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1、SGTYHT/20-BD-013 风力发电场并网调度协议合同编号：风力发电场并网调度协议合同编号：甲 方： 乙 方： 调度名称： 签订日期 此处的签订日期应与签署页中的最迟签订日期保持一致。：签订地点： 使用说明1. 本统一合同文本适用于国家电网有限公司各单位与用户签订的风力发电场并网调度协议。2. 对于合同文本中需当事人填写之处，对方根据实际情况填写。如当事人约定无需填写的，则应注明“无”或划“/”。3. 有关合同文本的其他使用说明见文本脚注。4. 国家电网有限公司各单位合同承办人员应按照本使用说明起草合同，在合同开始内部审核或提交对方前应删除本使用说明及文本脚注。目 录第1章 定义与解释3
2、第2章 双方陈述7第3章 双方义务8第4章 并网条件11第5章 并网申请及受理13第6章 调试期的并网调度16第7章 调度运行17第8章 发电计划20第9章 设备检修21第10章 涉网性能24第11章 继电保护及安全自动装置25第12章 调度自动化28第13章 调度通信30第14章电力监控系统安全防护32第15章 事故事件处理与调查36第16章 不可抗力38第17章 违约责任39第18章 协议的生效和期限43第19章 协议的变更、转让和终止44第20章 争议的解决45第21章 适用法律45第22章 其他45风力发电场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
3、网经营企业，在 工商行政管理部门登记注册，已取得输/供电类电力业务许可证（许可证编号： ），统一社会信用代码： ，住所： ，法定代表人： 。乙方：1、新建： ，系一家具有法人资格的发电企业，在 工商行政管理部门登记注册，统一社会信用代码： ，住所： ，法定代表人： 。 2、续签： ，系一家具有法人资格的发电企业，在 工商行政管理部门登记注册，已取得 （发证单位全称）颁发的本协议所指电厂（机组）发电业务许可证 （许可证编号： ），统一社会信用代码： ，住所： ，法定代表人： 。鉴于：（1）甲方经营管理适于风力发电场运行的电网，并同意乙方风力发电场根据本协议的约定并入电网运行。（2）乙方在 拥有/
4、兴建/扩建经营管理总装机容量为 兆瓦（MW）的 风力发电场（以下简称风电场），并同意根据本协议的约定将该风电场并入甲方电网运行。为保证电力系统安全、优质、经济运行，规范调度和并网运行行为，维护协议双方的合法权益，根据中华人民共和国电力法中华人民共和国民法典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电网调度管理条例节能发电调度办法（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 电力调控机构：指 中心，是依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，隶
5、属甲方。1.1.2 风电场：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（MW），共 台机组（机组编号、容量及技术参数详见附件二，机组位置详见附件四）的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。1.1.3 调度名称：指电力调控机构依据电网网架结构、电厂接入方式、地理位置等综合因素，对电厂的正式命名。1.1.4并网点：指风电场与电网的连接点（见附件一）。1.1.5 首次并网日：指首台风电机组与电网并网运行的第一天。1.1.6 并网申请书：指由乙方向甲方提交的要求将其风电场（机组）并入电网的书面申请文件。1.1.7 并网方式：指风电场（机组）与电网之间一次系统的连接
6、方式。1.1.8 AGC：指自动发电控制（Automatic Generation Control）。1.1.9 AVC：指自动电压控制（Automatic Voltage Control）。1.1.10 RTU：指远动装置（Remote Terminal Unit）。1.1.11 PSS：指电力系统稳定器（Power System Stabilizer）。1.1.12 PMU：指同步相量测量装置（synchronized Phasor Measurement Unit）。1.1.13 DCS：指分布式控制系统（Distributed Control System）。1.1.14 功率变化率：
7、在单位时间内风电场输出功率变化量。1.1.15 风电场监控系统：指风电场用以监视、控制风电机组及其他场内设备运行状态；接受并执行调度机构下发的有功、无功功率调整、风电机组启停等指令；上传风电机组及公用系统运行状态、参数等信息；上报实时风能监测系统、风电功率预测系统数据；申报检修计划、风电功率申报曲线等计算机监视、控制、信息系统的统称。1.1.16 风电场并网技术支持系统：指风电场运行中用以保证风电机组及风电场符合并网运行要求，并网点电能质量符合国家及行业要求的设施，能够实现风电场有功控制功能、无功及电压控制功能、电能质量控制功能、紧急情况下的安全停机功能等。1.1.17 解列：本协议专指与电网
8、相互连接在一起运行的发电设备与电网的电气联系中断。1.1.18 特殊运行方式：指因某种需要而使风电场或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。1.1.19风电场（机组）可用容量：指风电场（机组）任何时候受设备条件限制修正后的最大可用出力。1.1.20 故障穿越能力：当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落（或抬升）时，在规定的电压跌落（或抬升）范围内，风电机组和风电场能够不间断并网运行的能力。1.1.21 风力发电功率申报曲线：指风电场在风电功率预测的基础上，向电力调控机构申报的发电计划建议曲线。1.1.22 保证出力：指风电场预测在电网负荷高峰时段能够保证的发电出力下限值和电网负荷低谷时段能
9、够保证的发电出力上限值。1.1.23 日发电调度计划曲线：指电力调控机构每日编制的用于确定风电场次日各时段发电出力的曲线。1.1.24 紧急情况：指电力系统内发电、供电设备发生事故；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。1.1.25 涉网性能：指同步发电机励磁系统、电力系统稳定器（PSS）、调速系统、一次调频、涉网继电保护与安全自动装置、自动发电控制系统（AGC）、自动电压控制系统（AVC）和其它涉网设备的功能、性能、参数等。1.1.26 电
10、力系统调度规程：指根据电网调度管理条例、国家标准和行业标准制定的用于规范本区域电力系统调度、运行行为的规程。1.1.27电力监控系统：指用于监视和控制电力生产及供应过程的、基于计算机及网络技术的业务系统及智能设备，以及做为基础支撑的通信及数据网络等。包括但不限于以下系统和设备：能量管理系统、调度交易计划系统、广域相量测量系统、变电站自动化系统、风电场监控系统、配电监控系统、电能量计量系统、供热与烟气监测系统、时间同步监测系统、故障录波设备、相量测量设备、电能量采集装置、电力调度数据网络、综合数据通信网络、通信管理系统（TMS）、通信设备网管系统等。1.1.28甲方原因：指由于甲方的要求或可以归
11、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。1.1.29 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。1.1.30购售电合同：指甲方与乙方就风电场所发电量的购售及相关商务事宜签订的合同。1.1.31 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。
12、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。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）均已办妥并合法有效。2.3
13、 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、国家标准和行业标准，以电力系统安全、优质、经济运行为目标，根据风电场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，对风电场进行统一调度（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
14、系统安全稳定运行及风电场正常运行的需要。3.1.3 根据购售电合同的约定，结合电网运行实际情况，依据乙方申报的月发电计划、日风电发电功率申报曲线，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 参考乙方提供设备检修计划建议，合理安排风电场的设备检修。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、风电场监控系统、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
15、.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、与风电场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，电力调控机构制定网厂联合反事故演习方案并组织实施。3.1.9 配合乙方或由政府安全生产管理部门、能源监管机构组织的事故调查。3.1.10 甲方承诺并保证提供的技术条件、检测报告及相关信息均真实有效。3.1.11 合理安排电网运行方式，全额
16、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，服从电力调控机构的统一调度，合理组织风电场生产。3.2.2 配备风电场监控系统及风功率预测系统，保证其正常运行，并达到规定的技术要求。3.2.3 对风电场无功配置及电压控制，应达到规定的技术要求。3.2.4 按照电力调控机构调度指令组织风电场实时生产运行，参与电力系统的调峰、调频、调压和备用。3.2.5 按照电力调控机构要求提供风电场设备检修计划建议，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.
17、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、完整地向甲方提供风电场设备运行情况、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 采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。配合甲方定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，落实检查中提出的防范措施；电力调控机构有明确的反事故措施或其他电力系统安全要求的，乙方应按要求实施并运行维护；将有关安全措施文件送
18、电力调控机构备案；参加电力调控机构组织的联合反事故演习。3.2.11 配合甲方或由政府安全生产管理部门、能源监管机构组织的事故调查。3.2.12 乙方承诺并保证提供的技术条件、检测报告及相关信息均真实有效。第4章 并网条件4.1 乙方已取得政府的风电场项目核准文件，并经甲方同意接入电网。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，已通过风电机组并网检测管理暂行办法（国能新能2010433号）规定检测（已明确不做强制性检测的除外），且已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
19、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、接受电力调控机构统一调度的条件。4.3 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11章的有关约定。4.4 风电场已安装测风塔，配置风能实时测报系统并按电力调控机构要求准确上传风速、风向、气温、气压等气象数据；配备风电功率预测系统，预测范围和精度满足考核要求。4.5 风电机组无功调节能力及无功补偿装置（含动态无功补偿装置）满足电压调节需要，无功补偿装置选型配置符合相关标准，响应能力（出厂结果需试验验证
20、）、涉网保护控制策略满足考核要求。4.6 风电场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，应与风电场发电设备同步投运，并符合本协议第13章的有关约定。4.7 风电场电能计量装置参照电能计量装置技术管理规程（DL/T 4482000）进行配置，并通过由双方共同组织的测试和验收。4.8 风电场的二次系统按照国家发展和改革委员会201414号令电力监控系统安全防护规定及国家能源局国能安全201536 号电力监控系统安全防护总体方案等相关文件，已实施安全防护措施，并经电力调控机构认可，具备投运条件。4.9 风电场
21、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。4.10 风电场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，取得相应的合格证书，持证上岗。4.11 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，具备电场接入运行的条件。4.12 双方针对风电场并入电网后可能发生的紧急情况，制定相应的应急预案，并送电力调控机构备案。4.13 若系统安全稳定运行需风电场加装新的涉网设备时，甲方根据乙方的实际情况，给予乙
22、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 乙方风电场（机组）并网在满足第4章的并网条件后，须向甲方申请，并在甲方确认后按照要求的方式并入。5.2 并网申请乙方应在风电场（机组）首次并网日的 工作日前，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、并网风电场（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
23、求的，甲方应在收到乙方并网申请书后 个工作日内确认受理，并在风电场首次并网日 个工作日前向乙方发出书面确认通知。5.3.2 并网申请书所提供的资料不符合要求的，甲方有权不予确认，但应在收到并网申请书后 个工作日内书面通知乙方不确认的理由。5.4 并网申请确认后，双方应就风电场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 个工作日向乙方提供与风电场相关的电力系统数据、设备参数及系统图，与电网有关的风电场继电保护及安全自动装置的整定值（或限额）。涉及实测参数时，则在收到实测参数5个工作日后，提供继电保护定值单。5.4.2 向乙方提供联系人员（包括有调度发受令权人员、运行方式人员
24、、继电保护人员、自动化人员、通信人员等）名单和联系方式。5.4.3 乙方应在收到确认通知后 个工作日内，按照甲方的要求，提交并网调试项目和调试计划，并与电力调控机构商定首次并网的具体时间与程序。5.4.4 甲方应在风电场首次并网日 个工作日前对乙方提交的机组并网调试项目和调试计划予以书面确认。5.4.5 双方认为需要商定的其他具体事宜： 。5.5 乙方提交并网申请书时，应向甲方提供准确的中文资料（需要在并网启动过程中实测的参数可在机组并网后 日内提交），包括：（1）风电场内风电机组台数及容量、拟投产日期、风电场地形、地貌图及带GPS坐标的装机位置图。（2）与风电机组有关的技术参数及信息：包括机
25、组型号、切入及切出风速、额定功率因数、功率调节速率、有功及无功特性曲线、机组型式检测报告、风电机组频率及电压保护等涉网保护定值。（3）潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的相关技术参数：包括风电机组模型及参数、风电场等值模型及参数，主变压器、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。（5）与甲方有关的风电场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，风电场远动信息表（包括电流互感器、
26、电压互感器变比及遥测满刻度值），风电场电能计量系统竣工验收报告，风电场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信工程图纸（包括系统通信、厂内通信）、设备技术规范以及设备验收报告等文件。（7）动态监视系统的技术说明书和图纸。（8）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。（9）现场运行规程。（10）电气一次接线图、机组地理分布及接线图。（11）机组升、降负荷的速率，风电场监控系统、并网技术支持系统有关参数和资料。（12）历史气象数据，包括风速、风向、气温、气压等。（13）厂用电保证措施。（14）机组调试计划、升压站和机组启动调试方案。（15）风电场有
27、调度受令权值班人员名单、上岗证书复印件及联系方式。（16）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进行风电场并网运行调试。6.1.1 风电场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 风电场应根据已确认的调试项目和调试计划，编制详细的机组并网调试方案，并按调试进度逐项向电力调控机构申报。6.1.3 具体的并网调试操作应严格按照调度指令进行。6.1.4 对仅属风电场自行管辖的设备进行可能对电网产生冲击的操作时，应提前告知电力调控机构作好准备工作
28、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 将并网调试风电场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。6.2.2 根据风电场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），合理安排风电场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风电场。6.2.3 根据机组调试进度及电网运行情况，经与风电场协商同意，可对调试计划进行滚动调整。6.2.4 电力调控机构可视需要派员进行现场调度，并给予必要的技术指导或支持。6.3 甲方必须针对乙方调试期间可能发生的紧急情况制定应急预案，明确处理原则及具体处理措施，确保电力系
29、统及设备安全。6.4 未按照风电机组并网检测管理暂行办法（国能新能2010433号）进行检测的机型，首次并网后 个月内，甲方配合乙方完成风电场接入系统测试，乙方向甲方提供有关风电场运行特性的检测报告，测试内容包括：有功/无功控制能力、电能质量（包括闪变与谐波）、故障穿越能力验证等。第7章 调度运行7.1 风电场运行值班人员在运行中应严格服从电力调控机构值班调度员的调度指令。7.1.1 风电场必须迅速、准确执行电力调控机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若执行调度指令可能危及人身和设备安全时，风电场值班人员应立即向电力调控机构值班调度员报告并说明理由，由电力调控机构值班调度员决定
30、是否继续执行。7.1.2 属电力调控机构直接调度范围内的设备，风电场必须严格遵守调度有关操作制度，按照调度指令执行操作；如实告知现场情况，回答电力调控机构值班调度员的询问。7.1.3 属电力调控机构许可范围内的设备，风电场运行值班人员操作前应报电力调控机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及风电场现场运行规程进行操作。7.1.4 风电场及风电机组在紧急状态或故障情况下退出运行（包括通过安全自动装置切除或频率、电压保护动作导致风机脱网）后，不得自行并网，须在电力调控机构的安排下有序并网恢复运行。7.2 电力调控机构应依照有关要求合理安排风电场的日发电调度计划曲线。运行中，值班调度员可
31、根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，值班调度员对日发电调度计划曲线的调整应提前通知风电场值班人员。7.3 风电场升压站及集中式运行设备出现异常情况时，风电场按照电力系统调度规程的规定可向电力调控机构提出检修申请。电力调控机构应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况，履行相关规定的程序后，批复检修申请，并修改相应计划。如设备需紧急停运者，电力调控机构应视情况及时答复。风电场应按照电力调控机构的最终批复执行。7.4 风电场应按照调度指令参与电力系统的调峰、调频、调压、备用。 7.5 因出现特殊运行方式，可能影响风电场正常运行时，电力调控机构应将有关方案提前 工作日通知风电场。7.6
32、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 工作日通知电力调控机构。7.7 电力调控机构、并网风电场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，电力调控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风电场的运行情况及有关风电场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，电力调控机构有权采取调度指令、远方控制等措施调整风电场出力。（1）常规电源调峰、调频能力达
33、到技术限值，或配合风电调整导致供热受到影响；（2）电网发生潮流、频率、电压异常需要风电场配合调整；（3）风电场连续 日不提供风功率预测。发生上述情况后，调度机构应在次日向乙方披露原因，并就弃风统计电量核实一致。7.10 试运行期满后，电力调控机构应出具并网调试书面意见。当发生以下情况时，电力调控机构有权要求已并网风电场退出并网运行，相关购售电协议同时终止。（1）风电场未按期完成反事故措施整改；（2）风电场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风电场运行实际情况，按下列要求提交风电场的年度、月度、节日或特殊运行方式发电计划建议： （1）乙
34、方在机组首次并网日 工作日前及在此后每年的 月 日前，向甲方提交下一年度发电计划建议。（2）乙方在每月的 日前向甲方提交下一月度发电计划建议，包括预测发电量、下一月多年平均风况等。（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 工作日前向甲方提交节日或特殊运行方式期间的发电计划建议。8.2 根据风电场预测的气象情况，结合乙方申报的发电计划建议，甲方在每年 月 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 日前将编制的下一月度发电计划通知乙方。8.4 风电场应于每日 时前向电力调控机
35、构提交次日风电96点发电功率申报曲线及电网高峰、低谷时段的保证出力，电力调控机构根据各风电场保证出力预测情况，综合考虑电网情况，调整机组组合，增加风电接纳能力，并在每日 时前下达风电场发电计划。8.5 风电场应根据超短期风电功率预测，每15分钟自动向调度机构滚动上报未来4小时的风电发电功率申报曲线。当天气情况与日前预测偏差较大，导致日风电发电功率申报曲线偏差超过 MW（或 %）时，风电场应提前4小时将修改风电发电功率申报曲线建议汇报电力调控机构。电力调控机构可按电网运行实际情况调整风电场计划曲线。第9章 设备检修9.1 并网运行风电场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
36、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力调控机构。9.1.2 经双方协商后，电力调控机构将风电场设备检修计划纳入电力系统年度、月度、节日、特殊运行方式检修计划。（1）在每年 月 日前将经核准的风电场下一年度设备检修计划通知风电场。（2）在每月 日前将经核准的风电场下月设备检修计划通知风电场。（3）在国家法定节日 工作日前或特殊运行方式出现 工作日前将节日或特殊运行方式设备检修计划通知风电场。9.2 如果风电场（机组）需要临时消除缺陷，一次性消缺容量超过 MW（或全厂容量的 %）时，应在 小时前向电力调控机构提出申请，电力调控
37、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 纳入调度范围的风电场升压站设备和公用设备（含一、二次设备）实际检修工作开始前需向电力调控机构提交检修申请，获得批准后方可开工。9.3.2 风电场机组检修之前，应报调度机构备案；若检修容量超过 MW（或全厂容量的 %）时，实际检修工作开始前需向电力调控机构提交检修申请，获得批准后方可开工。9.3.3 检修备案应于实际检修工作开始 工作日前提交给电力调控机构。9.3.4 检修申请应于实际检修工作开始 工作日前提交给电力调控机构。9.3.5 检修申请（备案）应包括检修设备的名称及台数、检修容量、检修时间、检修内容、对最大可用容
38、量的影响、隔离措施、对系统的要求等内容。9.3.6 电力调控机构应于实际检修工作开始 工作日前将检修申请的批复通知风电场，并说明风电场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 风电场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 乙方应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。9.4.1 风电场由于自身原因，不能按已批复计划检修的，可在已批复的计划开工日前 工作日向电力调控机构提出修改检修计划的申请。电力调控机构应根据电网运行情况，合理调整检修计划。能够安排的，应将调整后风电场检修计划提前 工作日通知风电场；确实无法安排的，风电场应设法按
39、原批复计划执行，否则，电力调控机构在本年度内原则上不再另行安排计划检修。9.4.2 风电场检修工作需延期的，须在已批复的检修工期过半前向电力调控机构申请办理延期手续，并取得电力调控机构批复，未获得批复不得延期。9.4.3 由于电力系统运行需要，风电场不能按计划进行机组检修的，电力调控机构应提前与风电场协商，调整检修计划并通知风电场。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 设备检修完成后，风电场应及时向电力调控机构报告，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风电场送出能力，应尽可能按照对风
40、电场影响最小的原则安排，并尽早通知风电场。9.7 电力调控机构应合理安排调度管辖范围内电网、风电场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。第10章 涉网性能10.1 甲方与乙方均应遵守风电场接入电力系统技术规定（GB/T 19963）、风电场并网性能评价方法（NB/T31078）、电网运行准则（GB/T 31464）、发电机组并网安全条件及评价(GB/T 28566）、电力系统网源协调技术规范（DL/T 1870）等相关标准及防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全201
41、4161号），加强发电机组和新能源场站并网运行安全技术管理，满足并网运行有关要求。10.2甲方应依据相关法律法规、标准规范和电力系统运行要求，加强电网运行安全调度管理；审核乙方报送的试验方案、试验报告。10.3对于乙方涉网性能不满足相关标准规范及电力系统运行要求的情况，乙方应按照相关标准及甲方要求完成整改。10.4乙方依据相关法律法规、标准规范和电力系统运行要求，开展发电机组或新能源场站涉网试验。涉网试验前，乙方向甲方报送试验方案；按照甲方审核通过的试验方案，组织开展试验；试验完成后，乙方及时将试验报告报送甲方：（1）对于新建发电机组或新能源场站，乙方应于首次并网的 日内按标准完成涉网试验。（
42、2）对于在运发电机组或新能源场站开展影响涉网性能改造的，乙方应于改造后首次并网的 日内完成所需涉网试验。（3）对于在运发电机组或新能源场站，乙方以5年为周期完成所需涉网试验。第11章 继电保护及安全自动装置11.1 甲方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，并符合以下要求：（1） 履行专业管理和技术监督职能，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的整定计算，对装置动作情况进行分析和评价。（2） 将厂站端涉网继电保护及安全自动装置运行状态信息及时准确传送至电力调控机构的调度自动化系统。（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
43、技术要求，符合电力调控机构整定要求，并保存完整的调试报告和记录。（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，并将有关资料报电力调控机构。与风电场有关的，应配合其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。涉及风电场的，应将有关情况书面通知风电场。（6）指导和协助风电场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。（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和电力调控机构提出的反事故措施。（8）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
44、 份给乙方。11.2 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，接受甲方专业管理和技术监督，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）负责风电场所属继电保护及安全自动装置的整定计算（风电场内属调度管辖的继电保护及安全自动装置整定值由电力调控机构下达，其他继电保护及安全自动装置整定值由风电场自行计算整定后送电力调控机构备案）和运行维护，对装置动作情况进行分析和评价。（2）对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合整定要求，并保存完整的调试报告和记录。（3）与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与
45、电网继电保护及安全自动装置相配合，相关设备的选型应征得电力调控机构的认可。（4）若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变，风电场应按电力调控机构要求及时变更所辖的继电保护及安全自动装置的整定值及运行状态。（5）风电场继电保护及安全自动装置动作后，须立即报告电力调控机构值班员，按规程进行分析和处理，并按要求将有关资料送电力调控机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。电厂保护专业人员应一小时内向电力调控机构汇报，汇报内容至少包括保护动作行为、开关跳闸情况、重合闸情况等。（6）风电场继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即报告电力调控机构值班员，按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电网的，应将有关情况书面送电力调控机构。（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 日前完成上月风电场继电保护（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 份给电力调控机构。（9）严格执行相关规程规范中列出的继电保护要求，继电保护检修工作规范性须满足电力调控机构要求。（10）风电场有关保护具备站内统一对时功能。11.3 双方为提高电力系统的稳定性能，应及时进行设备的更新、改造。11.3.1 继电保护及安全自动装置设备更新改造应相