光伏电站并网调度协议

光伏电站并网调度协议甲方：乙方：签订地点：签订时间：合同编号：光伏电站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 工商行政管理局记下注册，已取得输/供电类电力业务许可证（许可证编号： ），税务记下号： ，住宅：，法定代 表人：。乙 方 ： ， 系 一 家具有 法人 资 历的发电 企 业， 在工商行政管理局记下注册，已取得本协议所指光伏 电站（阵列）（以下简称光伏电站）发电类电力业务许可证（许可证编号： ）2，调度标识编码 ，税务记下号：， 住宅： ，法定代表人： 。鉴于： （1）甲方经营管理适于光伏电站运行的电网，并同意乙方光伏电站 按照本协议的商定并入电网运行。（2）乙方在 拥有/兴建/扩建3经营管理总装机容量为兆瓦（MWp）的光伏电站，并同意按照本协议的商定将该光伏 电站并入甲方电网运行。为保证电力系统平安、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，按照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、中华人民共和国可再 生能源法、中华人民共和国节省能源法、节能发电调度方法（试 行）以及国家其他有关法律、规矩，本着平等、自愿、诚实信用的 原则，双方经商议全都，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 电网调度机构：指电力调度（通信或控制）中央，是依法对电力系统运行举行组织、指挥、指导和协调的机构，隶属甲 方。1.1.2 光伏电站：指位于 由乙方拥有/兴建/扩建，并/并将经营管理的一座总装机容量为兆瓦（MWp）,共组光伏电池阵列（阵列编号、容量及技术参数详见附件二， 阵列位置详见附件四）4的发电设施以及延长至产权分界点的所有辅 助设施。1.1.3 并网点：指光伏电站与电网的衔接点（见附件一）。1.1.4 首次并网日：指光伏电站（首台逆变器）与电网举行衔接的第 一天。1.1.5 并网申请书：指由乙方向甲方提交的要求将其光伏电站并 入电网的书面申请文件。1.1.6 并网方式：指光伏电站与电网之间一次系统的衔接方式。1.1.7 功率变化率：在单位时光内光伏电站输出功率最大值与最 小值之间的变化量。1.1.8 光伏电站运行集中监控系统5：指光伏电站用以监视、控 制光伏电池阵列和其他站内设备运行状态,接受并执行调度机构下发 的有功、无功功率调节、逆变器投切指令,上传光伏电池阵列及公用 系统运行状态、参数等信息，上报实时太阳能监测系统 （环境监测系 统）、光伏发电功率预测系统数据，申报检修方案、发电功率申报曲 线等计算机监视、控制、信息系统的统称。1.1.9 光伏电站并网技术支持系统：指光伏电站运行中用以保证 光伏电池阵列及光伏电站符合并网运行要求、并网点电能质量符合国 家及行业要求的设施，能够实现光伏电站有功控制功能、无功及电压 控制功能、电能质量控制功能、紧张状况下的平安解列功能等。1.1.10 解列：本协议专指与电网互相衔接在一起运行的发电设备 与电网的电气联系中断。1.1.11 特别运行方式：指因某种需要而使光伏电站或电网接线方 式不同于正常方式的运行布置。1.1.12 光伏电站（逆变器）可用容量：指光伏电站 （电池阵列）任何 时候受设备条件限制修正后的出力。1.1.13 发电功率申报曲线：指光伏电站在光伏发电功率预测的基 础上，向电网调度机构申报的发电方案建议曲线。1.1.14 日发电调度方案曲线：指电网调度机构每日编制的用于确 定光伏电站次日各时段发电出力的曲线。1.1.15 紧张状况：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、断面潮流值超出规定的稳定限额以及其他威逼电力系统平安 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 等运行状况。1.1.16 电力系统调度管理规程6：指按照电网调度管理条例、 国家标准和行业标准制定的用于规范电力系统调度、运行行为的规 程。1.1.17 甲方缘由：指因为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该 担当的责任。1.1.18 乙方缘由：指因为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该 担当的责任。1.1.19 购售电合同：指甲方与乙方就光伏电站所发电量的购售及 相关商务事宜签订的合同。1.1.20 不行抗力：指不能预见、不能避开并不能克服的客观状况。 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、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战斗、 瘟疫、骚乱等7。1.2 解释。1.2.1 本协议中的标题仅为阅读便利，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 当事人另有商定的除外。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。1.2.7 本协议中引用的国标和行业技术规范如有更新，根据新颁 布的执行。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，有权签署并有实力 履行本协议。2.2 本方签署和履行本协议所需的一切手续 （包括办理须要的政 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、裁决或详细行政行为。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 签署人是本办法定代表人或托付代理人。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 遵守国家法律规矩、国家标准和行业标准，以电力系统平 安、优质、经济运行为目标，按照光伏电站的技术特性及其所在电力 系统的规程、规范，本着藏匿、公正、公平的原则，对光伏电站举行 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，满足电力系统平安稳定运行及光伏电站正常运行的需要。3.1.3 按照购售电合同的商定，结合电网运行实际状况，依据乙 方申报的月度发电方案、日发电功率申报曲线，按时编制并向乙方提 供月度发电方案、日发电调度方案曲线及无功出力曲线（或电压曲线）。3.1.4 根据乙方提供设备检修方案建议，合理布置光伏电站的设 备检修。3.1.5 支持、协作乙方对相应设备举行技术改造或参数调节;对乙 方与电网有关的调度、运行管理举行指导和协调 ;对乙方运行中涉及 电网运行平安的电气设备、继电庇护及平安自动装置、光伏电站运行 集中监控系统、并网技术支持系统、电能计量系统、电力调度通信、 调度自动化等相关专业、业务举行指导和协调，并提供须要的技术支 持。3.1.6 根据相关规定准时、精确、客观、完整向乙方通报与其相 关的电网重大设备缺陷信息、与光伏电站相关的输电通道实力，定期 披露与乙方有关的电力调度信息。3.1.7 按照电力系统平安稳定运行需要及乙方设备的特性，准时 按程序修改相应规程、规范。3.1.8 实行措施，防止影响电力系统平安运行的事故发生。定期 开展各项涉及电网平安的专项和专业平安检查，按照需要制定反事故 措施。经能源监管机构授权，电网调度机构制定网厂联合反事故演习计划并组织实施。3.1.9 协作乙方举行事故调查。3.1.10 合理布置电网运行方式，全额保障性收购乙方的上网电 量。3.2 乙方的义务包括：3.2.1 遵守国家法律规矩、国家标准、行业标准及所在电力系统 的规程、规范，以维护电力系统平安、优质、经济运行为目标，听从 电网调度机构的统一调度，合理组织光伏电站生产。3.2.2 按政府能源主管部门的相关要求，配备光伏电站运行集中 监控系统、并网技术支持系统、实时太阳能监测系统（环境监测系统）、 光伏发电功率预测系统及相应的自动化及通信等装置，保证其正常运 行，并达到规定的技术要求。3.2.3 电站配置的二次设备及系统需符合电力二次系统技术规 范、电力二次系统平安防护要求及相关设计规程，光伏电站二次系统 平安防护保证满足能源监管部门的有关规定，达到规定的技术要求。3.2.4 根据电网调度机构调度指令组织光伏电站实时生产运行， 参加电力系统的调峰、调频、调压和备用。3.2.5 根据电网调度机构要求提供光伏电站设备检修方案建议， 执行已批准的检修方案，做好设备检修维护工作。3.2.6 接受甲方按照第 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，协作甲方工作。3.2.7 按照需要准时对设备举行技术改造或参数调节，并报甲方 备案，涉及电网平安的，须征得甲方同意。3.2.8 根据相关规定准时、精确、客观、完整地向甲方提供光伏 电站设备运行状况及生产信息，相关气象信息等。3.2.9 制定与甲方电力系统规程、规范相统一的现场运行规程， 并送甲方备案。3.2.10 实行措施，防止影响电力系统平安运行的事故发生。协作 甲方定期开展各项涉及电网平安的专项和专业平安检查，落实检查中 提出的防范措施;电网调度机构有明确的反事故措施或其他电力系统 平安要求的，乙方应按要求实施并运行维护 ;将有关平安措施文件送 电网调度机构备案;参与电网调度机构组织的联合反事故演习。3.2.11 协作甲方举行事故调查。第 4 章 并网条件4.1 乙方已取得政府能源投资主管部门的光伏电站项目备案 （核 准）文件和电网企业的光伏电站接入电网看法函。4.2 乙方一、二次设备须符合国家标准、行业标准、反事故措施 和其他有关规定8，且与有资质的检测机构签订并网后检测合同，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，变频器等有关参数已合 理匹配，设备整定值已根据要求整定，具备并入甲方电网运行、接受 电网调度机构统一调度的条件。4.3 光伏电站继电庇护及平安自动装置须符合国家标准、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 商定。4.4 光伏电站调度自动化设施、光伏电站运行集中控制系统、并 网技术支持系统、光伏发电功率预测系统、实时太阳能监测系统等须 符合国家标准、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，应与光 伏电站发电设备同步投运，并符合本协议第11 章的有关商定。4.5 光伏电站电力调度通信设施须符合国家标准、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，应与光伏电站发电设备同步投运，并 符合本协议第12 章的有关商定。4.6 光伏电站电能计量装置参照电能计量装置技术管理规程 (DL/T 4482000)举行配置，并通过由双方共同组织的测试和验收9。4.7 光伏电站的二次系统根据电力二次系统平安防护规定(国 家电监会 5 号令)及有关规定，已实施平安防护措施，并经电网调度 机构认可，具备投运条件。4.8 光伏电站运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，其中 涉及电网平安的部分应与电网规程相全都。4.9 光伏电站有调度受令权的运行值班人员，须按照电网调度 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 甲方与乙方运行对应的一、二次设备须符合国家标准、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 备整定值已根据要求整定，具备光伏电站接入运行的条件。4.11 双方针对光伏电站并入电网后可能发生的紧张状况，已制 定相应的反事故措施。并送电网调度机构备案。4.12 若系统平安稳定运行需光伏电站加装新的涉网设备时，甲 方按照乙方的实际状况，赋予乙方充沛的完成时光，双方达成统一看 法并形成书面材料，乙方在规定时光内完成新增强涉网装备的安装与 调试。第 5 章 并网申请及受理5.1 乙方光伏电站并网须向甲方申请，并在甲方受理后根据要求 的方式并入。5.2 并网申请乙方应在光伏电站首次并网日的 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、验收状况、并网 光伏电站调试计划和调试方案等内容，并附齐本协议第5.4 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根据本协议第 4 章商定和其他 并网相关规定仔细审核，准时答复乙方，不得无故迟延。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，并在光伏电站首次并网日3 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，双方应就光伏电站并网的详细事宜作好布置。5.4.1 甲方应在已约定的首次并网日前 日向乙方提供与光伏电站相关的电力系统数据、设备参数及系统图，包括与光伏电站相 关的电网继电庇护整定值（或限额）和与电网有关的光伏电站继电庇护 及平安自动装置的整定值（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、继电庇护人员、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日内，根据甲方的要求，提交并网调试项目和调试方案，并与电网调度机构约定首次并网的详 细时光与程序。5.4.4 甲方应在光伏电站首次并网日 日前对乙方提交的并网调试项目和调试方案予以书面确认。5.4.5 双方认为需要约定的其他详细事宜：。5.5 乙方提交并网申请书时，应向甲方提供精确的中文资料 （需 要在并网启动过程中实测的参数可在阵列并网后 日内提交），包括10：（1）电站电池阵列数量及容量、拟投产日期、经纬度等。(2) 与光伏电站有关的技术参数及信息：包括光伏电池组件型号、 面积，逆变器的额定功率因数、功率调整速率。(3) 潮流、稳定计算和继电庇护整定计算所需的相关技术参数：包 括典型光伏电池阵列模型及参数、光伏电站等值模型及参数，主变压 器、集中无功补偿装置、谐波治理装置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)。(4) 与电网运行有关的继电庇护及平安自动装置图纸(包括电池阵 列、变压器整套庇护图纸)、说明书，电力调度管辖范围内继电庇护 及平安自动装置的安装调试报告。(5) 与甲方有关的光伏电站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，光伏电站远动信息表 (包括电流互感器、 电压互感器变比及遥测满刻度值)，光伏电站电能计量系统竣工验收 报告，光伏电站计算机系统平安防护有关计划和技术资料。(6) 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。(7) 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。(8) 现场运行规程。(9) 电气一次接线图、光伏电池阵列地理分布11及接线图。(10) 光伏电站升、降负荷的速率，光伏电站运行集中监控系统、 并网技术支持系统有关参数和资料。(11) 厂用电保证措施。(12) 多年气象数据，包括辐射强度、日照时光等。(13) 光伏电站调试方案、升压站和光伏电池阵列启动调试计划。(14) 光伏电站有调度受令权值班人员名单、上岗证书复印件及联 系方式。(15) 运行方式、继电庇护、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 乙方按照甲方已确认的调试项目和调试方案可举行光伏电 站并网运行调试。6.1.1 光伏电站调试运行阵列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，听从统一调度。6.1.2 光伏电站应按照已确认的调试项目和调试方案，编制具体 的阵列并网调试计划，并按调试进度逐项12向电网调度机构申报。6.1.3 详细的并网调试操作应严格根据调度指令举行。6.1.4 对仅属光伏电站自行管辖的设备举行可能对电网产生冲击 的操作时，应提前告诉电网调度机构做好预备工作及事故预想，并严 格根据调试计划执行。6.2 甲方应协作乙方举行并网调试。6.2.1 将并网调试光伏电站纳入正式调度管辖范围，根据电力系 统有关规程、规范举行调度管理。6.2.2 按照光伏电站要求和电网状况编制特地的调试调度计划 (含应急处理措施)，合理布置光伏电站的调试项目和调试方案。调试 开头 2 日前将调试调度计划和详细调试方案通知光伏电站。6.2.3 按照阵列调试进度及电网运行状况，经与光伏电站商议同 意，可对调试方案举行滚动调节。6.2.4 电网调度机构可视需要派员举行现场调度，并赋予须要的 技术指导或支持。6.3 甲方必需针对乙方调试期间可能发生的紧张状况制定应急 预案，明确处理原则及详细处理措施，确保电力系统及设备平安。6.4 未根据相关规范举行检测的设备，首次并网后 个月内，甲 方协作乙方完成光伏电站接入系统测试，乙方向甲方提供有关光伏电 站运行特性的检测报告，测试内容包括：有功/无功控制实力、电能 质量（包括闪变与谐波）、电网适应性（电压、频率）验证。第 7 章 调度运行7.1 光伏电站运行值班人员在运行中应严格听从电网调度机构 值班调度员的调度指令。7.1.1 光伏电站必需快速、精确执行电网调度机构下达的调度指 令，不得以任何借口否决或者迟延执行。若执行调度指令可能危及人 身和设备平安时，光伏电站值班人员应立刻向电网调度机构值班调度 员报告并说明理由，由电网调度机构值班调度员打算是否继续执行 13。7.1.2 属电网调度机构直接调度管辖范围内的设备，光伏电站必 需严格遵守调度有关操作制度，根据调度指令执行操作 ;照实告诉现 场状况，回答电网调度机构值班调度员的咨询。7.1.3 属电网调度机构许可范围内的设备，光伏电站运行值班人 员操作前应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可根据电力系 统调度规程及光伏电站现场运行规程举行操作。7.1.4 光伏电站及光伏逆变器在紧张状态或故障状况下退出运行 (或通过平安自动装置切除)后，不得自行并网，须在电网调度机构的 布置下有序并网恢复运行。7.2 电网调度机构应依照有关要求合理布置光伏电站的日发电 调度方案曲线。运行中，值班调度员可按照实际运行状况对日发电调 度方案曲线作适当调节，值班调度员对日发电调度方案曲线的调节应 提前分钟(min)通知光伏电站值班人员。7.3 光伏电站开关站、集中式运行设备、集中监控系统、光功率预测系统等二次设备及通信链路浮现异样状况时，光伏电站根据电力 系统调度规程的规定可提前小时(h )向电网调度机构提出检修申请。电网调度机构应按照电力系统调度规程的规定和电网实际状 况，履行相关规定的程序后，提前小时(h)批复检修申请，并修改相应方案。如设备需紧张停运者，电网调度机构应视状况准时答复。 光伏电站应根据电网调度机构的终于批复执行。7.4 光伏电站有义务根据调度指令参加电力系统的调峰、调频、 调压和备用。7.5 因浮现方案内特别运行方式，可能影响光伏电站正常运行时，电网调度机构应将有关计划提前日通知光伏电站。7.6 乙方因设备更新改造等缘由浮现特别运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改计划提前日通知电网调度机构。7.7 电网调度机构、并网光伏电站应按要求参与能源监管机构(或 能源监管机构指派相关单位)定期组织召开的网厂联席会议，电网调 度机构应在会议上分析电网运行状况、预测系统形势、说明有关电网 平安技术措施的落实状况，商议处理有关电力系统运行的重大问题。 乙方应在会议上通报光伏电站的运行状况及有关光伏电站平安技术 措施的落实状况。7.8 双方应以书面形式互换相关值班人员名单，并准时告诉变动 状况。7.9 当发生以下状况时，电网调度机构有权实行调度指令、远方 控制等措施调节光伏出力。(1) 常规电源调节实力达到技术限值;(2) 电网发生潮流、频率、电压异样需要光伏电站协作调节;(3) 光伏电站延续 _供功率预测。 发生上述状况后，调度机构应在次日向乙方披露缘由，并就弃光 统计电量核实全都。7.10 试运行期满后，电网调度机构应出具并网调试书面看法。 当发生以下状况时，电网调度机构有权要求相关光伏电站退出并网运 行。(1) 光伏电站未按期完成反事故措施整改;(2) 光伏电站实际运行过程中不具备本协议允诺的技术实力。第 8 章 发电方案8.1 乙方应按照已签订的购售电合同及光伏电站运行实际状况， 按下列要求提交光伏电站的年度、月度、节日或特别运行方式发电方 案建议：(1) 乙方在阵列首次并网日 日前及在此后每年的 月日前，向甲方提交下一年度发电方案建议。(2) 乙方在每月的日前向甲方提交下一月度发电方案建议，包括预测发电量、下一月多年平均日照状况等。(3) 乙方在国家法定节日(包括元旦、春节、五一、国庆等)或特别 运行方式浮现日前向甲方提交节日或特别运行方式期间的发电方案建议。8.2 按照光伏电站预测的气象状况，结合乙方申报的发电方案建 议，甲方在每年月日前将编制的下一年度分月发电参考方案通知乙方。8.3 按照第 8.2 条制定的年度分月发电方案和乙方申报的月度发 电方案建议，甲方在每月日前将编制的下一月度发电方案通知乙方。第 9 章 设备检修9.1 并网运行光伏电站设备检修应根据方案举行。9.1.1 乙方在按本协议商定向甲方提交年度、月度、节日、特别 运行方式发电方案建议的同时，将年度、月度、节日、特别运行方式 的设备检修方案建议报电网调度机构。9.1.2 经双方商议后，电网调度机构将光伏电站设备检修方案纳 入电力系统年度、月度、节日、特别运行方式检修方案。（1）在每年月日前将经核准的光伏电站下一年度设备检修方案通知光伏电站。（2）在每月日前将经核准的光伏电站下月设备检修方案通知光伏电站。（3）在每月日前或特别运行方式浮现 日前将每日或特别运行方式设备检修方案通知光伏电站。9.2 假如光伏电站（逆变器）需要暂时消退缺陷，一次性消缺容量 超过MW（或电站容量的%）时，应在小时前向电网调度机构提出申请，电网调度机构应按照电网状况尽量予以布置。9.3 检修备案、申请与批复。9.3.1 纳入调度范围的光伏电站升压站设备和公用设备（含一、二 次设备）实际检修工作开头前须向电网调度机构提交检修申请，获得 批准后方可开工。9.3.2 光伏电站阵列检修前，应报调度机构备案 ;检修容量超过MW（或全厂容量的%）时，实际检修工作开头前须向电网调 度机构提交检修申请，获得批准后方可开工。9.3.3 检修备案应于实际检修工作开头 日前提交给电网调度机构。9.3.4 检修申请应于实际检修工作开头 日前提交给电网调度机构。9.3.5 检修申请（备案）应包括检修设备的名称及数量、检修容量、 检修时光、检修内容、对最大可用容量的影响、隔离措施、对系统的 要求等内容。9.3.6 电网调度机构应于实际检修工作开头 日前将检修申请的批复通知光伏电站，并说明光伏电站应实行的平安措施及其他相 关要求，同时做好事故应急预案。9.3.7 光伏电站应在提交检修备案的同时，制定应实行的平安措 施，并做好事故应急预案。9.4 乙方应严格执行已批复的检修方案，按时完成各项检修工 作。9.4.1 光伏电站因为自身缘由，不能按已批复方案检修的，可在 已批复的方案开工日前提出修改检修方案的申请。电网调度机构应按照电网运行状况，合理调节检修方案。能够布置的，应将调节后 光伏电站检修方案提前日通知光伏电站;的确无法布置的，光伏电站应设法按原批复方案执行，否则，电网调度机构在本年度内原则 上不再另行布置方案检修。9.4.2 光伏电站检修工作需延期的，须在已批复的检修工期过半 前向电网调度机构申请办理延期手续。9.4.3 因为电力系统运行需要，光伏电站不能按方案举行检修的， 电网调度机构应提前与光伏电站商议，调节检修方案并通知光伏电 站。假如光伏阵列必需超期运行，双方应针对光伏逆变器超期运行期 间可能浮现的紧张状况约定应急措施，以及转入检修状态的程序，并 按相关规定处理。9.5 设备检修完成后，光伏电站应准时向电网调度机构报告，并 按规定程序恢复设备运行。9.6 电网一次设备检修如影响光伏电站送出实力，应尽可能根据 对光伏发电影响最小的原则布置，并尽早通知光伏电站。9.7 电网调度机构应合理布置调度管辖范围内电网、光伏电站继 电庇护及平安自动装置、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协作。第 10 章 继电庇护及平安自动装置10.1 甲方应严格遵守有关继电庇护及平安自动装置的设计、运 行和管理规程、规范，负责调度管辖范围内继电庇护及平安自动装置 的运行管理，并符合以下要求：(1) 负责调度管辖范围内继电庇护及平安自动装置的整定计算和 运行，对装置动作状况举行分析和评价。(2) 对所属继电庇护及平安自动装置举行调试并定期举行校验、维 护，使其满足原定的装置技术要求，符合电网调度机构整定要求，并 保存完整的调试报告和记录。(3) 电网继电庇护及平安自动装置动作后，须立刻按规程举行分析 和处理，并将有关资料报电网调度机构。与光伏电站有关的，应与其 协作举行事故分析和处理。(4) 电网继电庇护及平安自动装置误动或浮现缺陷后，须立刻按规 程举行处理，并分析缘由，准时实行防范措施。涉及光伏电站的，应 将有关状况书面通知光伏电站。(5) 指导和帮助光伏电站举行有关继电庇护及平安自动装置的整 定和运行，提供须要的技术支持。(6) 严格执行国家及有关部门颁布的继电庇护及平安自动装置反 事故措施和电网调度机构提出的反事故措施。(7) 于每月日前完成上月继电庇护及平安自动装置的运行分析报告，提供份给乙方。10.2 乙方应严格遵守有关继电庇护及平安自动装置的设计、运 行和管理规程、规范，负责所属继电庇护及平安自动装置的运行管理， 并符合以下要求：(1) 负责光伏电站所属继电庇护及平安自动装置的整定计算(光伏 电站内属调度管辖的继电庇护及平安自动装置整定值由电网调度机 构下达，其他继电庇护及平安自动装置整定值由光伏电站自行计算整 定后送电网调度机构备案)和运行维护，对装置动作状况举行分析和 评价。(2) 对所属继电庇护及平安自动装置举行调试并定期举行校验、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庇护及平安自动装置必需与电网继电 庇护及平安自动装置相协作，相关设备的选型应征得电网调度机构的 认可。(4) 若甲方继电庇护及平安自动装置运行状态转变，光伏电站应按 电网调度机构要求准时变更所辖的继电庇护及平安自动装置的整定 值及运行状态。(5) 光伏电站继电庇护及平安自动装置动作后，须立刻报告电网调 度机构值班员，按规程举行分析和处理，并按要求将有关资料送电网 调度机构。与电网有关的，应与其协作举行事故分析和处理。(6) 光伏电站继电庇护及平安自动装置误动或浮现缺陷后，须立刻 报告电网调度机构值班员，按规程举行处理，并分析缘由，准时实行 防范措施。涉及电网的，应将有关状况书面送电网调度机构。(7) 严格执行国家及有关部门颁布的继电庇护及平安自动装置反 事故措施。(8) 于每月 日前完成上月光伏电站继电庇护 (包括线路庇护、变压器庇护、发电机庇护、母线庇护等 )及平安自动装置的运行 分析报告，提供 份给电网调度机构。10.3 双方应书面明确并网界面继电庇护设备的整定计算、运行 维护、校验和技术管理工作范围和职责划分。10.4 双方为提高电力系统的稳定性能，应准时举行设备的更新、 改造。10.4.1 继电庇护及平安自动装置设备更新改造应互相协作，确保 双方设备协调全都14。10.4.2 改造设备须经过调实验收，确认合格后15按规定程序投 入运行。10.5 乙方的继电庇护及平安自动装置应达到如下主要运行指标(不计因甲方缘由而引起的误动和拒动)：(1) 继电庇护主庇护运行率n%。(2) kV庇护及以上庇护动作正确率n%。故障录波完好率16%。平安自动装置投运率n%。平安自动装置动作正确率%。(6)双方商定的其他运行指标： 。10.6 双方应分离指定人员负责继电庇护及平安自动装置的运行 维护工作，确保继电庇护及平安自动装置的正常运行。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牢靠运行，负责电力调度自动化系统运 行状况的监测，协调运行中浮现的重大问题。(2) 按设计要求为光伏电站自动化信号的接入提供条件。(3) 将系统有关信号准时精确地传送至光伏电站调度自动化系统。(4) 准时分析调度自动化系统故障缘由，实行防范措施。(5) 指导、帮助乙方调度自动化系统的运行维护工作，协作乙方举 行事故调查。(6) 计算机监控系统、安装在光伏电站的考核系统及报警系统均应 符合电力二次系统平安防护规定(电监会 5 号令)中关于平安防护技术措施和管理方面的要求。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，负责光伏电站端调度自动化设备的运行维护，并符合以 下要求：(1) 光伏电站运行集中监控系统、计算机监控系统、电量采集与传 输装置的远动数据和电能计量数据应根据符合国家标准或行业标准 的传输规约传送至电网调度机构的调度自动化系统和电能计量系统。 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， 保证数据的精确传输。光伏电站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网调度机构的运行要求。(2) 准时分析所属调度自动化系统故障缘由，实行防范措施。(3) 帮助甲方调度自动化系统的运行维护工作，协作甲方举行事故 调查。(4) 光伏电站计算机监控系统、光伏电站接入调度自动化系统及设 备应符合电力二次系统平安防护规定(国家电监会5 号令)。(5) 光伏电站并网技术支持系统应能保证光伏电池阵列及光伏电 站的运行符合并网技术要求;光伏电站运行集中监控系统能够精确接 受并执行电网调度机构下发的有功、无功调节及光伏电池阵列投切等 指令信号。(6) 光伏电站运行集中监控系统能够向甲方自动化系统提供：光伏 电站有功、无功功率、电量、频率;主变压器有功、无功功率、电量; 母线电压;光伏电池阵列状态;开关、母线、线路的相关信号。光伏电 站运行集中监控系统、并网技术支持系统应通过专网方式接入甲方调 度自动化系统。(7) 光伏电站端自动化设施技术要保证与调度端全都。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，不得任意退出或停用。11.4 光伏电站计算机监控系统、电量采集与传输装置应达到如 下主要运行指标：(1) 计算机监控系统远动工作站可用率(月p%。遥测量精确度误差%。遥信量动作正确反应率n%。光伏电站运行集中监控系统可用率n%。光伏电站并网技术支持系统可用率n%。(6) 双方商定的其他运行指标： 。11.5 双方应分离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。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，负责调度端通信系统的运行维护，并符合以下要求：(1) 监督调度通信系统的牢靠运行，负责调度通信系统运行状况的 监测和调度指挥，协调运行中浮现的重大问题。(2) 负责调度端通信设备及、通信线路的运行维护，并保证其牢靠运行。(3) 准时分析调度通信系统故障缘由，实行防范措施。(4) 指导、帮助乙方调度通信系统的运行维护工作，协作乙方举行 事故调查。12.2 乙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，负责光伏电站端调度通信系统的运行维护，并符合以下要 求：(1) 负责光伏电站端调度通信系统的运行维护，并保证其牢靠运 行。(2) 光伏电站端通信系统发生故障时应准时向调度报告，并分析故 障缘由，实行防范措施。(3) 帮助甲方调度通信系统的运行维护工作，协作甲方举行事故调 查。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 全都，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、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，确保电网或光伏电站浮现紧张状 况时的通信联络。12.6 乙方的调度通信系统应达到如下主要运行指标：(1)通信电路运行率17%。设备运行率18%。其中：1）微波设备运行率n%。2）光通信设备运行率%。3）调度交换设备运行率n%。（3）双方商定的其他运行指标： 。12.7 双方应分离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。第13章 事故处理与调查13.1 电网调度机构和光伏电站应根据各自管辖范围，依据电力 系统调度规程和光伏电站现场运行规程的有关规定，正确、快速地举 行事故处理，并准时互相通报事故处理状况。13.2 电网调度机构调度管辖范围内的设备事故处理，应严格执 行电网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）。13.3电网调度机构应根据电力系统平安稳定导则（DL 75520XX）、电力系统调度规程及其他有关规定，结合电网结构、运 行特点及光伏电站的详细状况，制定事故处理原则与详细的反事故措 施，并对光伏电站应实行的须要措施提出明确要求。13.3.1 在威逼电网平安的任何紧张状况下，电网调度机构值班调 度员可以实行须要手段确保和恢复电网平安运行，包括调节光伏电站 发电出力、发布启停指令、对光伏电站实施解列等。13.3.2 假如必需将光伏电站或其任何光伏逆变器解列，电网调度 机构应在该紧张状况结束后或已经得到补救后，将光伏电站或逆变器 恢复并网运行。13.3.3 电网调度机构应在事后向乙方说明光伏电站或光伏逆变 器解列的缘由。13.4 发生电力事故或电力平安事情的，应根据生产平安事故 报告和调查处理条例（国务院第 493号令）、电力平安事故应急处置 和调查处理条例（国务院第 599 号令）和电力平安事情监督管理规 定等有关规定举行处理和调查。未构成电力事故和电力平安事情的，由一方或双方组织缘由分 析。由一方组织缘由分析的，涉及另一方时，应邀请另一方参与，另 一方应予支持，协作实地调查，并提供有关分析资料。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， 应邀请乙方参与。乙方对甲方的工作应予支持，协作实地调查，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 对于发生的光伏电站事故，由乙方调查分析的，涉及甲方 时，应邀请甲方参与。甲方对乙方的工作应予支持，协作实地调查， 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，假如起因在短时光内无法确定 并达成全都时，按国家有关规定组成特地调查组举行事故调查。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：事故缘由、事故处理过程、事故责任方及其应担当的责任、 整改计划及事故预防措施等。13.4.5 事故责任方应准时订正错误，落实整改计划和事故预防措施。整改计划和事故预防措施涉及对方时，应经对方认可。第 14 章 不行抗力14.1 若不行抗力的发生彻低或部分地阻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光不超过消退不行抗力影响的合 理需要。(2) 受不行抗力影响的一方应继续履行本协议项下未受不行抗力 影响的其他义务。(3) 一旦不行抗力结束，该方应尽快恢复履行本协议。14.2 若任何一方因不行抗力而不能履行本协议，则该方应立刻 告诉另一方，并在3 日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说 明不行抗力的发生日期和预计持续的时光、事情性质、对该方履行本 协议的影响及该方为削减不行抗力影响所实行的措施。应对方要求，受不行抗力影响的一方应在不行抗力发生之日 (如 遇通信中断，则自通信恢复之日)起 30 日内向另一方提供一份不行抗 力发生地相应公证机构出具的证实文件。14.3 受不行抗力影响的双方应实行合理措施，削减因不行抗力 给一方或双方带来的损失。双方应准时商议制定并实施补救方案及合 理的替代措施，以削减或消退不行抗力的影响。假如受不行抗力影响的一方未能尽其努力实行合理措施削减不 行抗力的影响，则该方应担当由此而扩大的损失。14.4 假如不行抗力妨碍一方履行义务持续超过 日，双方应商议打算继续履行本协议的条件或终止本协议。假如自不行抗力发生日，双方不能就继续履行协议的条件或终止本协议达成全都看法，任何一方有权通知另一方解除协议。本协议另有商定的除外。 第 15 章 违约责任15.1 任何一方违背本协议商定条款视为违约，另一方有权要求 违约方担当违约责任。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 方担当违约责任：(1) 未履行第 3 章商定的义务，给乙方造成直接经济损失。(2) 违背第 4.10 条的商定，导致光伏电站不能按期发电、不能正 常发电或给乙方造成直接经济损失。(3) 违背第 5.3 条的商定，导致光伏电站不能按期发电或给乙方造 成直接经济损失。(4) 违背第 6.2 条的商定，导致光伏电站不能按期发电或给乙方造 成直接经济损失。(5) 违背电力系统调度规程，给乙方造成直接经济损失。(6) 电网一、二次设备因甲方缘由整定或控制错误，给乙方造成直 接经济损失。(7) 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。(8) 因甲方处理不当，在执行第 13.3.1 款的商定时，给乙方造成直 接经济损失。(9) 因甲方缘由造成继电庇护及平安自动装置、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。(10) 其他因甲方处理不当，给乙方造成直接经济损失。(11) 双方商定甲方应该担当的其他违约责任： 。15.3 甲方每违约一次，应按下列方式担当违约责任：(1) 一次性向乙方支付违约金 万元19。(2) 给乙方造成直接经济损失且按本条第 (1)项商定支付的一次性 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，根据双方签订的购售电合同的有关商 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 方担当违约责任：(1) 未履行第 3 章商定的义务，给甲方造成直接经济损失。(2) 未根据第 4 章的有关商定完成并网预备工作，给甲方带来直接 经济损失。(3) 违背第 5.2 条、第 5.4 条的商定，给甲方造成直接经济损失。(4) 违背第 6.1 条、第 7.1.1 款的商定。(5) 因乙方缘由造成与电网运行有关的光伏电站一、二次设备异样 或故障，给甲方造成直接经济损失。(6) 未根据第 7.4 条的商定参加电力系统调峰、调压。(7) 因乙方缘由导致检修期限变动，给甲方造成直接经济损失。(8) 不照实向电网调度机构反映光伏电站设备(如发电机及电气设 备等)和有关设施的真切状况。(9) 光伏电站继电庇护及平安自动装置未达到第10.5条商定指标， 或因为乙方缘由引起其继电庇护及平安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) 光伏电站电力调度自动化系统未达到第11.4 条商定指标，或 因为乙方缘由引起光伏电站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) 光伏电站调度通信系统未达到第12.6 条商定指标，或因为乙 方缘由引起光伏电站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) 双方商定乙方应该担当的其他违约责任： 。15.5 乙方每违约一次，应按下列方式担当违约责任：(1) 一次性向甲方支付违约金万元。(2) 给甲方造成直接经济损失且按本条第 (1)项商定支付的一次性 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，根据双方签订的购售电合同的有关商 定处理。15.6 乙方有下列严峻违约行为之一的，甲方可实行强制措施， 直至对违约光伏电站(逆变器)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) 光伏电站未经电网调度机构同意擅自开机并网或停机解列。(2) 在紧张状况下，光伏电站违背第7.1.1 款的商定。(3) 在紧张状况下，光伏电站不照实向电网调度机构反映光伏电站 设备(如阵列及电气设备等)和有关设施的真切状况。(4) 双方商定的其他严峻违约行：。15.7 除本协议另有商定外，一旦发生违约行为，守约方应立刻 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订正违约 行为和哀求其根据本协议的商定担当违约责任的书面通知。15.8 违约方应立刻实行措施订正其违约行为，并根据本协议的 商定确认违约行为，担当违约责任。(1) 一次性违约金应在违约行为确认后日内支付。(2) 直接经济损失超过一次性违约金部分应在损失认定后 日内支付。(3) 造成电量违约的，根据双方签订的购售电合同的有关商定处 理。15.9 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，另一方可要求对方担当违约责 任。第 16 章 协议的生效和期限16.1 光伏电站并网所需的各项政府批文均已签署且生效;若属于 特许权招标的项目，该项目特许权协议已生效。并网条件均已满足本 协议相关条款。16.2 本协议经双办法定代表人或托付代理人签字并加盖公章。16.3 在满足第 16.1 条、第 16.2 条的条件下本协议生效。16.4 本协议期限，自 年月 日至 年月日止。16.5 在本协议期满前 3 个月，双方应就续签本协议的有关事宜 举行商谈。第 17 章 协议的变更、转让和终止17.1 本协议的任何变更、修改和补充必需以书面形式举行。生 效条件同第 16.1 条及第16.2 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 本协议项下全部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 本协议举行相应调节和修改：(1) 国家有关法律、规矩、规则以及政策变动对本协议履行造成重 大影响的。(2) 本协议内容与国家能源监管机构颁布实施的有关强制性规章、 方法、规定等相抵触。(3) 双方商定的其他情形：。17.4 协议解除 如任何一方发生下列事情之一的，则另一方有权在发出解除通知 日后终止本协议：(1)一方破产、清算或被吊销营业执照。(2) 一方电力业务许可证被撤销、撤回、吊销、注销，或光伏电站首次并网后未按能源监管机构规定取得电力业务许可证。(3) 一方与另一方合并或将其全部或大部分资产转移给另一实体， 而该存续的企业不能担当其在本协议项下的全部义务。(4) 双方商定的其他解除协议的事项：。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 应商议解决，也可提请能源监管机构调解。商议或调解不成的，挑选 以下第条处理20：(1)双方同意提请仲裁委员会，哀求根据其仲裁规章举行仲裁。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藏匿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所有或部分内容。但国家另有规定的除外。20.2 协议附件21附件一：并网点图示附件二：光伏电站技术参数 附件三：光伏电站设备调度管辖范围划分 附件四：光伏电池阵列 GPS 位置图 本协议的附件是本协议不行缺少的组成部分，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化的内容为 准。假如采纳上述原则后分歧和冲突仍然存在，则由双方本着诚实信 用的原则按协议目的商议确定。甲方（盖章）：乙方（盖章）：法定代表人：法定代表人： 托付代理人：托付代理人： 签字日期： 年 月 日 签字日期： 年 月 日 签字地点： 签字地点：