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1、光伏电站并网调度协议为预防和减少本合同争议，在合同订立过程中应当注意以下问题：第一，选择书面形式签订合同。当事人订立合同电子版，有书面形式、口头形式和其他形式。但为避免履约纠纷，最好选择书面形式订立合同，白纸黑字把权利义务约定清楚。对于时间紧迫而达成的口头协议，也应当在事后及时补签合同电子版。第二，合同条款要清楚全面具体。本合同提供的示范条款仅供参考，对于提供的合同条款要注意核对确认，确保条款的正确适用性，争议性条款可双方沟通协商后进行调整，如需要具体添加的条款可通过增加合同内容或者补充协议的方式进行约定补充。合同正文：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
2、，在工商行政管理局登记注册，已取得输/供电类电力业务许可证（许可证编号：）,税务登记号：,住所：法定代表人：乙方:,系一家具有法人资格的发电企业,在工商行政管理局登记注册，已取得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,税务登记号:住所:,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根据本协议的约定并入电网运行。（2）乙方在拥有/兴建/T建经营管理总装机容量为一兆瓦（MWP）的光伏电站，并同意根据本协议的约定将该光伏电站并入甲方电网运行。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
3、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、中华人民共和国可再生能源法、中华人民共和国节约能源法、节能发电调度办法（试行）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 电网调度机构：指电力调度（通信或控制）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 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
4、列位置详见附件四）4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：指光伏电站与电网的连接点（见附件一）.1.1.4 首次并网日：指光伏电站（首台逆变器）与电网进行连接的第一天.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连接方式。1.1.7 功率变化率：在单位时间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、无功功率调整、逆变器投切指令，上传光伏电池阵列及
5、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,申报检修计划、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、紧急情况下的安全解列功能等。1.1.10 解列：本协议专指与电网相互连接在一起运行的发电设备与电网的电气联系中断。1.1.11 特殊运行方式:指因某种需要而使光伏电站或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。1.1.12 光伏电站（逆
6、变器）可用容量：指光伏电站（电池阵列）任何时候受设备条牛限制修正后的出力.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计划建议曲线.1.1.14 日发电调度计划曲线: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、断面潮流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。1.1.16 电力系统调度管理规程：指根据电网调度管理条例、国
7、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.1.1.18 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。1.1.19 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、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐
8、射、战争、瘟疫、骚乱等7。1.2 解释。1.2.1 本协议中的标题仅为阅读方便，不应以彳出可方式影响对本协议的解释.1.2.2 本协议附件与正文具有同等的法律效力。1.2.3 本协议对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外.1.2.4 除上下文另有要求外，本协议所指的年、月、日均为公历年、月、日。1.2.5 本协议中的包括一词指：包括但不限于。1.2.6 本协议中的数字、期限等均包含本数。1.2.7 本协议中引用的国标和行业技术规范如有更新，按照新颁布的执行。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，有权签署并有能力履行本协议
9、。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1可法院、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、国家标准和行业标准，以电力系统安全、优质、经济运行为目标，根据光伏电站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
10、正的原则，对光伏电站进行统一调度（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，满足电力系统安全稳定运行及光伏电站正常运行的需要。3.1.3 根据购售电合同的约定，结合电网运行实际情况，依据乙方申报的月度发电计划、日发电功率申报曲线，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 按照乙方提供设备检修计划建议，合理安排光伏电站的设备检修.3.1.5 支持、配合乙方对相应设备进行技术改造或参数调整;对乙方与电网有关的调度、运行管理进行指导和协调;对乙方运行中涉及电网运行安全的电气设备、继电保护及安全自动装置
11、、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、准确、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 根据电力系统安全稳定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方案并组织实施。3.1.9 配合乙方进行
12、事故调杳。3.1.10 合理安排电网运行方式，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 遵守国家法律法规、国家标准、行业标准及所在电力系统的规程、规范，以维护电力系统安全、优质、经济运行为目标，服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、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程，光伏电站二次系统
13、安全防护保证满足能源监菅部门的有关规定，达到规定的技术要求。3.2.4 按照电网调度机构调度指令组织光伏电站实时生产运行，参与电力系统的调峰、调频、调压和备用。3.2.5 按照电网调度机构要求提供光伏电站设备检修计划建议，执行已批准的检修计划，做好设备检修维护工作。3.2.6 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。3.2.7 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.3.2.8 按照相关规定及时、准确、客观、完整地向甲方提供光伏电站设备运行情况及生产信息，相关气象信息等。3.2.9 制定与
14、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 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直，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安全要求的，乙方应按要求实施并运行维护;才各有关安全措施文件送电网调度机构备案;参加电网调度机构组织的联合反事故演习。3.2.11 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意见函。4.2 乙方一、二次设备须符合国家标准、行业标准、反事故措顺口其他有关规定8,且与有资
15、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，设备整定值已按照要求整定，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 光伏电站继电保护及安全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章的有关约定。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
16、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章的有关约定。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章的有关约定。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(D1./T4482000)进行配置，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按照电力二次系统安全防护规定(国家电监会5号令)及有关规定，已实施安全防护措施,并经电网调度机构认可,具备投运
17、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，其中涉及电网安全的部分应与电网规程相一致。4.9 光伏电站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 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，设备整定值已按照要求整定，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急情况，已制定相应的反事故措施。并送电网调度机构备案。4.12 若系统安全稳定运行需光伏电站加
18、装新的涉网设备时，甲方根据乙方的实际情况，给予乙方充足的完成时间，双方达成统一意见并形成书面材料，乙方在规定时间内完成新增加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，并在甲方受理后按照要求的方式并入。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、睑收情况、并网光伏电站调试方案和调试计划等内容，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，不得无故拖延。5.3.1 并网申请书所提供的资料符合要求
19、的，甲方应在收到乙方并网申请书后一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一日内书面通知乙方襁认的理由。5.4 并网申请确认后，双方应就光伏电站并网的具体事宜作好安排.5.4.1 甲方应在已商定的首次并网日前日向乙方提供与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保护整定值（或限额）和与电网有关的光伏电站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
20、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，按照甲方的要求，提交并网调试项目和调试计划，并与电网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：o5.5 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阵列并网后日内提交)，包括00:Q)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、功率调节速率。(3)潮流、稳定计算和继电保护整定计
21、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保护及安全自动装置图纸(包括电池阵列、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。(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安全防护有关方案和技术资料。(6)与甲方通信网互联或有关的通
22、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.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。QO)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。QI)厂用电保证措施。(12)多年气象数据，包括辐射强度、日照时间等。(13)光伏电站调试计划、升压站和光伏电池阵列启动调试方案。(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
23、划可进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，服从统一调度。6.1.2 光伏电站应根据已确认的调试项目和调试计划，编制详细的阵列并网调试方案，并按调试进度逐项12向电网调度机构申报。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 对仅属光伏电站自行管辖的设备进行可能对电网产生冲击的操作时,应提前告知电网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 将并网调试光伏电站纳入正式调度管辖范围，按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。6.
24、2.2 根据光伏电站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），合理安排光伏电站的调试项目和调试计划.调试开始2日前将调试调度方案和具体调试计划通知光伏电站。6.2.3 根据阵列调试进度及电网运行情况，经与光伏电站协商同意,可对调试计划进行滚动调整。6.2.4 电网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。63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未按照相关规范进行检测的设备，首次并网后个月内，甲方配合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
25、括：有功/无功控制能力、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月艮从电网调度机构值班调度员的调度指令。7.1.1 光伏电站必须迅速、准确执行电网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，光伏电站值班人员应立即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决定是否继续执行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，回答电网调度机构值班调度员的询问.7.1.3
26、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，得到同意后方可按照电力系统调度规程及光伏电站现场运行规程进行操作。7.1.4 光伏电站及光伏逆变器在紧急状态或故障情况下退出运行(或通过安全自动装置切除)后，不得自行并网，须在电网调度机构的安排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安排光伏电站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一分钟(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
27、通信链路出现异常情况时，光伏电站按照电力系统调度规程的规定可提前小时（三）向电网调度机构提出检修申请。电网调度机构应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况，履行相关规定的程序后，提前小时（三）批复检修申请，并修改相应计划.如设备需紧急停运者，电网调度机构应视情况及时答复。光伏电站应按照电网调度机构的最终批复执行。7.4 光伏电站有义务按照调度指令参与电力系统的调峰、调频、调压和备用。7.5 因出现计划内特殊运行方式，可能影响光伏电站正常运行时，电网调度机构应将有关方案提前一日通知光伏电站。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，应将更改方案提前一日通知电网调
28、度机构.7.7 电网调度机构、并网光伏电站应按要求参加能源监管机构(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.乙方应在会议上通报光伏电站的运行情况及有关光伏电站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 当发生以下情况时，电网调度机构有权采取调度指令、远方控制等措施调整光伏出力。(1)常规电源调整能力达到技术限值；(2)电网发生潮流、频率、电压异常需要光伏电站配合调整；(3)光伏电站连续供功率预测。发生
29、上述情况后，调度机构应在次日向乙方披露原因，并就弃光统计电量核实一致。7.10 试运行期满后，电网调度机构应出具并网调试书面意见.当发生以下情况时，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承诺的技术能力。第8章发电计划8.1 乙方应根据已签订的购售电合同及光伏电站运行实际情况，按下列要求提交光伏电站的年度、月度、节日或特殊运行方式发电计划建议：Q)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计划建议。(2)乙方在每月的一日前向甲方提交下一月度发电计划建议，包括预测发电量、下一月多年平均
30、日照情况等。(3)乙方在国家法定节日(包括元旦、春节、五一、国庆等)或特殊运行方式出现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 根据光伏电站预测的气象情况，结合乙方申报的发电计划建议，甲方在每年一月一日前将编制的下一年度分月发电参考计划通知乙方.8.3 根据第8.2条制定的年度分月发电计划和乙方申报的月度发电计划建议，甲方在每月一日前将编制的下一月度发电计划通知乙方。第9章设备检修9.1 并网运彳亍光伏电站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、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网调
31、度机构。9.1.2 经双方协商后，电网调度机构将光伏电站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)在每年一月一日前将经核准的光伏电站下一年度设备检修计划通知光伏电站。(2)在每月一日前将经核准的光伏电站下月设备检修计划通知光伏电站。(3)在每月日前或特殊运行方式出现一日前将每日或特殊运行方式设备检修计划通知光伏电站。9.2 如果光伏电站（逆变器）需要临时消除缺陷，一次性消缺容量超过一MW（或电站容量的%）时，应在一小时前向电网调度机构提出申请，电网调度机构应根据电网情况尽量予以安排。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
32、（含一、二次设备）实际检修工作开始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，实际检修工作开始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始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始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、检修时间、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始日前将检修申请的批复通知光伏电站，并说明光伏电站
33、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。9.3.7 光伏电站应在提交检修备案的同时，制定应采取的安全措施，并做好事故应急预案。9.4 乙方应严格执行已:比复的检修计划，按时完成各项检修工作。9.4.1 光伏电站由于自身原因，不能按已批复计划检修的，可在已批复的计划开工日前一提出修改检修计划的申请。电网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，应将调整后光伏电站检修计划提前一日通知光伏电站;确实无法安排的,光伏电站应设法按原批复计划执行，否则，电网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 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
34、机构申请办理延期手续。9.4.3 由于电力系统运行需要，光伏电站不能按计划进行检修的，电网调度机构应提前与光伏电站协商，调整检修计划并通知光伏电站。如果光伏阵列必须超期运行，双方应针对光伏逆变器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 设备检修完成后，光伏电站应及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能力，应尽可能按照对光伏发电影响最小的原则安排，并尽早通知光伏电站。9.7 电网调度机构应合理安排调度管辖范围内电网、光伏电站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
35、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。第10章继电保护及安全自动装置10.1 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，负责调度管辖范围内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，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，并将有关资料报电网调度
36、机构。与光伏电站有关的，应与其配合进行事故分析和处理。(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。涉及光伏电站的，应将有关情况书面通知光伏电站。(5)指导和协助光伏电站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保护及安全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：
37、Q)负责光伏电站所属继电保护及安全自动装置的整定计算(光伏电站内属调度管辖的继电保护及安全自动装置整定值由电网调度机构下达，其他继电保护及安全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，相关设备的选型应征得电网调度机构的认可。(4)若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变,光伏电站应按电网调度机构要求及时变更所辖的继电保护及
38、安全自动装置的整定值及运行状态。(5)光伏电站继电保护及安全自动装置动作后，须立即报告电网调度机构值班员，按规程进行分析和处理，并按要求将有关资料送电网调度机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。(6)光伏电站继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后,须立即报告电网调度机构值班员，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网调度机构。(7)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。(8)于每月一日前完成上月光伏电站继电保护(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报告，提供份给电网调度机构.10.
39、3 双方应书面明确并网界面继电保护设备的整定计算、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，应及时进行设备的更新、改10.4.1 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14。10.4.2 改造设备须经过调试验收，确认合格后15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和拒动)：Q)继电保护主保护运行率之一%.(2)kV保护及以上保护动作正确率一%o(3)故障录波完好率16之一。(4)安全自动装置投运率%(5)安全自动装置动作正确率N%.(6)双方约定的其他运行
40、指标：o10.6 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：Q)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)按设计要求为光伏电站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光伏电站调度自动化系统.(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(6)计算机
41、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欠系统安全防护规定(电监会5号令)中关于安全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：Q)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按照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，保证数据的准确传输.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
42、)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蒿(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安全防护规定(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准确接受并执行电网调度机构下发的有功、无功调整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
43、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一致。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 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：Q)计算机监控系统远动工作站可用率(月)2%(2)遥测量准确度误差%(3)遥信量动作正确反应率%(4)光伏电站运行集中监控系统可用率%。(5)光伏电站并网技术支持系统可用率N%(6)双方约定的其他运行指标：一.11.5 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
44、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、通信线路的运行维护，并保证其可靠运行。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（如遇通信中断，则自通信恢复之日）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
45、 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一日，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一日，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1可一方有权通知另一方解除协议。本协议另有约定的除外,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
46、列违约行为之一的，应按第15.3条所列方式向乙方承27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4.10条的约定，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)违反第5.3条的约定，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)违反第6.2条的约定，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)违反电力系统调度规程，给乙方造成直接经济损失。(6)电网一、二次设备因甲方原因整定或控制错误，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
47、行第13.3.1款的约定时，给乙方造成直接经济损失。(9)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。(10)其他因甲方处理不当，给乙方造成直接经济损失。(11)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一万元19。(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光伏电站一、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、调压。(7)因乙方原
