電力調度信息。

3．1．7　根據電力系統運行需要及乙方設備的特性，及時按程序修改相應規程、規范。

3．1．8　采取措施，防止影響電力系統安全運行的事故發生。定期開展各項涉及電網安全的專項和專業安全檢查，根據需要制定反事故措施。經電力監管機構授權，電力調度機構制定網廠聯合反事故演習方案并組織實施。

3．1．9　配合乙方進行事故調查。

3．2　乙方的義務包括：

3．2．1　遵守國家法律法規、國家標準、電力行業標準及所在電力系統的規程、規范，以維護電力系統安全、優質、經濟運行為目標，服從電力調度機構的統一調度，合理組織電廠生產。

3．2．2　按照電力調度機構調度指令組織電廠實時生產運行，參與電力系統的調峰、調頻、調壓和備用。

3．2．3　按照電力調度機構要求提供電廠設備檢修計劃建議，執行已批準的檢修計劃，做好設備檢修維護工作。

3．2．4　接受甲方根據第3．1．5款作出的業務指導和協調；并配備相應的技術管理和檢修管理人員，配合甲方工作。

3．2．5　根據需要及時對設備進行技術改造或參數調整，并報甲方備案（涉及電網安全的須征得甲方同意）。

3．2．6　按照相關規定及時、準確、客觀、完整地向甲方提供電廠設備運行情況及生產信息，包括燃料、水情等。

3．2．7　制定與甲方電力系統規程、規范相一致的現場運行規程，并送甲方備案。

3．2．8　采取措施，防止影響電力系統安全運行的事故發生。配合甲方定期開展各項涉及電網安全的專項和專業安全檢查，落實檢查中提出的防范措施；電力調度機構有明確的反事故措施或其他電力系統安全要求的，乙方應按要求實施并運行維護；將有關安全措施文件送電力調度機構備案；參加電力調度機構組織的聯合反事故演習。

3．2．9　配合甲方進行事故調查。

第4章　并網條件

4．1　乙方一、二次設備須符合國家標準、電力行業標準和其他有關規定，按經國家授權機構審定的設計要求安裝、調試完畢，經國家規定的基建程序驗收合格；并網正常運行方式已經明確，有關參數已合理匹配，設備整定值已按照要求整定，具備并入甲方電網運行、接受電力調度機構統一調度的條件。

4．2　電廠繼電保護及安全自動裝置（包括勵磁系統、調速系統）須符合國家標準、電力行業標準和其他有關規定，按經國家授權機構審定的設計要求安裝、調試完畢，經國家規定的基建程序驗收合格，并符合本協議第10章的有關約定。

4．3　電廠調度自動化設施須符合國家標準、電力行業標準和其他有關規定，按經國家授權機構審定的設計要求安裝、調試完畢，經國家規定的基建程序驗收合格，并符合本協議第11章的有關約定。

4．4　電廠電力調度通信設施須符合國家標準、電力行業標準和其他有關規定，按經國家授權機構審定的設計要求安裝、調試完畢，經國家規定的基建程序驗收合格，并符合本協議第12章的有關約定。

4．5　電廠電能計量裝置參照《電能計量裝置技術管理規程》（dl／t448-XX）進行配置，并通過由雙方共同組織的測試和驗收。

4．6　電廠的二次系統按照《電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護規定》（國家經貿委令第30號）的要求及有關規定，已實施安全防護措施，并經電力調度機構認可，具備投運條件。

4．7　電廠運行、檢修規程齊備，相關的管理制度齊全，其中涉及電網安全的部分應與所在電網的安全管理規定相一致。

4．8　電廠有調度受令權的運行值班人員，須根據《電網調度管理條例》及有關規定，經過嚴格培訓，取得相應的合格證書，持證上崗。

4．9　甲方與乙方運行對應的一、二次設備須符合國家標準、電力行業標準和其他有關規定，按經國家授權機構審定的設計要求安裝、調試完畢，經國家規定的基建程序驗收合格，有關參數已合理匹配，設備整定值已按照要求整定，具備電廠接入運行的條件。

4．10　雙方針對電廠并入電網后可能發生的緊急情況，已制定相應的反事故措施，并送電力調度機構備案。

第5章　并網申請及受理

5．1　乙方電廠并網須向甲方申請，并在甲方受理后按照要求的方式并入。

5．2　并網申請

乙方應在電廠（機組）首次并網日的_________日前，向甲方提交并網申請書，并網申請書應包含本次并網設備的基本概況、驗收情況、并網電廠（機組）調試方案和調試計劃等內容，并附齊本協議第5．5條所列的資料。

5．3　并網申請的受理

甲方在接到乙方并網申請書后應按照本協議第4章約定和其他并網相關規定認真審核，及時答復乙方，不無故拖延。

5．3．1　并網申請書所提供的資料符合要求的，甲方應在收到乙方并網申請書后_________日內予以確認，并在機組首次并網日_________日前向乙方發出書面確認通知。

5．3．2　并網申請書所提供的資料不符合要求的，甲方有權不予確認，但應在收到并網申請書后_________日內書面通知乙方不確認的理由。

5．4　并網申請確認后，雙方應就電廠并網的具體事宜作好安排。

5．4．1　甲方應在已商定的首次并網日前日向乙方提供與電廠相關的電力系統數據、設備參數及系統圖，包括與電廠相關的電網繼電保護整定值（或限額）和與電網有關的電廠繼電保護及安全自動裝置的整定值（或限額）。

5．4．2　向乙方提供聯系人員（包括有調度發令權人員、運行方式人員、繼電保護人員、自動化人員、通信人員等）名單和聯系方式。

5．4．3　乙方應在收到確認通知后_________日內，按照甲方的要求，提交并網調試項目和調試計劃，并與電力調度機構商定首次并網的具體時間與程序。

5．4．4　甲方應在電廠首次并網日_________日前對乙方提交的機組并網調試項目和調試計劃予以書面確認。

5．4．5　雙方認為需要商定的其他具體事宜：_________。

5．5　乙方提交并網申請書時，應向甲方提供準確的中文資料（需要在并網啟動過程中實測的參數可在機組并網后_________日內提交），包括：

（1）潮流、穩定計算和繼電保護整定計算所需的發電機（包括調速器、勵磁系統）、主變壓器等主要設備技術規范、技術參數及實測參數（包括主變壓器零序阻抗參數）。

（2）與電網運行有關的繼電保護及安全自動裝置圖紙（包括發電機、變壓器整套保護圖紙）、說明書，電力調度管轄范圍內繼電保護及安全自動裝置的安裝調試報告。

（3）與甲方有關的電廠調度自動化設備技術說明書、技術參數以及設備驗收報告等文件，電廠遠動信息表（包括電流互感器、電壓互感器變比及遙測滿刻度值），電廠電能計量系統竣工驗收報告，電廠計算機系統安全防護有關方案和技術資料。

（4）與甲方通信網互聯或有關的通信工程圖紙、設備技術規范以及設備驗收報告等文件。

（5）機組勵磁系統及pss裝置（設計、實測參數）、低勵限制、失磁、失步保護及動態監視系統的技術說明書和圖紙。

（6）其他與電網運行有關的主要設備技術規范、技術參數和實測參數。

（7）現場運行規程。

（8）電氣一次接線圖。

（9）機組開、停機曲線圖和機組升、降負荷的速率，機組agc、avc、一次調頻有關參數和資料。

（10）廠用電保證措施。

（11）機組調試計劃、升壓站和機組啟動調試方案。

（12）電廠有調度受令權的值班人員名單、上崗證書復印件及聯系方式。

（13）運行方式、繼電保護、自動化、通信專業人員名單及聯系方式。

第6章　調試期的并網調度

6．1　乙方根據甲方已確認的調試項目和調試計劃可進行電廠并網運行調試。

6．1．1　電廠調試運行機組應視為并網運行設備，納入電力系統統一運行管理，遵守電力系統運行規程、規范，服從統一調度。

6．1．2　電廠應根據已確認的調試項目和調試計劃，編制詳細的機組并網調試方案，并按調試進度逐項向電力調度機構申報。

6．1．3　具體的并網調試操作應嚴格按照調度指令進行。

6．1．4　對僅屬電廠自行管轄的設備進行可能對電網產生沖擊的操作時，應提前告知電力調度機構做好準備工作及事故預想，并嚴格按照調試方案執行。

6．2　甲方應配合乙方進行并網調試。

6．2．1　將并網調試電廠納入正式調度范圍，按照電力系統有關規程、規范進行調度管理。

6．2．2　根據電廠要求和電網情況編制專門的調試調度方案（含應急處理措施），合理安排電廠的調試項目和調試計劃。調試開始日前將調試調度方案和具體調試計劃通知電廠。

6．2．3　根據機組調試進度及電網運行情況，經與電廠協商同意，可對調試計劃進行滾動調整。

6．2．4　電力調度機構可視需要派員進行現場調度，并給予必要的技術指導或支持。

6．3　甲方必須針對乙方調試期間可能發生的緊急情況制定應急預案，明確處理原則及具體處理措施，確保電力系統及設備安全。

第7章　調度運行

7．1　電廠運行值班人員在運行中應嚴格服從電力調度機構值班調度員的調度指令。

7．1．1　電廠必須迅速、準確執行電力調度機構下達的調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執行。若執行調度指令可能危及人身和設備安全時，電廠值班人員應立即向電力調度機構值班調度員報告并說明理由，由電力調度機構值班調度員決定是否繼續執行。

7．1．2　屬電力調度機構直接調度范圍內的設備，電廠必須嚴格遵守調度有關操作制度，按照調度指令執行操作；如實告知現場情況，回答電力調度機構值班調度員的詢問。

7．1．3　屬電力調度機構許可范圍內的設備，電廠運行值班人員操作前應報電力調度機構值班調度員，得到同意后方可按照電力系統調度規程及電廠現場運行規程進行操作。

7．2　電力調度機構應依照有關要求合理安排電廠的日發電調度計劃曲線。運行中，值班調度員可根據實際運行情況對日發電調度計劃曲線作適當調整，值班調度員對日發電調度計劃曲線的調整應提前_________分鐘（min）通知電廠值班人員。

7．3　電廠運行設備出現異常情況時，電廠按照電力系統調度規程的規定可提前_________小時（h）向電力調度機構提出檢修申請。電力調度機構應根據電力系統調度規程的規定和電網實際情況，履行相關規定的程序后，提前_________小時（h）批復檢修申請，并修改相應計劃。如設備需緊急停運者，電力調度機構應視情況及時答復。電廠應按照電力調度機構的最終批復執行。

7．4　電力調度機構應按照同網同類型同等技術條件的機組調整幅度基本相同的原則，兼顧電網結構和電廠的電氣技術條件，安全、優質、經濟地安排電廠參與電力系統調峰、調頻、調壓、備用。

7．4．1　調峰：電廠應根據國家有關規定、標準、機組能力參與電力系統調峰。調峰幅度應達到國家有關規定、標準，或雙方商定為。

7．4．2　調頻：經雙方商定，電廠（機組）為第調頻電廠（機組）或非調頻電廠（機組），應按照電力系統調度規程的要求參與電力系統調頻。電廠agc安裝與投運應依據國家現行的關于發電廠并網運行管理的政策執行。按照國家有關規定，電廠號機組應安裝agc，其整定參數及機組出力響應速度符合電網安全運行的需要，由電力調度機構根據機組特性、試驗結果和相關要求統一設定，乙方不得擅自更改。機組agc的投入與退出應按照調度指令執行。

7．4．3　調壓：電廠應按照電力調度機構下達的無功出力曲線（或電壓曲線）運行，保證電廠母線電壓運行在規定的范圍內。如果電廠失去電壓控制能力時，應立即報告電力調度機構值班調度員。

7．4．4　備用：如電力調度機構要求，電廠應留有一定比例的旋轉備用容量。當旋轉備用容量不能滿足電力調度機構的要求時，應立即報告電力調度機構值班調度員。

7．5　甲方因設備更新改造等原因出現特殊運行方式，可能影響電廠正常運行時，電力調度機構應將有關方案提前_________日通知電廠，并按商定的方案執行。

7．6　乙方因設備更新改造等原因出現特殊運行方式，可能影響電網正常運行時，應將更改方案提前_________日通知電力調度機構，并按商定的方案執行。

7．7　電力調度機構應商并網電廠定期組織網廠聯席會議，邀請乙方參加，分析電網運行情況、預測系統形勢、說明有關電網安全技術措施的落實情況，協商處理有關電力系統運行的重大問題。乙方應參加網廠聯席會議，通報電廠的運行情況及有關電廠安全技術措施的落實情況。

7．8　雙方應以書面形式互換相關值班人員名單，并及時告知變動情況。

第8章　發電計劃

8．1　乙方應根據已簽訂的購售電合同及電廠運行實際情況，按下列要求提交電廠的、月度、節日或特殊運行方式發電計劃建議：

（1）乙方在機組首次并網日_________日前及在此后每年的_________月_________日前，向甲方提交下一發電計劃建議。

（2）乙方在每月的_________日前向甲方提交下一月度發電計劃建議。

（3）乙方在國家法定節日（包括元旦、春節、五

一、國慶等）或特殊運行方式出現_________日前向甲方提交節日或特殊運行方式期間的發電計劃建議。

8．2　根據購售電合同，結合乙方申報的發電計劃建議，甲方在每年_________月_________日前將編制的下一分月發電計劃通知乙方。

8．3　根據第8．2條制定的分月發電計劃、電廠完成發電量的進度和電網近期的負荷情況，甲方在每月_________日前或國家法定節日_________日前或特殊運行方式出現_________日前將其編制的下一月度、節日或特殊運行方式發電計劃通知乙方。

8．4　根據第8．3條制定的月度發電計劃、電網實際情況和電廠提供的數據（電廠須在每日_________時前向電力調度機構申報次日發電機組的最大可用容量或可用容量的變化情況，并報告影響其發電設備能力的缺陷和故障以及機組agc的投入狀況），電力調度機構編制電廠次日日發電調度計劃曲線，并在每日_________時前將次日計劃曲線下達給電廠。

8．5　電廠應嚴格執行電力調度機構下達的日發電調度計劃曲線（包括值班調度員臨時修改的曲線）和調度指令，及時調節機組的有功出力，安排電廠生產運行。

第9章　設備檢修

9．1　并網運行電廠設備檢修應按照計劃進行。

9．1．1　乙方在按本協議約定向甲方提交、月度、節日、特殊運行方式發電計劃建議的同時，將、月度、節日、特殊運行方式的設備檢修計劃建議報電力調度機構。

9．1．2　經雙方協商后，電力調度機構將電廠設備檢修計劃納入電力系統、月度、節日、特殊運行方式檢修計劃。

（1）在每年_________月_________日前將經核準的電廠下一設備檢修計劃通知電廠。

（2）在每月_________日前將經核準的電廠下月設備檢修計劃通知電廠。

（3）在國家法定節日_________日前或特殊運行方式出現_________日前將節日或特殊運行方式設備檢修計劃通知電廠。

9．2　如果電廠需要在系統負荷低谷時段（_________時至次日_________時）消除缺陷，應在當日_________時前向電力調度機構提出申請，電力調度機構應根據電網情況盡量予以安排，并及時修改日發電調度計劃曲線。

9．3　檢修申請與批復

電廠設備實際檢修工作開始前需向電力調度機構提交檢修申請，獲得批準后方可開工。

9．3．1　檢修申請應于實際檢修工作開始_________日前提交給電力調度機構。

9．3．2　檢修申請應包括檢修設備的名稱、檢修內容、隔離措施、對系統的要求等內容。

9．3．3　電力調度機構應于實際檢修工作開始日前將檢修申請的批復通知電廠，并說明電廠應采取的安全措施及其他相關要求，同時做好事故應急預案。

9．4　乙方應嚴格執行已批復的檢修計劃，按時完成各項檢修工作。

9．4．1　電廠由于自身原因，不能按已批復計劃檢修的，可在已批復的計劃開工日前_________日向電力調度機構提出修改檢修計劃的申請。電力調度機構應根據電網運行情況，合理調整檢修計劃。能夠安排的，應將調整后電廠檢修計劃提前_________日通知電廠；確實無法安排的，電廠應設法按原批復計劃執行，否則，電力調度機構在本內原則上不再另行安排計劃檢修。

9．4．2　電廠檢修工作需延期的，須在已批復的檢修工期過半前向電力調度機構申請辦理延期手續。

9．4．3　由于電力系統運行需要，電廠不能按計劃進行機組檢修的，電力調度機構應提前與電廠協商，調整檢修計劃并通知電廠。如果機組必須超期運行，雙方應針對機組超期運行期間可能出現的緊急情況商定應急措施，以及轉入檢修狀態的程序，并按相關規定處理。

9．5　電網一次設備檢修如影響電廠送出能力，應盡可能與電廠設備檢修（或停機備用）相配合。

9．6　電力調度機構應合理安排調度管轄范圍內電網、電廠繼電保護及安全自動裝置、電力調度自動化及電力調度通信系統等二次設備的檢修。二次設備的檢修原則上不應影響一次設備的正常運行，否則，應盡可能與一次設備的檢修相配合。

9．7　設備檢修完成后，電廠應及時向電力調度機構報告，并按規定程序恢復設備運行。

第10章　繼電保護及安全自動裝置

10．1　甲方應嚴格遵守有關繼電保護及安全自動裝置的設計、運行和管理規程、規范，負責調度管轄范圍內繼電保護及安全自動裝置的運行管理，并符合以下要求：

（1）負責調度管轄范圍內繼電保護及安全自動裝置的整定計算和運行，對裝置動作情況進行分析和評價。

（2）對所屬繼電保護及安全自動裝置進行調試并定期進行校驗、維護，使其滿足原定的裝置技術要求，符合電力調度機構整定要求，并保存完整的調試報告和記錄。

（3）電網繼電保護及安全自動裝置動作后，須立即按規程進行分析和處理，并將有關資料報電力調度機構。與電廠有關的，應與其配合進行事故分析和處理。

（4）電網繼電保護及安全自動裝置誤動或出現缺陷后，須立即按規程進行處理，并分析原因，及時采取防范措施。涉及電廠的，應將有關情況書面通知電廠。

（5）指導和協助電廠進行有關繼電保護及安全自動裝置的整定和運行，提供必要的技術支持。

（6）嚴格執行國家及有關部門頒布的繼電保護及安全自動裝置反事故措施。

（7）于每月_________日前完成上月繼電保護及安全自動裝置的運行分析報告，提供_________份給乙方。

10．2　乙方應嚴格遵守有關繼電保護及安全自動裝置的設計、運行和管理規程、規范，負責所屬繼電保護及安全自動裝置的運行管理，并符合以下要求：

（1）負責電廠所屬繼電保護及安全自動裝置的整定計算（電廠內屬調度管轄的繼電保護及安全自動裝置整定值由電力調度機構下達，其他繼電保護及安全自動裝置整定值由電廠自行計算整定后送電力調度機構備案）和運行維護，對裝置動作情況進行分析和評價。

（2）對所屬繼電保護及安全自動裝置進行調試并定期進行校驗、維護，使其滿足原定的裝置技術要求，符合整定要求，并保存完整的調試報告和記錄。

（3）與電網運行有關的繼電保護及安全自動裝置必須與電網繼電保護及安全自動裝置相配合，相關設備的選型應征得電力調度機構的認可。

（4）若甲方繼電保護及安全自動裝置運行狀態改變，電廠應按電力調度機構要求及時變更所轄的繼電保護及安全自動裝置的整定值及運行狀態。

（5）電廠繼電保護及安全自動裝置動作后，須立即報告電力調度機構值班員，按規程進行分析和處理，并按要求將有關資料送電力調度機構。與電網有關的，應與其配合進行事故分析和處理。

（6）電廠繼電保護及安全自動裝置誤動或出現缺陷后，須立即報告電力調度機構值班員，按規程進行處理，并分析原因，及時采取防范措施。涉及電網的，應將有關情況書面送電力調度機構。

（7）嚴格執行國家及有關部門頒布的繼電保護及安全自動裝置反事故措施。

（8）于每月_________日前完成上月電廠繼電保護（包括線路保護、變壓器保護、發電機保護、母線保護等）及安全自動裝置的運行分析報告，提供_________份給電力調度機構。

10．3　雙方為提高電力系統的穩定性能，應及時進行設備的更新、改造。

10．3．1　繼電保護及安全自動裝置設備更新改造應相互配合，確保雙方設備協調一致。

10．3．2　改造設備須經過調試驗收，確認合格后按規定程序投入運行。

10．4　乙方的繼電保護及安全自動裝置應達到如下主要運行指標（不計因甲方原因而引起的誤動和拒動）：

（1）繼電保護主保護運行率≥_________％。

（2）kv保護及以上保護動作正確率≥_________％。

（3）故障錄波完好率≥_________％。

（4）安全自動裝置投運率≥_________％。

（5）安全自動裝置動作正確率≥_________％。

（6）雙方約定的其他運行指標：_________。

10．5　雙方應分別指定人員負責繼電保護及安全自動裝置的運行維護工作，確保繼電保護及安全自動裝置的正常運行。

第11章　調度自動化

11．1　甲方應嚴格遵守有關調度自動化系統的設計、運行和管理規程、規范，負責調度端調度自動化系統的運行維護，并符合以下要求：

（1）監督調度自動化系統的可靠運行，負責電力調度自動化系統運行情況的監測，協調運行中出現的重大問題。

（2）按設計要求為電廠自動化信號的接入提供條件。

（3）將系統有關信號及時準確地傳送至電廠調度自動化系統。

（4）及時分析調度自動化系統故障原因，采取防范措施。

（5）指導、協助乙方調度自動化系統的運行維護工作，配合乙方進行事故調查。

（6）計算機監控系統符合《電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護規定》（國家經貿委令第30號）。

11．2　乙方應嚴格遵守有關調度自動化系統的設計、運行和管理規程、規范，負責電廠端調度自動化設備的運行維護，并符合以下要求：

（1）電廠rtu或計算機監控系統、電量采集與傳輸裝置的遠動數據和電能計量數據應按照符合國家標準或行業標準的傳輸規約傳送至電力調度機構的調度自動化系統和電能計量系統。電能計量系統應通過經雙方認可的具有相應資質的檢測機構的測試，保證數據的準確傳輸。電廠運行設備實時信息的數量和精度應滿足國家有關規定和電力調度機構的運行要求。

（2）及時分析所屬調度自動化系統故障原因，采取防范措施。

（3）協助甲方調度自動化系統的運行維護工作，配合甲方進行事故調查。

（4）電廠計算機監控系統符合《電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護規定》（國家經貿委令第30號）。

（5）裝有agc的電廠（機組）參加電網的發電控制時，電力調度機構下發的agc指令信號應能夠通過電廠rtu或計算機監控系統準確輸出至電廠agc系統。裝有avc的電廠（機組）參加電網的電壓控制時，電力調度機構下發的avc指令信號應能夠通過電廠rtu或計算機監控系統準確輸出至電廠avc系統。

11．3　雙方應遵守電力系統調度規程及調度自動化系統有關規程運行維護自動化設備，不得隨意退出或停用。

11．4　電廠rtu或計算機監控系統、電量采集與傳輸裝置應達到如下主要運行指標：

（1）rtu或計算機監控系統遠動工作站可用率（月）≥_________％。

（2）遙測量準確度誤差≤_________。

（3）機組agc可投入率≥_________％。

（4）機組avc可投入率≥_________％。

（5）雙方約定的其他運行指標：_________。

11．5　雙方應分別指定人員負責所屬調度自動化系統的運行維護工作，確保調度自動化系統的正常運行。

第12章　調度通信

12．1　甲方應嚴格遵守有關調度通信系統的設計、運行和管理規程、規范，負責調度端通信系統的運行維護，并符合以下要求：

（1）監督調度通信系統的可靠運行，負責調度通信系統運行情況的監測和調度指揮，協調運行中出現的重大問題。

（2）負責調度端通信設備及通信線路的運行維護，并保證其可靠運行。

（3）及時分析調度通信系統故障原因，采取防范措施。

（4）指導、協助乙方調度通信系統的運行維護工作，配合乙方進行事故調查。

12．2　乙方應嚴格遵守有關調度通信系統的設計、運行和管理規程、規范，負責電廠端調度通信系統的運行維護，并符合以下要求：

（1）負責電廠端調度通信系統的運行維護，并保證其可靠運行。

（2）及時分析調度通信系統故障原因，采取防范措施。

（3）協助甲方調度通信系統的運行維護工作，配合甲方進行事故調查。

12．3　乙方與甲方電力通信網互聯的通信設備選型和配置應協調一致，并征得甲方的認可。

12．4　乙方使用與甲方電力通信網相關的載波頻率、無線電頻率，須向甲方申請，經甲方同意并書面確認后方可使用。

12．5　雙方應有備用通信系統，確保電網或電廠出現緊急情況時的通信聯絡。

12．6　乙方的調度通信系統應達到如下主要運行指標：

（1）通信電路運行率≥_________％。

（2）設備運行率≥_________％。

12．7　雙方應分別指定人員負責所屬調度通信系統的運行維護工作，確保調度通信系統的正常運行。

第13章　事故處理與調查

13．1　電力調度機構和電廠應按照各自管轄范圍，依據電力系統調度程規和電廠現場運行規程的有關規定，正確、迅速地進行事故處理，并及時相互通報事故處理情況。

13．2　電力調度機構調度管轄范圍內的設備事故處理，應嚴格執行電力調度機構值班調度員的指令（現場規程明確規定可不待調度指令自行處理的除外）。

13．3　電力調度機構應按照《電力系統安全穩定導則》（dl755-XX）、電力系統調度規程及其他有關規定，結合電網結構、運行特點及電廠的具體情況，制定事故處理原則與具體的反事故措施，并對電廠應采取的必要措施提出明確要求。

13．3．1　在威脅電網安全的任何緊急情況下，電力調度機構值班調度員可以采取必要手段確保和恢復電網安全運行，包括調整電廠發電出力、發布開停機指令、對電廠實施解列等。

13．3．2　如果必須將電廠或其任何機組解列，電力調度機構應在該緊急情況結束后或已經得到補救后，將電廠或機組恢復并網運行。

13．3．3　電力調度機構應在事后向乙方說明電廠或機組解列的原因。

13．4　發生事故一方或雙方應按照《電業生產事故調查規程》進行事故調查。事故調查的結論應包括：事故原因、事故責任方及其承擔的責任、防止類似事故發生的反事故措施。事故責任方應按照調查結論承擔責任，并及時落實反事故措施。

13．4．1　對于發生的電網事故，由甲方調查分析的，涉及乙方時，應邀請乙方參加。乙方對甲方的工作應予支持，配合實地調查，提供故障錄波圖、事故時運行狀態和有關數據等事故分析資料。

13．4．2　對于發生的電廠事故，由乙方調查分析的，涉及甲方時，應邀請甲方參加。甲方對乙方的工作應予支持，配合實地調查，提供故障錄波圖、事故時運行狀態和有關數據等事故分析資料。

13．4．3　對于涉及雙方的網廠事故，如果起因在短時間內無法確定并達成一致時，按國家有關規定組成專門調查組進行事故調查。

13．4．4　任何一方的事故或雙方事故的調查報告都應公布。報告內容應包括：事故原因、事故處理過程、事故責任方及其應承擔的責任、整改方案及事故預防措施等。

13．4．5　事故責任方應及時糾正錯誤，落實整改方案和事故預防措施。整改方案和事故預防措施涉及對方時，應經對方認可。

第14章　不可抗力

14．1　若不可抗力的發生完全或部分地妨礙一方履行本協議項下的任何義務，則該方可免除或延遲履行其義務，但前提是：

（1）免除或延遲履行的范圍和時間不超過消除不可抗力影響的合理需要。

（2）受不可抗力影響的一方應繼續履行本協議項下未受不可抗力影響的其他義務。

（3）一旦不可抗力結束，該方應盡快恢復履行本協議。

14．2　若任何一方因不可抗力而不能履行本協議，則該方應立即告知另一方，并在3日內以書面方式正式通知另一方。該通知中應說明不可抗力的發生日期和預計持續的時間、事件性質、對該方履行本協議的影響及該方為減少不可抗力影響所采取的措施。

應對方要求，受不可抗力影響的一方應在不可抗力發生之日（如遇通訊中斷，則自通訊恢復之日）起30日內向另一方提供一份不可抗力發生地相應公證機構出具的證明文件。

14．3　受不可抗力影響的雙方應采取合理措施，減少因不可抗力給一方或雙方帶來的損失。雙方應及時協商制定并實施補救計劃及合理的替代措施，以減少或消除不可抗力的影響。

如果受不可抗力影響的一方未能盡其努力采取合理措施減少不可抗力的影響，則該方應承擔由此而擴大的損失。

14．4　如果不可抗力阻礙一方履行義務持續超過_________日，雙方應協商決定繼續履行本協議的條件或終止本協議。如果自不可抗力發生后_________日，雙方不能就繼續履行協議的條件或終止本協議達成一致意見，任何一方有權通知另一方解除協議。本協議另有約定的除外。

第15章　違約責任

15．1　任何一方違反本協議約定條款視為違約，另一方有權要求違約方承擔違約責任。

15．2　甲方有下列違約行為之一的，應按第15．3條所列方式向乙方承擔違約責任：

（1）未履行第3章約定的義務，給乙方造成直接經濟損失。

（2）違反第4．9條的約定，導致電廠不能按期發電、不能正常發電或給乙方造成直接經濟損失。

（3）違反第5．3條、第5．4條的約定，導致電廠不能按期發電或給乙方造成直接經濟損失。

（4）違反第6．2條的約定，導致電廠不能按期發電或給乙方造成直接經濟損失。

（5）違反電力系統調度規程，給乙方造成直接經濟損失。

（6）電力調度機構要求電廠（機組）超出其運行能力或本協議約定進行調峰、調頻、調壓，給乙方造成直接經濟損失。

（7）電網一、二次設備因甲方原因整定或控制錯誤，給乙方造成直接經濟損失。

（8）因可歸咎于甲方的責任，發生第9．4．3款所述情形，給乙方造成直接經濟損失。

（9）因甲方處理不當，在執行第13．3．1款的約定時，給乙方造成直接經濟損失。

（10）因甲方原因造成繼電保護及安全自動裝置、調度自動化系統、調度通信系統故障，給乙方造成直接經濟損失。

（11）其他因甲方處理不當，給乙方造成直接經濟損失。

（12）雙方約定甲方應當承擔的其他違約責任：_________。

15．3　甲方每違約一次，應按下列方式承擔違約責任：

（1）一次性向乙方支付違約金_________元。

（2）給乙方造成直接經濟損失且按本條第（1）項約定支付的一次性違約金不足以補償的，應補足乙方設備修復及恢復正常運行的直接費用。

（3）給乙方造成電量損失的，按照雙方簽訂的購售電合同的有關約定處理。

15．4　乙方有下列違約行為之一的，應按第15．5條所列方式向甲方承擔違約責任：

（1）未履行第3章約定的義務，給甲方造成直接經濟損失。

（2）未按照第4章的有關約定完成并網準備工作，給甲方帶來直接經濟損失。

（3）違反第5．2條、第5．4條的約定，給甲方造成直接經濟損失。

（4）違反第6．1條、第7．1．1款的約定。

（5）因乙方原因造成與電網運行有關的電廠一、二次設備異常或故障，給甲方造成直接經濟損失。

（6）未按照第7．4條的約定參與電力系統調峰、調頻、調壓或備用。

（7）因乙方原因導致檢修期限變動，給甲方造成直接經濟損失。

（8）不如實向電力調度機構反映電廠設備（如發電機、汽輪機、鍋爐及電氣設備等）和有關設施的真實情況。

（9）電廠繼電保護及安全自動裝置未達到第10．4條約定指標，或由于乙方原因引起其繼電保護及安全自動裝置故障或不正確動作，導致事故及事故擴大，給甲方造成直接經濟損失。

（10）電廠電力調度自動化系統未達到第11．4條約定指標，或由于乙方原因引起電廠電力調度自動化系統故障，導致事故或事故擴大，給甲方造成直接經濟損失。

（11）電廠調度通信系統未達到第12．6條約定指標，或由于乙方原因引起電廠電力調度通信系統故障，導致事故或事故擴大，給甲方造成直接經濟損失。

（12）雙方約定乙方應當承擔的其他違約責任：_________。

15．5　乙方每違約一次，應按下列方式承擔違約責任：

（1）一次性向甲方支付違約金_________元。

（2）給甲方造成直接經濟損失且按本條第（1）項約定支付的一次性違約金不足以補償的，應補足甲方設備修復及恢復正常運行的直接費用。

（3）給甲方造成電量損失的，按照雙方簽定的購售電合同的有關約定處理。

15．6　乙方有下列嚴重違約行為之一的，甲方可采取強制措施，直至對違約電廠（機組）實施解列。乙方無權就此類解列后造成的損失向甲方提出索賠。

（1）電廠未經電力調度機構同意擅自開機并網或停機解列。

（2）在緊急情況下，電廠違反第6．1條、第7．1．1款的約定。

（3）在緊急情況下，電廠不如實向電力調度機構反映電廠設備（如發電機、汽輪機、鍋爐及電氣設備等）和有關設施的真實情況。

（4）雙方約定的其他嚴重違約行為：_________。

15．7　除本協議另有約定外，一旦發生違約行為，守約方應立即通知違約方停止違約行為，并盡快向違約方發出一份要求其糾正違約行為和請求其按照本協議的約定承擔違約責任的書面通知。

15．8　違約方應立即采取措施糾正其違約行為，并按照本協議的約定確認違約行為，承擔違約責任。

（1）一次性違約金應在違約行為確認后_________日內支付。

（2）直接經濟損失超過一次性違約金部分應在損失認定后_________日內支付。

（3）造成電量違約的，按照雙方簽定的購售電合同的有關約定處理。

15．9　在本協議規定的履行期限屆滿之前，任何一方明確表示或以自己的行為表明不履行協議義務的，另一方可要求對方承擔違約責任。

第16章　協議的生效和期限

16．1　本協議經雙方法定代表人或委托代理人簽字并加蓋公章后生效。

16．2　本協議期限，自_________年_________月_________日至_________年_________月_________日止。

16．3　在本協議期滿前_________個月，雙方應就續簽本協議的有關事宜進行商談。

第17章　協議的變更、轉讓和終止

17．1　本協議的任何變更、修改和補充必須以書面形式進行。生效條件同第16．1條。

17．2　雙方明確表示，未經對方書面同意，均無權向第三方轉讓本協議項下所有或部分的權利或義務。

17．3　在本協議的有效期限內，有下列情形之一的，雙方同意對本協議進行相應調整和修改：

（1）國家有關法律、法規、規章以及政策變動。

（2）本協議內容與國家電力監管機構頒布實施的有關強制性規則、辦法、規定等相抵觸。

（3）雙方約定的其他情形：_________。

17．4　協議解除

如任何一方發生下列事件之一的，則另一方有權在發出解除通知_________日后終止本協議：

（1）一方破產、清算，一方或電廠被吊銷營業執照或電力業務許可證。

（2）一方與另一方合并或將其所有或大部分資產轉移給另一實體，而該存續的企業不能承擔其在本協議項下的所有義務。

（3）雙方約定的其他解除協議的事項：_________。

第18章　爭議的解決

18．1　凡因執行本協議所發生的與本協議有關的一切爭議，雙方應協商解決，也可提請電力監管機構調解。協商或調解不成的，選擇以下第條處理：

（1）雙方同意提請仲裁委員會，請求按照其仲裁規則進行仲裁。仲裁裁決是終局的，對雙方均具有法律約束力。

（2）任何一方依法提請人民法院通過訴訟程序解決。

第19章　適用法律

19．1　本協議的訂立、效力、解釋、履行和爭議的解決均適用中華人民共和國法律。

第20章　其他

20．1　保密

雙方保證對從另一方取得且無法自公開渠道獲得的資料和文件予以保密。未經該資料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露該資料和文件的全部或部分內容。但國家另有規定的除外。

20．2　協議附件

附件一：并網點圖示

附件二：電廠技術參數

附件三：電廠設備調度范圍劃分

本協議（包括特別條款）的附件是本協議不可缺少的組成部分，與本協議具有同等法律效力。當協議正文與附件之間產生解釋分歧時，首先應依據爭議事項的性質，以與爭議點最相關的和對該爭議點處理更深入的內容為準。如果采用上述原則后分歧和矛盾仍然存在，則由雙方本著誠實信用的原則按協議目的協商確定。

20．3　協議全部

本協議（包括特別條款）及其附件構成雙方就本協議標的達成的全部協議，并且取代所有雙方在此之前就本協議所進行的任何討論、談判、合同和協議。

20．4　通知與送達

任何與本協議有關的通知、文件均須以書面方式進行。通過掛號信、快遞或當面送交的，經收件方簽字確認即被認為送達；若以傳真方式發出，則被確認已接收即視為送達。所有通知、文件均在送達或接收后方能生效。所有通知應發往本協議提供的下列地址。當一方書面通知另一方變更地址時，應發往變更后的地址。

20．5　不放棄權利

任何一方未通過書面方式聲明放棄其在本協議項下的任何權利，則不應被視為其棄權。任何一方未行使其在本協議項下的任何權利，均不應被視為對任何上述權利的放棄或對今后任何上述權利的放棄。

20．6　繼續有效

本協議中有關仲裁和保密的條款在本協議終止后仍然有效。

20．7　協議文本

本協議共_________頁，一式_________份，雙方各執_________份，送電力監管委員會／局備案貳份。

甲方（蓋章）：_________乙方（蓋章）：_________

法定代表人（簽字）：_________法定代表人（簽字）：_________

_________年____月____日_________年____月____日

簽訂地點：_________簽訂地點：_________

附件

附件二：電廠技術參數（略）

附件三：電廠設備調度范圍劃分（略）

第三篇：光伏電站并網流程

光伏電站并網流程

一、具備的條件

1、工程已完工，設備已完成調試，消防已驗收，資料齊全，具備并網驗收條件。

2、按照“光伏電站并網前所需資料目錄”完成資料準備。

3、按照“光伏電站并網設備調試試驗資料目錄” 完成資料準備。

二、流程

1、向物價局提交上網電價申請，物價局批復上網電價文件；（省物價局）

2、向供電公司提交光伏電站上網關口申請；

3、供電公司批復上網關口；

4、將電能計量裝置送電科院進行校驗，安裝；

5、提交光伏電站接入間隔和送出線路調度命名申請及資料；

6、供電公司下達光伏電站接入間隔和送出線路調度命名；調管設備范圍劃分。

7、向省質量監督中心站提交并網驗收申請及自查報告等資料；

8、省質量監督中心站組織對工程項目進行并網前檢查驗收；

9、對省質量監督中心站驗收不合格項進行消缺，將消缺整改情況報省質量監督中心站審查復驗，省質監站出具驗收報告；

10、向供電公司提交并網驗收申請及資料；

11、供電公司進行圖紙（包括變電所間隔、送出線路、光伏電站站內）及主要設備技術參數等資料審查；

12、供電公司組織各部門進行并網前驗收；對驗收不合格項進行消缺，將消缺整改情況報供電公司審查，進行復驗，出具驗收報告；

13、向供電公司提交辦理《并網調度協議》的資料；

14、辦理并網調度協議；

15、向供電公司提交辦理《購售電合同》的資料；

16、辦理購售電合同；

17、向供電公司提交辦理《供用電合同》的資料；

18、辦理供用電合同；

19、向供電公司提交光伏電站設備的保護定值，審核、備案； 20、向供電公司提交光伏電站投運計劃；

21、向供電公司提交光伏電站并網啟動方案；

22、成立啟委會，召開并網啟動會議。

第四篇：電站并網安全性評價自查報告

臨潭縣青石山水電有限責任公司

并網安全性評價 自查評報告

二○○七年四月二十三日 臨潭縣青石山水電有限責任公司

并網安全性評價 自查評報告

一、工程概況

青石山電站位于甘南藏族自治州臨潭縣新堡鄉附近的洮河干流上，是《洮河流域開發治理初步規劃報告》中的第11座梯級電站。電站距臨潭縣城60KM，距上游卓尼縣城25KM，交通條件便利。

青石山電站于1992年由臨潭縣政府委托兩北勘測設計院完成了該電站的可行性研究設計，1998年9月由臨潭縣政府委托甘肅省水電勘測設計院完成了該電站可行性研究補充報告。同年12月完成了該電站初步設計，甘肅省水利局于1998年12月8日以甘水規發（1998）38號文對初步設計報告進行了批復。同年12月23日開工建設。2000年12月1日第一臺機組運轉發電。2#、3#機組分別于2001年5月2日和6月30日試運行成功，工程建設獲得甘肅省水利廳“全省地方水電建設先進單位”和“全省小水電建設優良項目”兩項稱號。2001年1月7日電站上網運行。

青石山水電站建設單位是臨潭縣青石山電站建設指揮部,工程設計單位是甘肅省水利水電勘測設計研究院,工程項目監理委托張掖地區水利水電建筑工程監理有限責任公司進行監理,甘肅省水利水電局承建引水樞紐、引水隧洞、發電廠房及其附屬工程的土建和金結安裝，蘭州電機有限責任公司制造水輪發電機組及其附屬設備。

青石山電站采用低壩引水的開發方式，利用河道形成的牛軛形彎 道，開鑿隧道洞截彎取直，取得落差建設電站。壩址處河道水面寬76m，河床、溫灘均為含漂石的沙卵礫石。工程布置主要由樞紐、動力渠及廠區三部分組成。樞紐建筑物布置有進水閘、泄沖閘、溢流壩及擋水副壩。動力渠主要包括梯形明渠及無壓隧洞，引水口布置在左岸。廠區主要由前池、壓力管道、主副廠房、尾水渠、公路橋、升壓站、進廠公路及其它附屬建筑物組成。電站選用三臺HLD74-LJ-185水輪發電機組，總裝機容量12000KW，保證出力5629KW，多年平均發電量8579萬KWh，年利用小時數7149h。

青石山電站工程施工圖階段的設計遵循甘肅省計劃委員會和甘肅省水利廳“并于臨潭縣青石山水電站工程”可研及初設階段批復文件確定的規模級開發方案，僅對局部建筑物布置及結構形式根據現場地形、地質條件進行了適當調整。

（一）設計依據

1、工程等別及建筑物級別

本電站裝機規模12000KW，按《水利水電工程等級劃分及洪水標準》SL252—2000之規定，確定本工程為IV等小（I）型工程，主要及永久建筑物為4級，次要及臨時性建筑物為5級。

2、防洪標準

本工程為低壩引水徑流式電站，擋水高度低于15m，上下游水頭差小于10 m，樞紐防洪標準按規范規定：設計洪水為20-10年一遇，校核洪水100-50年一遇，經研究選取設計洪水重現期為20年，校核洪水重現期為100年，相應設計洪水流量1330 m3/s，校核洪水流量 1980 m3/s。本電站為IV等工程，按《防洪標準》規定，電站廠房設計洪水為50年一遇，校核洪水為100年一遇，相應設計洪水流量為1700 m3/S，校核洪水流量為1980 m3/S。

（二）、工程總體布置

工程主要由樞紐（溢流壩、泄沖閘、進水閘）、動力渠道、廠房及廠區建筑物等組成。

1、樞紐（1）樞紐布置

電站樞紐采用集中布置方式，正向泄洪排沙、斜向進水。樞紐建筑物布置自左向右依次為左崖防洪堤、進水閘、泄沖閘、溢流壩及右岸防洪堤、進水閘、泄沖閘、溢流壩及右岸副壩。

①進水閘設計

樞紐進水閘位于壩址處洮河左岸階地邊緣，其閘孔中心線與泄沖閘中心線（河道主流方向）交角為35.168o。閘底板高程為2481.00m，墩頂高程2488.00m，進水閘前端設引水段前緣設倒“L”形沙坎，坎頂高程2481.00m，坎底高程2479.50m，坎高1.50m，引水段底板設計縱坡1=0，底板厚0.4m。

閘室設計為帶胸墻的底孔進水閘，共設計三孔，孔口尺寸（寬×高）4.0×2.0m，三孔一段整體澆筑。閘室長10.00m，閘室緣總寬度15.00m，引水流量出平板鋼閘門控制，每孔閘門由QPQ2×80KN固定式平板閘門啟閉機啟閉。啟閉機房底高程2493.60m。

閘前設一道檢修門，由設在啟閉機機房底部的2×50KN移動式慢 速電動葫蘆操作。進水閘閘頂工作平臺后設檢修兼交通橋，橋面寬3.50m，閘后由漸變段與引水明渠相連。閘前左岸設漿砌石防洪堤，堤頂高程2488.00m。

②泄洪沖沙閘

泄沖閘為開敞式，緊靠進水閘布置，共設三孔，閘孔尺寸（寬×高）為8×4m，閘總體寬29.4m，閘體長17.5m，三孔一段整體澆筑。工作閘門為弧形鋼閘門（弧形半徑R=9.0m，支鉸高程2485.00m），由三臺QHQ2×150KN固定式啟閉機進行操作。弧門前設檢修平板閘門一道，孔口尺寸與弧形門相同，由2×50KV移動式慢速電動葫蘆操作。

泄沖閘上游設20m長的現澆C20鋼砼鋪蓋，鋪蓋頂部高程2479.5/m。1#泄沖閘孔與2#泄沖閘孔間設長20.00m潛沒式砼導墻。閘后高現澆C20鋼筋砼綜合消力池，池底高程2479.00m，池長20.0m，池深1.0m，消力坎高0.5m。消力池底板上設ф100排水孔。底板頂面設厚0.2mC50硅粉砼，底板下設排水土工布；消力池后設10m長鋼筋砼護坦，護坦末端設3.0m深齒墻，齒墻后加設鉛絲籠塊石與砼四面體海漫。泄沖閘底板高程2479.50-2479.00m，閘墩頂高程2488.00m，啟閉機房底板高程2479.70m。

③溢流壩

溢流壩布置在河道中部靠右岸。上下游分別設20m、22m長重力式砼導墻將閘壩隔開。溢流壩有側接右岸副壩。溢流壩斷面設計為曲線型實用堰，壩高75m，壩底寬8.50m。壩體總長70m；壩頂高程2483.55m，壩底高程2478.80m。壩體內部由C15埋石砼澆筑，壩殼 由C20鋼筋砼澆筑。壩段上游設置長20m的壤土鋪蓋，下游設現澆C20m鋼筋砼綜合式消力池，池長20m，池深0.5m，坎高0.5m，池底高程2479.50m。消力池底板上設ф100排水孔，底板下設排水土工布；消力池后設10m長鋼筋砼護坦，護坦末端設3.0m深齒墻，齒墻后設鉛絲籠塊石與砼四面體。

④右岸副壩

樞紐右岸副壩長35m，壩內設C15砼防滲墻，厚0.80m，底部嵌入基石0.80m，墻頂高程2484.50m，2484.50m高程以上設壤土心墻，壩體為夯填砂礫石材料，壩面由厚0.30m的漿砌石護面，上下游壩坡為1：1.5，壩頂高程2488.10m。

2、引水明渠及隧洞

從樞紐進水閘漸變段末端至前池排冰閘，引水線路全長1783.80m。其中明渠長645.80m，隧洞長1138m，設計引水流量57.90m3/S。

（1）明渠沿洮河左岸I級階地上布置，渠床為砂礫石層，渠道斷面為梯形斷面，底寬3.00m，頂寬16.80m，邊坡系數1.50，設計水深3.323m，設計流速2.18m/S，設計縱坡1/2000，渠深4.60m，渠堤頂超高1.277m。渠道斷面采用C20鋼筋砼襯砌，厚0.20m，每8.0m設一條伸縮縫，縫寬30mm。

明渠上設有暗渠一座，洞前設有攔污棚。暗渠穿越洛藏河，暗渠長30.60m。暗渠形式為C20m鋼筋砼雙孔矩形涵。單孔尺寸（寬×高）為×4.0×4.6m；頂部為排洪渡槽，寬度30.0m，槽深1.8m，下泄10 年一遇洪水283m3/S。攔污棚共設3孔，設計為回轉式清污機，清污機室長10.0m，清污機室寬18.6m，單機單孔，每孔凈寬5.0m，墩高5.0m；墩頂設排污槽和工作平臺。

樞紐對外交通接縣鄉公路，壩址至隧洞進口，沿明渠左側設有檢修道路。

（2）引水隧洞

引水隧洞長1138m，設計采用城門洞形斷面，斷面尺寸（寬×高）為4.8×6.8m，直墻高5.415m，拱頂圓弧半徑2.77m，中心角1200，墻底設0.25×0.25m貼角，隧洞設計水深4.29m，設計流速2.81m/S，設計縱坡1/1000，糙率系數0.015，隧洞進口底板高程2477.69m，出口底板高程2476.54m。隧洞為全斷面鋼筋砼襯砌，洞頂1200范圍內進行回填灌漿。隧洞出口洞臉其表面坡積物清除后掛網噴砼，噴層厚100-150mm。

3、廠區建筑物

廠區建筑物有：前池、壓力管道、主副廠房、尾水渠、升壓站尾水公路橋及進廠公路等。

（1）前池

電站壓力前池設在引水隧洞出口，緊靠青石山山體。壓力前池由排冰閘、前池、進水閘、溢流堰及泄水渠組成。采用正向排冰進水、側向溢流的形式。

引水隧洞出口設弧形漸變段與排冰閘連接，排冰閘為單孔雙層布置，上層排冰，下層引水。排冰閘設的平面旋轉鋼閘門，孔口尺寸（寬 ×高）為6.5×2.6m，閘前設檢修門，孔口尺寸（寬×高）為6.5×3.2m，下層孔口尺寸（寬×高）為6.5×4.2m，不設閘門。閘段長9.0m。閘頂設啟閉機房，啟閉機選用QHQ2×100KN弧門啟閉機，檢修門啟閉機選用2×100KN移動式慢速電動葫蘆。排冰閘后接排水側墻，側槽通向退水渠。閘前正常水位2481.10m，冬季正常水位2480.50m。排冰閘冬季最大泄水量Q=25m3/S。

前池上游側寬4.3m，下游側即進水閘前緣寬18.0m，池長22.0m，池底縱坡I=2/26，池底高度2472.50—2471.5m。左側為溢流堰，堰長29.62m，主要頂高程2481.00m，設計泄流能力57.9m3/S，堰頂溢流水頭1.20m。前池正常水2480.82m，前池最低水位2478.50m。

前池末端接電站壓力管道進水口，進水口設三孔，每孔設攔污柵（與檢修門共槽）和工作門（快速平板鋼閘門）。攔污柵孔口尺寸為5.0×5.0m，工作門孔口尺寸為3.0×3.0m，攔污柵由2×100KN移動式慢速電動葫蘆啟閉，工作門由QPK250KN快速平板鋼閘門啟閉機啟閉，電動葫蘆懸掛在排架上固定的軌道上。閘底高程2473.50m，閘底部設排沙廊道。基底高程2470.0m，基底寬20.4m，長17.0m。閘頂高程2482.60m。

排沙閘及排沙廊道，閘室設兩臺30/20KN鈍齒式弧門啟閉機，孔口尺寸為1.5×1.5m，閘室（長×寬×高）為4.5×5.0×5.7m。閘后兩個廊道合為一個廊道，斷面尺寸（寬×高）為1.5×1.8m，長11.33m，縱坡I=0，末端接泄水渠。退水渠布置在前池左側的坡地上，渠道縱坡I=1/12.044，渠道長168.33m，凈寬3.0m，凈高2.7m。渠道第10.0m 設一道伸縮縫，渠頂每2.425m設一道0.3×0.3m的鋼筋砼拉梁，渠身采用C25鋼筋砼澆筑。渠道末端設公路橋涵和挑流鼻坎，鼻坎表面采用硅粉砼澆筑，鼻坎下部采用實體砼澆筑，下游設鋼筋砼護坦，護坦表面鋪設砼四體和鉛絲籠塊石，護堤長35.0m，寬7.0--10.0m。

前室與廠房用壓力管道連接，機組采用單機單管的供水方式，共設三根內徑為3.0m的現澆C25鋼筋砼圓形管道，管長29.908m，坡度1：1.538。管內設計流速2.79m/S，設計流量19.32m3/S。壓力管道和鎮墩均用砂碎石夯填暗敷，坡面用漿砌石護面。

（2）廠房

主廠房建筑尺寸（長×寬×高）為43.8×12.1×23.84m。以電機層地面高程2462.485m，機組間距9.5m，軌頂高程2469.485m，安裝間長11.6m；副廠房位于主廠房上游側，建筑尺寸（長×寬×高）為42.5×8.82×13.885m。蝸殼層高程2453.05m，蝸殼為圓形金屬蝸殼（進口段直徑φ2500）。尾水管底板高程2450.496m，尾水管凈寬5.07m，高1.25--2.5m。水輪機層兩側設交通樓梯通往發電機層和排水泵室。排水泵室高程2451.30m，布置在廠房中央靠上游側，寬2.9m，高2.5m，長10.5m。集水井尺寸（長×寬×高）為10.5×2.9×2.85m。排水泵室兩側設交通廊道及樓梯廓道，通往水輪機層。廠房左側設一口機組供水水井。

電站尾水工作平臺寬4.84m，尾水三孔一扇檢修閘門，孔口尺寸（寬×高）為5.07×2.5m，啟閉設備選用兩臺100KN移動式慢速電動葫蘆。

二、水力機械、消防及采暖通風

（一）水輪機及其附屬設備

1、電站基本參數

前池正常蓄水位2480.82m，最大凈水頭26.42m，加權平均水頭24.60m，設計水頭24.10m，最小凈水19.63m，正常尾水位2455.10m，設計引用流量57.9m3/S，總裝機容量12000KW。

2、機型及設備選擇

根據青石山電站運行水頭等綜合因素，本電站選擇混流式水輪機組。電站總裝機容量為12000KW，裝機三臺，單機容量為4000KW。水輪機型號為HLD74-LJ-185，設計水頭24.1m，設計流量19.3m3/s，額定出力4180KW；發電機型號為SF4000-28/4250。

調速器選擇技術先進、運行可靠的步進式可編程微機組合式調速器，其型號為BWT-5000；油壓裝置與PLC調節柜、機械液壓隨動系統組合為一體。壓力油灌容積為0.6m3，回油箱容積0.7m3。

3、機組調節保證計算

導葉直線關閉時間TS取4.5S，此關機時間僅是理論計算值，可作為初次甩負荷試驗的參考值。電站應通過甩負荷試驗確定最佳關機規律和時間。最終調整為4s。

（二）電站輔助系統設備

廠內超重機選用QD50/10T電動雙梁橋式超重機，LK=10.5m，工作級別為A3。大車軌道選為QU70。供水系統主要設備為4臺250QSG125-32/2潛水深井供水泵；1臺XBD4/20-HXB消防泵；3臺 DN125自動濾水器；廠內滲漏排水選用兩臺ISGW200-250A型泵，檢修排水選用兩臺ISGW150-250型水泵。

高壓氣系統選用兩臺WF-0.35/30型空壓機。低壓氣系統選用SF-1.2/8型空壓機兩臺。

水力監測系統本電站監測的項目有：上、下游水位及水頭、水輪機過流量、機組冷卻水流量、攔污柵前后水位差、蝸殼進口及末端壓力、尾水管進出口壓力、冷卻水溫及集水井水位等。

消防設計，主廠房內發電機滅火采用自動噴水滅火方式。其它非電氣設備或非帶電設備以消防栓作為主要滅火設施，配備一定數量的干粉滅火器作為輔助滅火措施。電氣設備的滅火以干粉滅火器為主要消防設施。

（三）采暖與通風

主廠房發電機層、水輪機層主要采用水暖。本電站為地面式廠房，發電機采用密閉循環空氣冷卻。發電機層及同高程的付廠房以自然通風為主。水輪機層、供水泵操作閥室、油處理室、空壓機室、排水泵室均采用自然通風方式。

三、電氣設計

（一）接入系統

本電站共兩回35KV出線，其中一回用導線型號為LGJ-120的鋼芯鋁線絞線送到距電站18KM的臨潭縣新城110變電所并網，一回送至1KM的硅鐵廠。一回10KV出線，作為硅鐵廠生活用電。

（二）電氣主接線 電站裝機三臺，容量為3×4000KW，發電機電壓（10.5KV）,采用單母線接線，設計一回10KV線路，一回送至硅鐵廠作為生活用電；35KV高壓側仍采用單母線接線，兩回35KV出線，其中一回為并網線路，一回硅鐵廠用；兩臺廠用變壓器分別接在35KV出線外側及10KV母線上。

35KV設備采用戶外中式升壓站布置。

（三）自動控制保護方式

該電站自動化設計采用綜合自動化系統、監控系統、繼電保護（發電機保護；變壓器保護；35KV線路保護；10KV線路保護）。同期方式：電站的并列操作，采用微機同期裝置，帶有非同期閉鎖的手動準同期和自動準同期兩種方式。勵磁系統：勵磁系統采用微機控制的數字式雙通道DLT6000勵磁調節器。操作電源有兩種，交流操作電源-380/220V和直流操作電源—220V。

本電站所屬甘南州電力調度中心調度范圍。

三、工程驗收

2002年7月26日~28日甘南州組織進了初步驗收。2003年7月14日,甘南州水務水電局以“州水電字[2003]62號”文向水利廳申請竣工驗收。2003年8月4日甘肅省水利廳下發“甘水辦[2003]86號”文關于臨潭縣青石山水電站進行竣工驗收的通知。2003年8月22日甘肅省水利廳下發“甘水發[2003]304號”文關于送達臨潭縣青石山水電站竣工驗收堅定書的通知。2003年8月16日——18日電站通過了最終驗收，青石山水電站建設工程驗收的2850項分項工程均為合 格工程，優良2692項，合格率100%，優良率94.45%，58項分部工程，合格率100%，優良率100%，19個單位工程，合格率100%，優良率100%，外觀得分率93%，青石山水電站工程所涉及的33項施工質量檢測資料齊全，施工中未發生質量事故。中間產品全部合格，原材料、金屬結構，啟閉機、水輪發電機組及附屬設備制造合格，發電試運行正常。工程建設質量全部合格，優良率達到94.45%。電站工程質量被評為優良等級

四、并網安全性自查評情況

為貫徹落實《甘肅省發電廠并網安全性評價管理辦法》（蘭電監辦[2006]20號），規范青石山電站并網運行的安全管理，青石山水電公司按照“必備條件”和：查評項目“兩部分，分安全生產管理、電氣一次、電氣二次、水機系統、水庫信水工建筑物、環保和消防七個專業，采取電站自下而上自查，再由公司自上而下內部復查、整改的方式，開展發梯級電站并網安全性自評價。

通過并網安全性自評價，青石山電站已具備并網安全性評價的必備條件，查評項目的結論清晰，備查資料詳實，整改措施操作性強。

五、必備條件查評情況

1、青石山電站機組具有完備齊全的審批文件，滿足國家規定的 各項要求，完成了按基本建設要求的各項試驗并經有管轄權的的質監結構驗收合格。

2、與甘南州調度中心簽訂了《并網調度協議》，執行電網反事故措施的有關要求。

3、發電機組及以上電氣設備由地調調度，有關設備命名標志符合地調要求。

4、運行班長全部經過調度業務的培訓，考試合格，并取得培訓合格證書。值班主值及班員經過培訓都取得了《特種行業操作證》。

5、建立了《生產車間管理制度》包括：（1）、車間主任崗位責任制和工作標準。（2）、運行班長崗位責任制和工作標準。（3）、計量人員工作標準。

（4）、檢修辦工作崗位責任制和工作標準。（5）、電氣主值、運行人員工作標準。（6）、機械主值、運行人員工作標準。（7）、運行班員工作標準。（8）、水工班崗位職責。（9）、水工班交接班制度。（10）、水工班班長工作制度。（11）、工作制度。

《交接班制度》、《設備巡回檢查制度》、《消防安全管理制度》。

6、電氣主接線及廠（站）用電系統按國家和電力行業標準滿足電網的安全要求；與電網直接聯接的斷路器遮容量滿足電網的安全要求。

7、接地裝置、接地引下線截面積，滿足熱穩定校驗要求；

8、全站直流系統的設計符合《電力工程直流系統設計技術規程》 和《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求繼電保護實施細則》的要求，直流系統采用硅整流充電裝置，通訊設備運行穩定，交流備用電源能自動投入，供電可靠。

9、與電網直接聯接的一次設備的保護裝置及安全自動裝置的配置滿足相關的技術規程以及反措的要求，選型與電網要求匹配，能正常投入運行。

10、與電網保護配合的保護定值滿足電網配合的要求，繼電保護定值執行定值通知單制度并與定值單相符，在并網前與地調進行了核對。

11、調度自動化、計算機監控系統按調度自動化有關技術規程、設計要求進行了訂貨、安裝、調試等，設備具備與地調的通訊條件。

12、機組采用自并激靜止可控硅整流勵磁系統，機組勵磁電源取自發電機端的勵磁電源變壓器。勵磁調節器采用完全獨立的微機/微機/模擬雙通道雙模冗余結構，通道間互為備用，備用通道自動跟蹤運行通道，配有完整的失磁保護，調節器的調節方式采用PID調節規律。

13、機組自動發電控制（AGC）功能未實現。

14、發電機組具備防止振蕩和失步的技術措施。

15、水輪機調速系統滿足電網穩定運行的要求，調速系統采用步進電機調節式微機調速器。電氣柜和機械柜合一，投運時已按規定進行了各項靜態、動態試驗，參數滿足設計要求。青石山電站機組無調頻功能。

16、對應時段的安全鑒定已完成，安全鑒定結論中提出必消除的缺陷和隱患已經消除。

17、電站防汛、度汛預案已制定，并按相關要求通過了審批，現在已按批準方案實施。

18、主廠房、控制室、網控摟、高低壓配電室、繼電器室、主變、電纜廊道等特殊消防系統的消防滅火器材齊全，有效。

第五篇：分布式電站并網常見問題--國家電網

分布式光伏發電并網常見問題解答

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時間：2015-09-21

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分布式光伏發電并網常見問題解答

一、分布式光伏發電的適用范圍是什么？答：

1、分布式光伏發電是指位于用戶附近，所發電能就地利用，以10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6兆瓦的光伏發電項目。

2、以10千伏以上電壓等級接入、或以10千伏電壓等級接入但需升壓送出的光伏發電項目，執行國家電網公司常規電源相關管理規定。

二、去哪里申請分布式光伏發電并網業務？答：

1、城區所有客戶,縣公司、郊區并網容量為400千瓦及以上或接入電壓等級為10千伏及以上客戶的并網業務請至市區中心營業廳申請辦理。

2、并網容量為400千瓦以下，且為低壓接入的并網業務請至縣公司中心營業廳申請辦理。

三、辦理分布式光伏發電并網需提供哪些資料？答：

（1）自然人客戶提交的申請資料： ①報裝申請單； ②客戶有效身份證明；

③房屋產權證明（復印件）或其它證明文書； ④物業出具同意建設分布式電源的證明材料。可替代材料：無。

（2）法人客戶提交的申請資料： ①報裝申請單；

②客戶有效身份證明（包括營業執照、組織機構代碼證和稅務登記證）； ③土地合法性支持性文件；

④發電項目前期工作及接入系統設計所需資料；

⑤政府主管部門同意項目開展前期工作的批復（需核準項目）。可替代材料：無。

四、辦理分布式光伏發電并網的流程和時限如何規定？答：

1、自然人客戶：

（1）并網申請及確定方案：受理您并網申請后，我公司將按照與您約定的時間至現場查看接入條件，并在規定期限內答復您接入系統方案。其中分布式光伏發電單點并網項目20個工作日，多點并網項目30個工作日，其余為40個工作日。

（2）工程設計：對于 380/220 伏多點并網項目，您可以自主委托具有資質的設計單位開展接入系統工程設計。設計完成后，請將按照我公司業務人員為您提供的《分布式電源設計審查需提供的材料清單》提示準備審查資料。正式受理您的申請后，對 380/220 伏多點并網項目，我公司將依據您的工程進度盡快完成審查，對 10、35 千伏項目，我公司將在10個工作日內完成審核。光伏電池、逆變器設備應取得國家授權有資質的檢測機構報告。

（3）工程施工：您可以自主選擇具備相應資質的施工單位進行施工。施工完畢后，請您按照我公司業務人員為您提供的《分布式電源并網調試和驗收需提供的材料清單》

提示準備并網驗收和調試申請資料，我公司免費將為您免費安裝計量表計，并與您簽署購售電、供用電合同和并網調度協議。

（4）并網發電：表計安裝完成、合同、調度協議簽訂完畢后，我公司將在10個工作日內完成并網驗收與調試工作，調試通過后直接轉入并網運行。

注：我公司在并網及后續結算服務中，不收取任何服務費用，且我公司將代您向政府能源主管部門進行備案。

2、法人客戶：

（1）并網申請及確定方案：受理您并網申請后，我公司將按照與您約定的時間至現場查看接入條件，并在規定期限內答復您接入系統方案。其中第一類項目40個工作日（其中分布式光伏發電單點并網項目20個工作日，多點并網項目30個工作日）、第二類項目60個工作日內答復接入系統方案。

（2）工程設計：對于380/220伏多點并網或10、35千伏項目，您可以自主委托具有資質的設計單位開展接入系統工程設計。設計完成后，請將按照我公司業務人員為您提供的《分布式電源設計審查需提供的材料清單》提示準備審查資料。正式受理您的申請后，對 380/220 伏多點并網項目，我公司將依據您的工程進度盡快完成審查，對10、35千伏項目，我公司將在10個工作日內完成審核。光伏電池、逆變器設備應取得國家授權有資質的檢測機構報告。

（3）工程施工：您可以自主選擇具備相應資質的施工單位進行施工。施工完畢后，請您按照我公司業務人員為您提供的《分布式電源并網調試和驗收需提供的材料清單》提示準備并網驗收和調試申請資料，我公司免費將為您免費安裝計量表計，并與您簽署購售電、供用電合同和并網調度協議。

（4）并網發電：表計安裝完成、合同、調度協議簽訂完畢后，我公司將在10個工作日內完成并網驗收與調試工作，調試通過后直接轉入并網運行。

注：我公司在并網及后續結算服務中，不收取任何服務費用。并網過程中，請您及時到發改委、能監辦履行備案手續。備案完成后，請及時聯系我公司，確保補助資金及時撥付到位。

五、并網發電涉及的工程施工由哪個單位負責建設？

答：如果您的并網發電涉及工程施工，投資界面以產權分界點劃分，產權分界點以上部分為電網配套工程由我公司負責建設，產權分界點以下部分為分布式電源接入系統工程由您建設，產權分界點在接入系統方案中確定。

六、申請了分布式光伏發電并網業務如何查詢進度？

答：客服專員應記錄下客戶的總戶號、聯系方式、項目編號等基本信息，派發非搶修單。

七、客戶詢問發電量不足以自用，或發電量自用后有富余是否可以上網，如何處理？

答：建于用戶內部場所的分布式光伏發電項目，發電量可以全部上網、全部自用或自發自用余電上網，由用戶自行選擇，用戶不足．電量由電網企業提供。上、下網電量分開結算，電價執行國家相關政策。

八、辦理分布式光伏發電項目時是否收取系統備用容量費？答：不收取。

九、分布式光伏電站自發自用電量部分是否收取基金和附加費？答：按國家相關政策收取基金和附加費。

十、并網驗收和并網調試全過程服務中，是否收費？

答：電網企業在并網申請受理、接入系統方案制訂、合同和協議簽署、并網驗收和并網調試全過程服務中，不收取任何費用。

十一、分布式光伏發電項目執行哪些技術規范要求？

答：分布式光伏發電項目并網點的電能質量應符合國家標準，工程設計和施工應滿足《光伏發電站設計規范》和《光伏發電站施工規范》等國家標準。

十二、山西省范圍內光伏發電上網電價是如何確定？

答：請客戶至營業廳咨詢，若客戶不認可，可派發非搶修單至地市處理。