并网调度协议（冀北征求意见版）V1.1

冀北电力有限公司

与

公司

并 网 调 度 协

年 月

议

目 录

第1章 定义与解释 第2章 双方陈述 第3章 双方义务 第4章 并网条件 第5章 并网申请及受理 第6章 调试期的并网调度 第7章 调度运行 第8章 发电计划 第9章 设备检修

第10章 继电保护及安全自动装置 第11章 调度自动化 第12章 调度通信 第13章 事故处理与调查 第14章 不可抗力 第15章 违约责任

第16章 协议的生效和期限 第17章 协议的变更、转让和终止 第18章 争议的解决 第19章 适用法律 第20章 其 他 附件一：并网点图示 附件二：电厂技术参数

附件三：电厂设备调度范围划分

（协议编号：20090601）

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：冀北电力有限公司，系一家电网经营企业，法定代表人：尹积军

乙方： 公司，系一家具有法人资格的发电企业，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 拥有并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：指冀北电力调度控制中心，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 ，由乙方拥有并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，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. 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。

AGC：指自动发电控制（Automatic Generation Control）。 AVC：指自动电压控制（Automatic Voltage Control）。

RTU或远动工作站：指远动装置（Remote Terminal Unit），用于与调度自动化主站系统按

要求规约进行自动化信息通信。

PMU：相量测量装置（Phasor Measurement Unit)，用于进行同步相量的测量和输出以及进行动态记录的装置。

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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。 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。 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。

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

检修及电力调度机构要求的节假日检修、低谷消缺和停机备用等。

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。

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。

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。 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。

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。

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。

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。

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。

违规电量：指由于乙方电厂违反调度规定，而被扣罚的实际上网电量。

《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。 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。

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1.2.6 本协议中的数字、期限等均包含本数。 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，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日发电调度计划曲线及电压曲线。

3.1.4 合理安排电厂的设备检修，并创造条件，以保证乙方电厂检修及试验任务的完成。 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。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。为查清电网事故原因，甲方有权对乙方的有关设备、有关工作、

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有关事故处理经过进行调查。

3.1.10 对乙方与电网有关的调度运行、运行方式、继电保护、调度自动化、电力调度通信等专业进行业务指导和管理，并对乙方的设备运行情况进行考核。 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，服从电力调度机构的统一调度，合理组织电厂生产，并接受甲方的归口管理和技术监督。

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。按规定接受甲方就调度与运行管理等法规的培训、考核，取得合格证后，方可上岗从事与电力调度机构的业务联系。

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）。乙方电厂内涉及电网的扩建、改建工程的调度管理，按甲方有关规定办理。 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、设备重大缺陷及处缺情况等，并对所发送信息的准确性负责。 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，保障实施电网调度和确保电网安全运行必要的技术设备、监测装置的可靠运行。为适应电网的发展变化，乙方电厂应落实为保障电网和电厂安全运行采取的各项安全措施，加装按规定所需的继电保护、安全自动装置、通信、自动化等二次设施。乙方电厂承担由于电网变化及设备改造引起的乙方电厂管辖内二次系统变化所需发生的费用（包括投资、定值整定、调试及启动投运等）。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，乙方应按要求实施并运行维护；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，并提供有关资料。依据乙方电厂运行规程的有关规定，进行倒闸操作、异常与事故处理，并对事故处理的正确性、迅速性负责。

3.3 乙方电厂应将本厂200MW及以上容量发电机组的发电机静子过电压、发电机静子过激磁、发电机静子低电压、发电机低频率、发电机高频率、发电机失步保护、发电机失磁保护

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及甲方认为有必要列入监督范围的机组其它保护的配置和定值报甲方进行审核。

3.4 乙方电厂新建及改造发电机组的励磁系统(含PSS)的设计选型、有关参数设定及运行规定等，均应报甲方审定。

3.5 乙方电厂应将本厂的保厂用电方案报甲方备案。

3.6 乙方电厂值长应通过甲方就调度与运行等内容的考核，并取得合格证书，方可正式上岗值班，从事与电力调度机构的业务联系，接受调度指令；其他运行值班人员的培训、考核由乙方电厂负责。 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，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，装设点应包括发电机出口，并通过由双方共同组织的测试和验收。

4.6 电厂的二次系统按照《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34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

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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。

4.11 乙方电厂已运行的机组应积极创造条件具备自动发电控制（AGC）功能。具备AGC功能的机组，须按《冀北电网自动发电控制_AGC_运行管理定》要求与冀北电网调度技术支持系统联调，并按照电力调度机构AGC机组批准书的具体规定和要求，使机组正式投入AGC运行。乙方电厂应保证AGC机组应达到调节品质要求，满足电网调整需要。新机组均应具备自动发电控制（AGC）功能，并与机组同步投入运行。

4.12 乙方电厂新建机组必须通过国家电力监管委员会组织的发电厂并网运行安全性评价。对已并网机组，如电厂未能通过发电厂并网运行安全性评价，且在规定的整改期限内没有完成整改任务，甲方有权采取措施，包括不安排乙方电厂有关机组并网运行。 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90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 15 日内予以确认，并在机组首次并网日15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15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 60 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)名单和联系方式。

5.4.3 乙方应在收到确认通知后30日内，按照甲方的要求，提交并网调试项目和调试计划，6

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15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。

5.5乙方提交并网申请书时，应向甲方提供准确的中文资料，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范、技术参数及实测参数（包括主变压器零序阻抗参数）、机组进相试验报告。

(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、设计图纸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），向量测量装置（PMU）接线图、信息表，电厂电能计量系统接线图、信息表（包括电流互感器、电压互感器变比及精度）和竣工验收报告，电厂调度数据网、二次安全防护设备及实施有关方案和技术资料，全厂统一时钟系统、时钟监测装置、UPS设备及图纸资料。

(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、静子过电压、静子过激磁、静子低电压、低频率、高频率、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。 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

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度逐项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15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。

6.4 双方协商确定启动日期后，乙方应提前4个工作日向调度机构提出书面申请，调度机构应于前一工作日16时前批复。乙方虽已接到调试方案和计划，仍必须得到值班调度员下达的启动操作令后，方可进行。 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。

7.1.2属电力调度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，回答电力调度机构值班调度员的询问。

7.1.3属电力调度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。

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提前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，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。

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

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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。调峰幅度为双方核定的乙方电厂机组的出力范围。 7.4.2 调频。

7.4.2.1乙方电厂应按照电网调度管理规程的要求参与电力系统调频或调ACE。电力调度机构值班调度员有权指定乙方电厂的机组参与电网的频率或ACE调整任务，乙方电厂应按调度指令执行。

7.4.2.2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。

7.4.2.3 当乙方电厂机组负责调频时。电网正常运行频率超出50±0.1HZ时，乙方电厂调频机组应达到相应的最大、最小出力，否则即统计为乙方电厂一个调频不合格点；以后如电网频率继续超出50±0.1HZ且乙方电厂调频机组仍未达到相应的最大、最小出力，则以5分钟为时段统计为乙方电厂一个调频不合格点。电网特殊情况（如突然掉机）导致电网频率超出50±0.1HZ时，应按规定速度在相应的时间内调整至相应最大、最小出力，否则以5分钟为时段统计为乙方电厂一个调频不合格点。

7.4.2.4所有并入冀北电网运行的机组都必须具备并投入一次调频功能，当电网频率波动时，机组在所有运行方式下都应自动参与一次调频。各项技术指标满足《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》（Q/HBW 22304—2008）。乙方电厂应将本厂应上报各台机组与一次调频有关的材料及数据报甲方进行审核，其中包括：机组一次调频投入认可表；调速系统的传动函数、各环节参数及有关的试验报告；液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告； 电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数；机组负荷随实际电网频率变化曲线，数据采样速率应不低于1点/秒。 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范围内。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。乙方电厂有能力（指不超出发电机组正常调压的功率因数范围：即进相0.95至额定功率0.85）而未保证其母线电压在电压曲线内，甲方对乙方电厂按每5分钟统计为一个不合格点。

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7.4.4 备用。

乙方电厂备用机组须承担电网的备用，在接到电力调度机构下达开机的指令后，受令机组应按照附件二确定的时间并网；机组并网后应根据其自身特性，在规定时间内将出力达到电力调度机构要求值。

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30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30日通知电力调度机构，并按商定的方案执行。

7.7 电力调度机构应商并网电厂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。

7.9 乙方电厂机组与电网有关的调试及试运行工作，应根据调度管理相关规定,将有关方案报电力调度机构审批后方可进行。

7.10调度要求投入PSS装置的发电机组因各种原因退出PSS装置(PSS低于定值后装置自动退出情况除外)时，应提前向调度部门提出申请。原则上该机组的PSS退出时，相应机组也应停运。 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 10 日前及在此后每年的 12 月 15 日前，向甲方提交下一年度发电计划建议。

(2) 乙方在每月的 20 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 15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条制定的年度分月发电计划、电厂完成发电量的进度和电网近期的负荷情况，甲方在每月25日前或国家法定节日2日前或特殊运行方式出现 2日前将其编制的下一月度、节日或特殊运行方式发电计划通知乙方。

8.4 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12时前向电力调度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

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其发电设备能力的缺陷和故障以及机组AGC的投入状况），电力调度机构编制电厂次日日发电调度计划曲线，并在每日18时前将次日计划曲线下达给电厂。

8.5 电厂应严格执行电力调度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。

8.6电力调度机构编制的日发电调度计划曲线，对每台机组每15分钟给出一个电力计划值，全日共96个计划值。两个计划值之间机组发电计划曲线按线性插值法确定。 8.7 电网特殊情况下，乙方电厂各机组的最小出力应按调度指令执行。 8.8日发电调度计划的考核： 8.8.1 考核电量的计算。

考核以每5分钟为一个时段，全天288个时段。电力调度机构调度技术支持系统实时采集发电机出口电力，累加后得到机组每5分钟实际发电量；将同一时段内机组发电计划曲线积分后得到计划电量。机组实发电量与计划电量之间允许偏差范围标准为：单机容量100MW（不含100MW）以上的机组允许偏差为±2%，单机容量100MW及以下机组，允许偏差为±3%。每5分钟实发电量超出相应时段计划电量的允许偏差范围时，超标部分电量绝对值统计为考核电量。

8.8.2 甲方规定日峰、谷、平时段如下（北京时间）： 高峰时段：9～11时、18～21时，7个小时； 低谷时段：0～6时、13时、23时，9个小时；

平峰时段：7～8时、12时、14～17时、22时，8个小时。 甲方可根据季节变化对上述时段进行修改并通知乙方电厂。

8.9 如果电厂需要在系统负荷低谷时段（23时至次日6时）消除缺陷，应在当日12时前向电力调度机构提出申请，电力调度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划曲线。

8.10 月度计划的制定与执行

8.10.1 电力调度机构将根据甲方下达的乙方电厂年度发电建议计划，结合已经甲方批准的乙方电厂机组年度检修计划，制定乙方电厂月度发电量计划，并通知乙方电厂。当机组的正常运行最大出力低于其额定容量时，以该机组的正常运行最大出力为基准确定其上网电量基数。 8.10.2 乙方电厂机组因自身原因未能完成电力调度机构下达的月度发电计划时，其差额部分的电量甲方将不予弥补。因电网的原因(供电形势发生变化除外）造成乙方电厂未能完成月度发电量计划时，甲方将在日后的发电计划中给予弥补。

8.11 乙方电厂应按时向电力调度机构报送乙方电厂各机组的月度发电量完成情况。

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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。下列设备的检修或试验，须经电力调度机构批准后进行：（1）电力调度机构调度管辖范围的设备；（2）虽由乙方电厂自行调度但涉及电网或影响电厂综合发电的设备；（3）实行双重调度的交界设备。

9.1.1 乙方在按本协议约定向甲方提交年度、月度、节日、特殊运行方式发电计划建议的同时，于编制年的十月一日前将年度、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报电力调度机构。

9.1.2 经双方协商后，电力调度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12月15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25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2日前或特殊运行方式出现2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（23时至次日6时）消除缺陷，应在当日12时前向电力调度机构提出申请，电力调度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划曲线。 9.3 检修申请与批复。

电厂需在设备实际检修工作开始前按照规定需向电力调度机构提交检修申请，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4个工作日前提交给电力调度机构。

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 电力调度机构应于实际检修工作开始1个工作日16时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45日向电力调度机构提出修改检修计划的申请。电力调度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15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，电力调度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度机构申请办理延期手续。

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9.4.3若乙方电厂的机组提前检修，须在开工一周前提出申请。甲方将根据当时电网的情况给予明确的答复。

9.4.4 由于电力系统运行需要，电厂不能按计划进行机组检修的，电力调度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（或停机备用）相配合。 9.6电力调度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度机构报告，并按规定程序恢复设备运行。 9.8 发电设备检修时间的计算按照调度管理规定执行。

9.9乙方电厂的发电设备非计划停运后，应在8小时内向电力调度机构补提临时检修工作票申请，确定预定完工时间。

9.10甲方对乙方电厂机组检修工期的核定为：检修周期：A级检修每4－6年一次。在两个A级检修之间可安排一个B级检修。C级检修每1 年一次。检修工期为 机组A级检修 50-58天，B级检修25-34天，C级检修18-22天。新机组可在投产1-2年内安排第一次大修。按电力调度机构批准的工期和时间执行。

9.11乙方电厂机组计划检修超期5天及以下时，甲方按超期时间的两倍核减相应机组的上网利用小时基数；乙方电厂机组计划检修超期5天以上时，超期5天的部分甲方按两倍核减相应机组的上网利用小时基数。对于超期时间超过5天的部分，甲方按相应时间的一倍继续核减相应机组的上网利用小时基数。乙方电厂检修周期未达到检修周期时，核减当年年度电量基数。

9.12 9.1条所列相关继电保护、通信、自动化等二次设备的检修按电力调度机构的有关规定办理。

9.13 检修周期缩短时，按下式计算扣减该机组本年度的日均发电量的天数：

规定检修周期（年）—实际检修周期（年）

核减天数= ×标准检修工期（天）

规定检修周期（年）

若检修工期超出有关规定，则按超出的“天数”扣减该机组本年度的日均发电量。若检修过程中发现重大缺陷需要延期时，应在年计划批准工期的一半以前向甲方提出书面申请，并按调度规定履行延期手续。延长工期的“天数”也按规定扣减该机组本年度日均发电量。

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第10章 继电保护及安全自动装置

10.1 甲乙双方各自按《冀北电网调度管理规程》规定的整定计算范围，编制继电保护和安全自动装置的整定方案。乙方电厂依据电力调度机构提供的系统等值电抗和整定要求进行计算。乙方电厂依据电力调度机构提供的系统等值电抗和最高允许时限，负责厂内的发电机、主变压器和厂用电系统的保护装置的整定计算。

10.2 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，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的运行，并符合以下要求：

（1）按照有关继电保护及安全自动装置的技术规程，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的配置、选型。

(2) 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和运行管理，对装置动作情况进行分析和评价。

(3) 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，符合电力调度机构整定要求，并保存完整的调试报告和记录。

(4) 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。与电厂有关的，应与其配合进行事故分析和处理。

(5) 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。

(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。

10.3 乙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，负责所属继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：

(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) 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，与系统有关的继电保护装置及安全自动装置的配置、选型须征得甲方同意。

（4）乙方电厂内的继电保护和安全自动装置，必须与系统保护配合。在系统改变时，应按电力调度机构的要求按时修改所辖保护的定值及运行状态。

(5) 若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变，电厂应按电力调度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自动装置动作后，须立即报告电力调度机构值班员，按规程进行分析

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和处理，并按要求将有关资料送电力调度机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。

(7) 电厂继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即报告电力调度机构值班员，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度机构。

(8) 电厂应严格执行国家和电力调度机构颁发的继电保护及安全自动装置反事故措施。 (9) 电厂于每月 5 日前完成上月电厂继电保护及安全自动装置的运行分析报告（动作统计报告、缺陷及异常处理报告和继电保护校验月报），提供电力调度机构。 10.4 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。

10.4.1 当系统保护及安全自动装置不满足运行要求时，乙方应积极配合电网进行继电保护改造。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。 10.4.2 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。

10.5 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）：

(1) 继电保护主保护运行率[1]≥ 99.5 %。 (2) 故障录波完好率[2]≥ 98 %。 (3) 故障录波组网连通率≥ 99 %。 (4) 安全自动装置投运率≥ 99 %。

(5) 双方约定的其他运行指标： 220kV及以上电网线路主保护微机化率100%；故障信息完好率≥98% 。

10.6 双方应分别指定有专业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。

10.7 乙方电厂应对运行中的继电保护与安全自动装置，按DL/T995－2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》和冀北电网颁发的有关检验工作管理规定，进行定期检验和其他各种检验工作。涉及电网的继电保护与安全自动装置的校验时间，由甲方根据电网情况进行统一安排。

10.8 对10.2.4条所列设备的事故调查，乙方电厂应予积极配合。

10.9 在重大政治活动期间，乙方电厂应保证有继电保护专业人员在现场24小时值班。 10.10 乙方电厂向甲方提供乙方电厂内部电气系统接线图、设备技术参数及接口整定值。 第11章 调度自动化

11.1 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

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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系统。 (4) 及时分析调度自动化系统故障原因，采取防范措施。

(5) 指导、协助乙方调度自动化系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。 (6) 计算机监控系统符合《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34号）。 11.2 乙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，负责电厂端调度自动化设备的运行维护，并符合以下要求：

(1) 电厂至少应配备以下几类满足电网有关技术要求的自动化设备：监控系统或RTU装置、PMU装置、电量采集装置、全厂统一时钟系统及监测装置、调度数据网接入及二次系统安全防护设备、AVC子站设备、UPS电源等。电厂RTU或计算机监控系统、电量采集与传输装置、PMU以及时钟监测装置的信息远动数据和电能计量数据应按照符合国家标准或行业标准的传输规约传送至电力调度机构的调度技术支持系统。电能计量系统应通过经双方认可的具有相应资质的检测机构的测试，保证数据的准确传输。电厂运行设备实时信息的数量和精度应满足国家有关规定和电力调度机构的运行要求。

(2) 及时分析所属调度自动化系统故障原因，采取防范措施。

(3) 协助甲方调度自动化系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。

(4) 电厂计算机监控系统符合《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34号）。 (5) 装有AGC的电厂（机组）参加电网的发电控制时，电力调度机构下发的AGC指令信号应能够通过电厂RTU或计算机监控系统准确输出至电厂AGC系统。装有AVC的电厂（机组）参加电网的电压控制时，电力调度机构下发的AVC指令信号应能够通过电厂RTU或计算机监控系统准确输出至电厂AVC系统。

（6）乙方应配置冀北电力调度数据网厂站端网络设备并遵循《冀北电力调度数据网运行管理规定》。

（7）接受冀北调度自动化技术监督机构的技术监督。

11.3 双方应遵守电力系统调度规程及调度自动化系统有关规程运行维护自动化设备，不得随意退出或停用。

11.4 电厂RTU或计算机监控系统、电量采集与传输装置应达到如下主要运行指标： (1) RTU或计算机监控系统远动工作站可用率(月)≥ 99.5 %。

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(2) 遥测量准确度误差≤ 0.5%。 (3)遥信正确动作率 ≥ 99 %。

(4)电量采集装置月运行合格率要求100%

11.5双方应分别指定人员负责所属调度自动化系统的运行维护工作，确保调度自动化系统的正常运行。

11.6 乙方电厂下列遥测、遥信信息应按甲方要求的传输规约传送至电力调度机构调度技术支持系统：

乙方电厂各机组的有功、无功电力和开关遥信；全厂事故总信号、发电有功、无功电力总加；220kV线路有功、无功电力、电流和开关遥信；主变压器各侧有功、无功电力和电流；220kV母线电压；各机组机炉协调控制系统（DCS）的“机组允许AGC运行”的状态信号（“A”信号）和“机组AGC投入/退出”的状态信号（“M”信号），电厂和机组AVC有关信号以及电力调度机构要求的其它有关远动信息。

11.7 乙方电厂应将下列电量信息正确传送至电力调度机构的电量计费系统： 乙方电厂各机组的有功、无功电量；220kV出线有功、无功电量；

11.8 乙方电厂远动设备应具有主/备双通道接口，并应具有自动/手动切换功能，并应具备双网络接入条件。

11.9 乙方电厂应配置一套全厂统一冗余（北斗和GPS双主钟）时间同步系统及时钟监测装置，用于远动设备、电量采集装置及电厂监控系统、PMU等自动化子站设备的标准时钟源，并接入调度机构时钟监测主站。

11.10 乙方电厂应对厂内自动化子站设备安全稳定运行提供专职的维护人员（白天有人值班）和技术保障。在重大政治活动期间，应保证有自动化专业人员在现场24小时值班。 11.11 乙方电厂远动设备、电量采集装置、PMU、AVC、时钟及监测设备、调度数据网及二次安全防护设备等调度子站设备的运行需满足《冀北电网调度自动化系统运行管理规定》、《冀北电网自动化系统设备缺陷管理规定》、《冀北电网调度自动化设备检修及停、复役管理办法》及其他有关管理规定的要求。

11.12 乙方电厂自动发电控制（AGC）的运行须满足《冀北电网自动发电控制_AGC_运行管理定》等有关要求。

11.13 乙方电厂对安全评价及电网安全检查中发现的重大问题须根据检查要求及时制定整改计划并按期整改。 第12章 调度通信

12.1 甲方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端通信系

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统的运行维护，并符合以下要求：

(1) 监督调度通信系统的可靠运行，负责调度通信系统运行情况的监测和调度指挥，协调运行中出现的重大问题。

(2) 负责调度端通信设备及通信电路的运行维护和协调故障处理，并保证其可靠运行。 (3) 及时分析调度通信系统故障原因，采取防范措施。

(4) 指导、协助乙方调度通信系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。

12.2 乙方应严格遵守有关调度通信系统运行和管理的标准、规程、规范、规定、管理办法及制度，负责电厂端调度通信系统的运行维护，确保电力调度通信设备、电路的安全可靠运行，并符合以下要求：

（1） 负责电厂端调度通信系统的运行维护，及时处理故障和消除隐患，并保证其可靠运行。 （2） 及时分析本端通信系统故障原因，并采取防范措施。

（3） 服从甲方通信运行部门的统一指挥，协助判断、处理通信系统故障；配合甲方进行事故调查，并落实有关反事故措施。

12.3 乙方与甲方电力通信网互联的通信设备选型和配置应协调一致，并征得甲方的认可。 12.4 乙方使用与甲方电力通信网相关的载波频率、微波频率以及其他无线电频率，须向甲方申请，经甲方同意并书面确认后方可使用。

12.5 双方应有备用通信系统，确保电网或电厂出现紧急情况时的通信联络。 12.6 乙方的主要通信设备、电路运行率应达到如下月度运行指标： （1）光纤电路运行率[3]≥99.98 %。 （2）微波电路运行率[3]≥99.95 %。 （3）调度交换设备运行率[4]≥99.95%。

12.7双方应分别指定人员负责所属调度通信系统的运行维护工作，确保调度通信系统的正常运行。

12.8 乙方电厂与甲方之间须具有相对独立的两种及以上不同通信电路的调度、自动化专用主、备用通道；乙方电厂与电网有关的继电保护及安全自动装置也须具有相对独立的主、备用通道，并保证其连续畅通可靠。以上电路的运行方式由甲方负责安排制定。

12.9 乙方电厂应对管辖范围内通信设备的安全可靠运行提供24小时专业维护人员的技术保障，须配备相应测试仪表和备品、备件，并服从甲方通信调度机构的统一调度、统一指挥。 12.10 乙方电厂在进行与甲方电力通信网互联通信设备的检修、消缺和技术改造前，须提前向甲方通信调度机构提出申请并办理相关检修票，待甲方通信调度机构批复后才可进行。 12.11 乙方应做好管辖范围内通信设备的运行维护和业务保障工作，严格避免发生以下情况：

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（1） 因乙方电厂原因造成通信事故或通信障碍；

（2） 因乙方电厂原因造成甲方与乙方电厂的专网通信电路全部中断； （3） 电网事故时，因乙方电厂通信责任造成继电保护及远动通道中断。

12.12 乙方电厂对发电厂并网运行安全性评价及电网安全检查中发现的危及电网安全运行的重大问题应按期进行整改。 第13章 事故处理与调查

13.1 电力调度机构和电厂应按照各自管辖范围，依据电力系统调度程规和电厂现场运行规程的有关规定，正确、迅速地进行事故处理，并及时相互通报事故处理情况。

13.2 电力调度机构调度管辖范围内的设备事故处理，应严格执行电力调度机构值班调度员的指令（现场规程明确规定可不待调度指令自行处理的除外）。电网发生事故或异常时，事故单位的值班人员必须迅速（要求在5分钟内向调度报告一次设备的状态，在15分钟内向调度报告保护的动作情况）、准确地向值班调度员报告有关情况。

13.3 电力调度机构应按照《电力系统安全稳定导则》（DL 755-2001）、电力系统调度规程及其他有关规定，结合电网结构、运行特点及电厂的具体情况，制定事故处理原则与具体的反事故措施，并对电厂应采取的必要措施提出明确要求。

13.3.1 在威胁电网安全的任何紧急情况下，电力调度机构值班调度员可以采取必要手段确保和恢复电网安全运行，包括调整电厂发电出力、发布开停机指令、对电厂实施解列等。 13.3.2 如果必须将电厂或其任何机组解列，电力调度机构应在该紧急情况结束后或已经得到补救后，将电厂或机组恢复并网运行。乙方电厂遇有危及人身及设备安全的情况时，乙方电厂值班人员可按照有关规定处理，处理后应当立即报告电力调度机构值班调度人员。 13.3.3 电力调度机构应在事后向乙方说明电厂或机组解列的原因。

13.4 发生事故一方或双方应按照《电业生产事故调查规程》进行事故调查。事故调查的结论应包括：事故原因、事故责任方及其承担的责任、防止类似事故发生的反事故措施。事故责任方应按照调查结论承担责任，并及时落实反事故措施。

13.4.1 对于发生的电网事故，由甲方调查分析的，涉及乙方时，应邀请乙方参加。乙方对甲方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。

13.4.2 对于发生的电厂事故，由乙方调查分析的，涉及甲方时，应邀请甲方参加。甲方对乙方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。

13.4.3 对于涉及双方的网厂事故，如果起因在短时间内无法确定并达成一致时，按国家有关

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规定组成专门调查组进行事故调查。

13.4.4 任何一方的事故或双方事故的调查报告都应公布。报告内容应包括：事故原因、事故处理过程、事故责任方及其应承担的责任、整改方案及事故预防措施等。

13.4.5 事故责任方应及时纠正错误，落实整改方案和事故预防措施。整改方案和事故预防措施涉及对方时，应经对方认可。

13.5 出现下列紧急情况之一的，电力调度机构的值班调度人员可以调整日发电调度计划，发布调整乙方电厂功率、开或者停发电机组等指令；可以向乙方电厂的运行值班单位发调度指令：

(1) 发电、供电设备发生重大事故或者电网发生事故； (2) 电网频率或者电压超过规定范围； (3) 输变电设备负载超过规定值；

(4) 主干线路功率值超过规定的稳定限额； (5) 其它威胁电网安全运行的紧急情况。 第14章 不可抗力

14.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本协议项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：

（1） 免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要。

（2） 受不可抗力影响的一方应继续履行本协议项下未受不可抗力影响的其他义务。 （3） 一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本协议。

14.2 若任何一方因不可抗力而不能履行本协议，则该方应立即告知另一方，并在3日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本协议的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。

应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日（如遇通讯中断，则自通讯恢复之日）起30日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。 14.3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施，以减少或消除不可抗力的影响。 如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。

14.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过 10 日，双方应协商决定继续履行本协议的条件或终止本协议。如果自不可抗力发生后 30 日，双方不能就继续履行协议的条件或终止本协议达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除协议。本协议另有约定的除外。

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第15章 违约责任

15.1 任何一方违反本协议约定条款视为违约，另一方有权要求违约方承担违约责任。 15.2 甲方有下列违约行为之一的，应按第15.3条所列方式向乙方承担违约责任： (1) 未履行第3章约定的义务，给乙方造成直接经济损失。

(2) 违反第4.9条的约定，导致电厂不能按期发电、不能正常发电或给乙方造成直接经济损失。 (3) 违反第5.3条、第5.4条的约定，导致电厂不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。 (4) 违反第6.2条的约定，导致电厂不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。 (5) 违反电力系统调度规程，给乙方造成直接经济损失。

(6) 电力调度机构要求电厂（机组）超出其运行能力或本协议约定进行调峰、调频、调压，给乙方造成直接经济损失。

(7) 电网一、二次设备因甲方原因整定或控制错误，给乙方造成直接经济损失。 (8) 因可归咎于甲方的责任，发生第9.4.3款所述情形，给乙方造成直接经济损失。 (9) 因甲方处理不当，在执行第13.3.1款的约定时，给乙方造成直接经济损失。

(10) 因甲方原因造成继电保护及安全自动装置、调度自动化系统、调度通信系统故障，给乙方造成直接经济损失。

(11) 其他因甲方处理不当，给乙方造成直接经济损失。 (12) 双方约定甲方应当承担的其他违约责任： 。 15.3 甲方每违约一次，应按下列方式承担违约责任： (1) 一次性向乙方支付违约金 五 万元 。

(2) 给乙方造成直接经济损失且按本条第(1)项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足乙方设备修复及恢复正常运行的直接费用。

(3) 给乙方造成电量损失的，按照双方签订的购售电合同的有关约定处理。 15.4乙方有下列违约行为之一的，应按第15.5条所列方式向甲方承担违约责任： (1) 未履行第3章约定的义务，给甲方造成直接经济损失。

(2) 未按照第4章的有关约定完成并网准备工作，给甲方带来直接经济损失。 (3) 违反第5.2条、第5.4条的约定，给甲方造成直接经济损失。 (4) 违反第6.1条、第7.1.1款的约定。

(5) 因乙方原因造成与电网运行有关的电厂一、二次设备异常或故障，给甲方造成直接经济损失。

(6) 未按照第7.4条的约定参与电力系统调峰、调频、调压或备用。 (7) 因乙方原因导致检修期限变动，给甲方造成直接经济损失。

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(8) 不如实向电力调度机构反映电厂设备（如发电机、汽轮机、锅炉及电气设备等）和有关设施的真实情况。

(9) 电厂继电保护及安全自动装置未达到第10.4条约定指标，或由于乙方原因引起其继电保护及安全自动装置故障或不正确动作，导致事故及事故扩大，给甲方造成直接经济损失。 (10) 电厂电力调度自动化系统未达到第11.4条约定指标，或由于乙方原因引起电厂电力调度自动化系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。

(11) 电厂调度通信系统未达到第12.6条约定指标，或由于乙方原因引起电厂电力调度通信系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。 (12) 双方约定乙方应当承担的其他违约责任。 15.5 乙方每违约一次，应按下列方式承担违约责任： (1) 一次性向甲方支付违约金 五 万元。

(2) 给甲方造成直接经济损失且按本条第（1）项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足甲方设备修复及恢复正常运行的直接费用。

(3) 给甲方造成电量损失的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。

15.6 乙方有下列严重违约行为之一的，甲方可采取强制措施，直至对违约电厂（机组）实施解列。乙方无权就此类解列后造成的损失向甲方提出索赔。

(1)电厂未经电力调度机构同意擅自开机并网。该机所发电量甲方不予结算并按其铭牌容量乘以运行期间统计违规电量。

(2)在紧急情况下，电厂违反第6.1条、第7.1.1款的约定。

(3)在紧急情况下，电厂不如实向电力调度机构反映电厂设备（如发电机、汽轮机、锅炉及电气设备等）和有关设施的真实情况。

15.7 若乙方电厂（机组）不能满足本协议规定的技术及管理要求，甲方有权按华北电监局发布的《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》及《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》相关条款对乙方进行考核。

15.8 除本协议另有约定外，一旦发生违约行为，守约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本协议的约定承担违约责任的书面通知。

15.9 违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本协议的约定确认违约行为，承担违约责任。

(1) 一次性违约金应在违约行为确认后 30 日内支付。

(2) 直接经济损失超过一次性违约金部分应在损失认定后 90 日内支付。

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(3) 造成电量违约的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。

15.10 在本协议规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行协议义务的，另一方可要求对方承担违约责任。

15.11 乙方电厂严重违反或拒绝执行调度指令，危及电网安全运行，经警告无效，电力调度机构可将乙方电厂解列，由此造成的一切后果由乙方电厂负责。 15.12

一方的过失，导致另一方设备损坏、发生事故或扩大事故范围造成了经济损失（乙

方电厂损失发电量除外），责任方应予赔偿。责任的确定依据《电业生产事故调查规程》。 15.13

未经电力调度机构批准的开机，该机所发电量甲方不予结算并按其铭牌容量乘以运

行期间统计违规电量。 15.14

乙方电厂出现下列情况，给电网造成经济损失时，给予相应的补偿，其金额由甲乙

双方协商处理或由仲裁裁定。

(1) 无故拒不执行或拖延或错误执行调度命令。

(2) 未及时落实电网要求的安全稳定措施，限制了电网运行。

(3) 未保持专用调度电话的畅通或未保障传输到冀北电力调度远动、电量信息的准确性。 (4) 继电保护、安全自动装置、通信、远动设备故障（超过电网规定的时间）或非正确动作。 (5) 其它应给予经济补偿的行为。

15.15 由于发生不可抗力事件，而出现按前述条款规定的继电保护、安全自动装置、通信、调度自动化等专业管理考核的情况，针对这种情况的具体考核办法由甲乙双方协商确定。 第16章 协议的生效和期限

16.1 本协议经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章后生效。 16.2 本协议期限，自签字之日起，有效期3年。

16.3 在本协议期满前3个月，双方应就续签本协议的有关事宜进行商谈。 第17章 协议的变更、转让和终止

17.1 本协议的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第16.1条。 17.2 双方明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本协议项下所有或部分的权利或义务。

17.3 在本协议的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本协议进行相应调整和修改： （1） 国家有关法律、法规、规章以及政策变动。

（2） 本协议内容与国家电力监管机构颁布实施的有关强制性规则、办法、规定等相抵触。 17.4 协议解除

如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知10日后终止本协议:

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（1） 一方破产、清算，一方或电厂被吊销营业执照或电力业务许可证。

（2） 一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本协议项下的所有义务。 第18章 争议的解决

18.1 凡因执行本协议所发生的与本协议有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第1条处理[5]：

（1） 双方同意提请北京仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。

（2） 任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。 第19章 适用法律

19.1 本协议的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。 第20章 其 他 20.1 保密

双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。 20.2 协议附件 附件一：并网点图示 附件二：电厂技术参数

附件三：电厂设备调度范围划分

本协议（包括特别条款）的附件是本协议不可缺少的组成部分，与本协议具有同等法律效力。当协议正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按协议目的协商确定。 20.3 协议全部

本协议（包括特别条款）及其附件构成双方就本协议标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本协议所进行的任何讨论、谈判、合同和协议。 20.4 通知与送达

任何与本协议有关的通知、文件均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出，则被确认已接收即视为送达。所有通知、文件均在送达或接收后方能生效。

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20.5 不放弃权利

任何一方未通过书面方式声明放弃其在本协议项下的任何权利，则不应被视为其弃权。任何一方未行使其在本协议项下的任何权利，均不应被视为对任何上述权利的放弃或对今后任何上述权利的放弃。 20.6 继续有效

本协议中有关仲裁和保密的条款在本协议终止后仍然有效。 20.7 协议文本

本协议一式 捌份，双方各执叁份，送国家电力监管委员会[6]备案贰份。

20.8 本协议变更均按《购售电合同》规定执行。对本协议的任何修改、补充和/或变更只能以书面形式作出，并经双方的正式授权代表签字并盖章方为有效。本协议的任何未尽事宜，经双方协商签订补充协议，补充协议与本协议具有同等法律效力。

20.9本协议是甲、乙双方签署的《购售电合同》的附件，是《购售电合同》不可分割的一部分，与《购售电合同》具有同等法律效力。

除非本协议上下文另有规定，本协议中所使用的术语和名词具有在《购售电合同》中相

同的含义。

本协议与《购售电合同》有不同之处的，以《购售电合同》的规定为准。双方同意，有

关电厂的其他事宜，在《购售电合同》中和其他协议中规定。

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甲方（盖章）：

法定代表人：

或

委托代理人：

签字日期：

签字地点：

年 月

乙方（盖章）： 法定代表人： 或 委托代理人： 签字日期： 签字地点： 26

年 月 日 日

附件一：并网点图示（电气主接线图）

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附件二：电厂技术参数 1、电厂发电机组的铭牌参数 额定容量机组编号 # 机 # 机 发电机型号 (MVA) (MW) 数 0.85（滞后） 0.85（滞后） （r/min） 3000 3000 有功功率额定功率因额定转速2、电厂并入甲方电网的并网线路 (1) 线路名称： 线。 (2) 电压等级： kV。

3、乙方根据设备的设计参数，以及并网调试结果，准确提供电厂的其他技术参数。 3.1 正常运行出力范围 （1）采暖期

乙方电厂# 、# 号机组的正常运行最大出力为额定容量的 %（ MW），正常运

行最小出力为额定容量的 %（ MW）； （2）非采暖期

乙方电厂# 、# 号机组的正常运行最大出力为额定容量的100%（ MW） ，正常

运行最小出力为额定容量的50%（ MW），同时应具备带额定容量40%（ MW）的负荷稳定运行的能力。

3.2 电网在特殊情况下，电厂机组的最小出力按照调度指令执行。 3.3 正常运行期间机组的功率调整速率 # 机组为 MW/min。 # 机组为 MW/min。

3.4 从接到调度指令到机组达到并网出力的最短时间或从零出力到额定出力的最短时间为： 冷启动（机组与电网解列在120小时及以上） 16 小时。 温启动（机组与电网解列在24~120小时内） 8 小时。 热启动（机组与电网解列在24小时内） 4 小时。

3.5 从接到调度指令后从满负荷出力到零负荷最短停机时间： 2小时。 3.6 从机组解列后到重新并网之间的最短停运时间： 3 小时。 3.7 # 、# 号机组进相深度为 –0.95 。

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附件三：电厂设备调度范围划分 详见《基建批准书》

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[1]主保护运行率＝主保护装置处于运行状态时间/主保护装置统计周期时间。下同。 [2]录波完好率＝录波完好次数/应评价的次数。下同。

[3]通信电路运行率＝{1－∑[中断路数(路) ×电路故障时间(min)]/ [实际路数(路)×全月日历时间(min)]}×100％

[4] 设备运行率＝{1－∑[中断路数(路)×本端设备故障时间(min)]/ [配置路数(路)×全月日历时间(min)]}×100％ [5] 仅可择一。

[6] 此处指国家电力监管机构设在电厂（机组）所在地区的相应分支机构。

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