国家电力监管委员会关于规范水泥窑低温余热发电机组并网运营的意见-

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1000MW机组集控运行规程

1000MW机组集控运行规程

1000MW机组集控运行规程(#5机分册)第0版20 年月日发布 20 年月日实施XX发电有限责任公司XX有限责任公司的前身是淮南平圩发电厂,始建于1984年,一期工程安装2台引进技术、国内制造的600MW亚临界火电机组,分别于1989年和1992年建成投产。

#1、2机组分别于2010年、2005年改造增容至630MW。

二期工程2台640MW超临界机组于2005年3月开工建设,2007年双投移交生产。

三期工程2台1050MW超临界机组于2013年6月开工建设,计划于2015年双投移交生产。

三期工程建成后总装机容量4640MW,是中电投集团公司、中电国际系统最大的火力发电站。

本规程根据国家电力行业安全规程、有关标准、运行导则、反措等要求,以设备说明书、设计资料、调试报告等为依据,结合运行经验编写而成。

运行标准操作卡、操作票与集控运行规程具有同等制度效力。

下列人员应熟知本规程的全部或部分内容:值长、单元长及其他集控运行值班人员;运行部正副主任、专业工程师及其他管理人员;有关部门领导和专业工程师;公司有关领导。

本规程从2015年1月起执行。

由于编写者水平有限,技术资料不足,加之电力技术更新较快,设备与系统随时变动,本规程难免有疏漏、错误之处,请给予指正,便于规程及时更新。

XX有限责任公司二〇一四年十月本规程由发电部提出并归口管理。

本规程由发电部负责起草及修编。

本规程由发电部负责解释。

编写人:初审人:审定人:批准人:1 总则 (1)2 引用标准及反事故措施 (1)3 机组概述 (3)3.1 锅炉概述 (3)3.2 汽轮机概述 (4)3.3 发变组概述 (6)3.4 热控系统概述 (7)3.5 机组主要保护 (11)4 机组启动 (14)4.1 机组启动规定 (14)4.2 机组启动应具备的条件 (15)4.3 机组启动前准备 (16)4.4 冷态启动 (18)4.5 热态启动 (33)5 机组运行 (34)5.1 机组运行总的要求 (34)5.2 主要控制参数及限额 (34)5.3 发电机及其励磁系统运行规定 (39)5.4 机组运行控制方式 (43)5.5 机组运行监视及检查维护 (46)5.6 机组运行调整 (48)5.7 定期工作 (55)6 机组正常停运 (58)6.1 机组停运基本规定 (58)6.2 机组停运前的准备 (58)6.3 额定参数停机 (59)6.4 滑参数停机 (65)6.5 机组停运后的冷却 (66)6.6 机组停运后的保养 (67)7 事故处理 (70)7.1 事故处理原则 (70)7.2 紧急停机停炉 (70)7.3 故障停机 (72)7.4 机组综合性故障处理 (73)7.5 锅炉异常及事故处理 (89)7.6 汽轮机异常及事故处理 (100)7.7 发电机异常和事故处理 (118)7.8 励磁系统异常及事故处理 (122)7.9 厂用电系统异常及事故处理 (125)7.10 变压器异常及事故处理 (128)8 主要辅机及系统 (130)8.1 基本规定 (130)8.2 电动机 (132)8.3 空预器 (139)8.4 引风机 (143)8.5 送风机 (149)8.6 一次风机 (155)8.7 启动循环泵 (162)8.8 制粉系统 (167)8.9 等离子点火装置 (178)8.10 密封风机 (184)8.11 火检冷却风机 (186)8.12 锅炉吹灰系统 (187)8.13 燃油系统 (191)8.14 低温省煤器 (195)8.15 空压机系统 (198)8.16 干渣机系统 (202)8.17 补给水系统 (210)8.18 循环水系统 (212)8.19 胶球清洗系统 (216)8.20 开式冷却水系统 (218)8.21 闭式冷却水系统 (219)8.22 主机润滑油系统 (223)8.23 汽机液压油系统 (225)8.24 密封油系统 (227)8.25 发电机氢气系统 (229)8.26 定子冷却水系统 (235)8.27 凝结水系统 (237)8.28 除氧器 (242)8.29 辅汽系统 (245)8.30 轴封供汽系统 (247)8.31 真空系统 (249)8.32 高低压蒸汽旁路系统 (250)8.33 高低压加热器 (253)8.34 汽动给水泵组 (259)8.35 消防系统 (271)8.36 雨水排水系统 (274)8.37 服务水系统 (276)8.38 变压器 (277)8.39 厂用系统及配电装置 (281)8.40 厂用UPS系统 (285)8.41 直流系统 (288)8.42 柴油发电机 (291)8.43 继电保护及自动装置 (294)8.44 500K V启/备电源系统 (305)9 1000KV系统 (310)9.1 概述 (310)9.2 1000K V系统运行管理 (311)9.3 基本操作原则 (313)9.4 1000KV系统运行检查 (315)9.5 1000K V系统事故处理 (317)10 机组试验 (322)10.1 试验原则 (322)10.2 机炉电大联锁保护试验 (323)10.3 锅炉试验 (324)10.4 汽轮机试验 (333)10.5 电气辅助设备试验 (343)11 附录 (344)附录A机组启动曲线及对应关系 (345)图A.1锅炉冷态启动曲线 (345)图A.2锅炉温态启动曲线 (346)图A.3锅炉热态启动曲线 (347)图A.4锅炉极热态启动曲线 (348)图A.5锅炉启动和停运过程中允许的温度变化速率 (349)图A.6汽轮机冷态启动曲线 (350)图A.7汽轮机温态启动曲线 (351)图A.8汽轮机热态启动曲线 (352)图A.9汽轮机极热态启动曲线 (353)图A.10凝器压力限制曲线(带负载运行时) (354)图A.11凝器压力限制曲线(旁路运行时) (355)图A.12给水泵汽轮机启动曲线 (356)图A.13发电机电流极限值曲线 (357)图A.14发电机特性曲线 (358)图A.15发电机V型曲线 (359)图A.16发电机功率(P-Q)曲线 (360)图A.17发电机效率曲线 (361)图A.18发电机不平衡负荷曲线 (362)表A.19饱和蒸汽压力一温度对应表 (363)图A.20机组冷态启动操作顺序图 (364)附录B机组主要联锁保护及定值 (365)附录C.有关标准 (372)1总则1.1目的:满足机组集控运行需要,提高运行操作技能,达到启停操作正确、检查维护良好、调整控制参数严格、定期试验细致、预防和处理故障可靠,使机组处于安全、经济、可靠、稳定的运行状态。

新能源、环保领域碳中和动态追踪(三十四):煤电机组改造升级方案发布,重点进行灵活性与节能改造

新能源、环保领域碳中和动态追踪(三十四):煤电机组改造升级方案发布,重点进行灵活性与节能改造

证券研究报告2021年11月3日行业研究煤电机组改造升级方案发布,重点进行灵活性与节能改造——新能源、环保领域碳中和动态追踪(三十四)电力设备新能源事件:11月3日,国家发展改革委、国家能源局公布关于开展全国煤电机组改造升级的通知。

指出要进一步降低煤电机组能耗,提升灵活性和调节能力,提高清洁高效水平,促进电力行业清洁低碳转型,助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现。

文件中指出:存量煤电机组灵活性改造应改尽改,“十四五”期间完成2亿千瓦,增加系统调节能力3000-4000万千瓦,促进清洁能源消纳。

“十四五”期间,实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。

在电力规划“十三五”规划中曾提出“十三五”期间改造2.2亿千瓦,增加调峰能力4600万千瓦。

但由于经济性等因素,改造进展缓慢。

截至2019年底,我国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦,远不及目标。

但是当前,一方面电网对稳定性需求大幅提升:到2030年风电、太阳能发电装机量将达到1200GW ,大规模的新能源并网迫切需要大量的调节电源。

在构建以新能源为主体的新型电力系统的过程中,对火电灵活性改造提出了更高的要求;另一方面,在7月29日国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》优化完善分时电价机制后,火电通过灵活性改造成为调峰电源后,有望获得更高的调峰收益,经济性进一步增强。

结合两方面因素,我们认为“十四五”期间火电灵活性改造将会成为重点,完成2亿千瓦的火电灵活性改造的计划是非常有可能实现的。

根据北极星电力网数据,不同的调峰技术对应的调峰容量成本差别较大。

若采用低压缸零出力调峰技术,调峰容量成本平均在170元/KW 左右;若采用汽轮机旁路供热技术,调峰容量成本平均在570元/KW 左右;若采用低压缸高背压循环水供热技术,调峰容量成本平均在1200元/KW 左右。

取成本下限为170元/KW ,上限为1200元/KW ,估算得,十四五期间用于火电灵活性改造的投资为51-480亿元。

光伏发电安全预评价模版

光伏发电安全预评价模版

1编制说明1.1评价目的、内容和范围1、评价的目的安全预评价是对可研报告提出的建设方案的安全可靠性进行论证,其主要目的是:根据可研报告等技术资料,辨识与分析评价对象在施工、投产运行后,在运行过程中存在的主要危险有害因素及其可能导致发生事故的诱发因素,评价可研报告中危险有害因素预防与控制措施的可靠性,以及与有关安全生产法律、法规、规章、规范性文件和标准的符合性,预测发生事故的可能性及严重程度,提出消除危险和危害的安全对策措施及建议,为编制初步设计、安全设施设计提供参考,使建设项目的安全管理由事后处置变为事先预测和预防,以实现评价对象的本质安全。

2、评价内容安全预评价的主要内容应包括:(1)辨识建设项目施工和投产运行后在运行过程中存在的主要危险有害因素,并分析其可能导致发生事故的诱发因素、可能性及严重程度;(2)评价可研报告中危险有害因素预防和控制措施的可靠性,以及与有关安全生产法律、法规、规章、规范性文件和标准的符合性;(3)提出消除未受控危险有害因素的安全对策措施及建议;(4)安全预评价结论。

安全预评价报告的内容按照《光伏工程(项目)安全预评价报告编制规定》(水电规安办[2010]121号)主要有:编制说明(包含评价目的、评价范围、评价依据等),建设项目概况,危险、有害因素辨识与分析,评价单元划分和评价方法选择,定性、定量评价,安全对策措施建议,评价结论等。

3、评价范围预评价报告的评价对象为****发电有限责任公司****一期20兆瓦发电项目。

该项目的安全预评价范围为:主体工程、辅助设施、公用工程。

主要包括光伏组件阵列工程、逆变器、集电线路、升压变压器、35kV配电装置室、生活办公综合楼、警卫室、站用电变室、控制系统、通信设施、场区道路、水泵房等辅助工程等。

1.2评价依据****发电有限责任公司****(一期)20兆瓦发电项目的评价依据主要为国家法律、法规,地方法规、部门规章及规范性文件,国家标准、行业标准以及山东省环能设计院有限公司编制的《****发电有限责任公司****一期20兆瓦发电项目可行性研究报告》等。

低温余热发电有机朗肯循环技术(王华,王辉涛著)PPT模板

低温余热发电有机朗肯循环技术(王华,王辉涛著)PPT模板
类型与特点
2.4有机工质余 热锅炉的一般热
力特性
2.5低温余热发 电有机朗肯循环 系统的冷端形式
2.6低温余热发 电有机朗肯循环
*分析
A
B
C
D
E
F
第2章低温余热发电有机朗肯循环原理及一般特性
2.1低温余热的特性
2.1.1余热介质物性 参数的计算方法
2.1.2余热所具有的 能量
2.1.3低温余热烟气 的腐蚀性
3.3.3混合工质 气液相平衡的计 算
第3章有机朗肯循环 工质的选择及物性
3.4工质迁移性质的计算方 法
1
3.4.1动力黏度的计算
2
3.4.2导热系数的计算
0
5
第4章有机工质管内流动沸腾换热
第4章有机 工质管内流 动沸腾换热
4.1管内流动加热的换热过程 4.2有机工质管内对流换热 4.3有机工质管内流动沸腾换热的实验研 究
第2章低温余热发电有机朗肯循环原理及一般特性
2.2低温余热发电有机朗肯循环的原理与组成
01
2.2.1有机朗肯循环的原理与组 成
02
2.2.2纯工质有机朗肯循环的类 型
0 3 2.2.3低沸点混合工质有机朗肯循环
第2章低温余热发电有机 朗肯循环原理及一般特

2.3有机朗肯循环中余热锅炉的类 型与特点
第3章有机朗肯循环工质的选择及物性
3.2纯工质热力性质计算方法
3.2.1PR状态 方程
3.2.2纯工质导 出参数的热力学
关系式
3.2.3PR状态方 程求解及气液相
平衡计算
第3章有机朗肯循环工质的选择及物性
3.3混合工质热力性质计算方法
01
3.3.1混合工质 PR状态方程及 混合规则

水泥余热发电

水泥余热发电

纯低温余热发电:单压进汽、双压补汽、闪蒸补 汽、蒸汽二次补热,最新型卡琳娜循环系统。 发电能力:单压<双压≤闪蒸≤高温再热≤卡琳娜循 环。投资:与发电能力相反。 目前单压37kWh/t.cl,双压38-40kWh/t.cl,卡琳娜循 环69kWh/t.cl。 目前水泥厂运用最多、也最为成熟的余热发电系统 是单压系统。 根据节能减排的发展趋势,以后余热发电要往什么 方向发展,就是以在同样的生产系统里,能够发出更多 的电,同时投资也更加低廉的标准来决定的。
熟料水泥窑生产线余热发电
一、新型干法熟料水泥生产线
窑头 燃烧器 篦冷机
窑尾 烟气 预分解炉
二、熟料水泥生产线余热资源来源
窑头篦冷机中部350℃左右热空气余热 窑尾预热器出口350℃左右热烟气余热 余热锅炉产生饱和蒸汽和过热蒸汽,过热蒸汽 推动低参数汽轮机做功发电 可利用的余热资源: 以5000t/d水泥窑生产线为例 窑头篦冷机中部取风,余热23万标m3/h,38098℃,具有约86390MJ/h热量。 窑尾预热器废气余热34.5万标m3/h,340-213℃ (烘干生料),具有约66030MJ/h热量。
图1 单压不补汽式
主蒸汽
生料
冷风 C2 C3 AQC 冷风 C4 C1
给水泵
C5
GCT
SP
EP.
篦冷机
收尘室 回转窑 生料磨
风机
窑头锅炉
蒸汽 给水
窑尾锅炉
锅炉 给水
图2 复合闪蒸补汽式
图3 多压补汽式
三种纯低温余热发电技术区别与联系 • 共同点: ① 利用在窑头篦冷机中部增设抽废气口或直接利用篦冷 机尾部废气出口的400℃以下废气及窑尾预热器排出的 300-350℃的废气余热。篦冷机抽废气口只有1个,主蒸 汽温度不可调整,随废气温度变化而变化。 ② 采用0.69-1.27MPa 280-340℃低压低温主蒸汽 • 不同点: ① 窑头篦冷机在生产0.69-1.27MPa 280-340℃低压低温 蒸汽的同时,或再生产0.1-0.5MPa 160℃低压低温蒸 汽,或再生产85-200℃热水 ② 采用补汽式或不补汽式汽轮机

国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知

国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知

国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2011.05.27•【文号】发改价格[2011]1101号•【施行日期】2011.05.27•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知(发改价格[2011]1101号)各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司,各区域电监局、省电监办,国家电网公司、南方电网公司,华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司,三峡集团公司:为补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本,缓解电力企业经营困难,保障正常合理的电力供应,经商国家电力监管委员会、国家能源局,决定适当调整电价水平。

现将有关事项通知如下:一、适当提高火电企业上网电价(一)重点提高山西等15个省(市)统调火电企业上网电价。

综合考虑煤炭价格上涨对火电成本的影响及发电设备利用情况等因素,对山西等15个省(市)统调火电企业上网电价适当提高。

具体提价标准每千瓦时分别为:山西3.09分钱、青海3分钱、甘肃2.68分钱、江西2.62分钱、海南2.53分钱、陕西2.52分钱、山东2.45分钱、湖南2.39分钱、重庆2.28分钱,安徽、河南、湖北各2分钱,四川1.5分钱、河北1.49分钱,贵州1.24分钱(其中0.46分钱用于提高脱硫加价标准)。

上述省市燃煤发电企业标杆上网电价同步调整。

甘肃、陕西、安徽三省高于标杆电价的燃煤发电企业上网电价具体调整标准由省级价格主管部门确定。

(二)对上述15个省(市)以外的其余省(区、市)统调火电企业上网电价小幅提高,燃煤发电企业标杆上网电价同步调整。

其中,广西、云南省(区)燃煤发电企业脱硫加价标准每千瓦时分别提高0.5分钱和0.3分钱;北京、上海、江苏、浙江4个省(市)燃气发电企业上网电价每千瓦时分别提高1分钱、3.6分钱、3.6分钱和3.6分钱;青海、广东、福建省燃气发电企业上网电价暂不调整。

汽轮机主蒸汽温度低对机组有什么影响

式中:
Ppj??— 机组平均负荷,kW;
Wf? ?— 统计期内机组发电量,kW.h;
h? ?— 统计期内机组运行小时,h。
1.9.2? ?汽耗率
汽耗率是指汽轮机组统计期内主蒸汽流量累计值与机组发电量的比值,即
? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ???(75)
汽轮机主蒸汽流量计算公式为
? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?(78)
式中:
Dbl— 炉侧不明泄漏量(如经不严的阀门漏至热力系统外),kg/h;
Dml— 锅炉明漏量(如排污等),kg/h;
Dsl— 汽包水位的变化当量,kg/h。
1.9.4??热耗率
? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?(87)
2.3??循环水泵耗电率
循环水泵耗电率是指统计期内循环水泵耗电量与机组发电量的百分比。
对于母管制循环水系统,机组发电量为共用该母管制循环水系统的机组总发电量,即
? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ???(90)
现在绝大部分热电厂采用的是调节抽气式汽轮机,因为有凝汽器,可以根据热负荷的大小来决定进入凝汽器的排气流量。在热负荷较高时候,例如供暖为主的冬季,由于调节抽气较多,高低压缸的流量相差较大,发电效率一般较低,但热效率很高。在热负荷低的时候,例如完全没有热负荷的夏季,高低压缸的流量都接近设计值,发电经济性较好,和传统同样功率大小的凝汽式火电机组效率基本相当。摘抄】
? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?? ?(72)

纯低温余热发电系统改造

系统的正常发 电。图 2为改造示意 图。
22 改 进 喷枪 消 除 “ 底 ” . 湿 经 过 对 两 条 生 产 线 的 余 热 发 电 系 统 窑 尾 进 气 管 道
对这一现状 . 公司进行 了改造 具体改造 内容如下
及 阀 门改造 , 运行一 段 时间后 , 在 都发现 余热发 电投运
低 了水 的有 效 蒸 发 高 度 , 短 了水 雾 在 管 道 中 的蒸 发 时 缩
风管作为旁路风 道使用 , 取气 ( ) 热 口设置在废 气增湿管
道 喷水 喷 头 的下 方 . 图 1 见 系统 在 安 装 完成 后 出现 了 一 系 列 问题 废 气 温 度 过
间 , 得不 到充分 的蒸 发 , 水 在原 来 喷枪 喷 出的雾化 颗粒
度 情 况 下 , 雾 不 能 完 全 蒸 发 , 蒸 发 的 水 与 粉 尘 结 合 水 未 在 一 起 形 成 较 大 的 颗 粒 沉 淀 在 管 道 的底 部 , 现 了 “ 出 湿
高需要增湿喷水时 , 由于废气所含粉尘较多 . 与水雾结合 形成积料 , 不断 向旁 路阀门叶片上堆积 . 同时废气管道 内
的力 下 对窑尾高温风机进口阀门造成 旁 重 向落 妻耋 , 鉴 烹皇 路 、 妻 广—
冲 有时 击, 卡死阀 使高温风机不能 操作; 门, 正常
并且进入风机的积料增多,使高温风机振动过
高, 引起高温风机频繁跳停 , 造成停窑 , 使生产线

= \] = \ = \ \\ \ f
一 废 增 喷 气 湿 水
热 , 产 合 的 热 汽导 汽 机 能 能量格过蒸 , 轮无 不 致
法 正常 驱 动 发 电机 进 行 发 电 。 同时 , 由于 大块 积

《水泥窑协同处置危险废物环境保护技术规范》(征求意见

附件 9
《水泥窑协同处置危险废物环境保护技术规范》编制说 明 (征求意见稿)
《水泥窑协同处置危险废物环境保护技术规范》编制组 2012 年 10 月
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CCHP系统介绍

产生0.9Mpa蒸汽 综合利用率:77% 燃气轮机:1台4600kW 余热锅炉:9.7t/h
楼宇型项目案例: ——北京铁路南站能源中心 面积约14万m2


太阳能电池板

空气
余热烟气
燃气发电机组 补燃天然气
国内首个污水源热泵、太阳 能、燃气三联供集成项目
发电3000kW,并网运行
电力负荷 余热回收装置
空气
定义:1)分布在用户周边;2)真正实现
了对能源的梯级利用;3)系统全年能源

利用率不低于70%。


燃气发电机组
(30%) (50%)
余热烟气
补燃天然气
余热回收装置
电力负荷
热水负荷 采暖负荷 制冷负荷
能源设施:从大到小、从远到近
大型电厂发电效率40~50% 50%的能源以废热形式排放 冷热传输受距离限制
4
8
12
16
20
24
小时(hr)
热负荷(kW)
对负荷需要更精准的分析
负荷分析软件:Energy Plus 1.或2等,及国内开发的软件
天然气冷热电三联供设备构成
发电设备
燃气微燃机
35-1000KW
燃气内燃机
200-10000KW
燃气轮机
3MW-300MW
开普斯通 英格索兰
褒曼 康明斯 彦巴赫
卡特彼勒 GE 美国索拉 川崎重工
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国家电力监管委员会关于规范水泥窑低温余热发电机组并网运营的意见
正文:
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 国家电力监管委员会关于规范水泥窑低温余热发电机组并网运营的意见
各派出机构,国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)公司,中国建筑材料联合会、中国资源综合利用协会发电分会、中国水泥协会,有关水泥生产企业:
近年来,为落实国家节能减排的总体战略,全国水泥窑低温余热发电技术推广很快。

据统计,目前已建成投产的水泥窑低温余热发电机组达700多台套,装机容量580多万千瓦,年发电量350多亿度。

为规范水泥窑低温余热发电机组并网运营工作,维护企业合法权益,促进资源节约和综合利用,根据《中华人民共和国循环经济促进法》、《中华人民共和国节约能源法》、《电力监管条例》等法律法规,现提出以下意见。

一、水泥窑低温余热发电机组并网运营管理工作,应依照国家有关资源综合利用法律法规,落实有关优惠政策。

二、电网企业应按照有关法律法规,为水泥窑低温余热发电机组提供并网接入服务和并网技术支持。

三、电网企业要规范水泥窑低温余热发电机组并网程序,公开并网工作流程、办理时限及受理部门等,为其接入电网提供便利条件。

四、水泥窑低温余热发电机组接入系统设计和接入工程建设中,电网企业不得指定设计、施工和设备材料供应单位。

五、电网企业在接到水泥窑低温余热发电机组接入电网申请后,应及时组织接入系统方案审核及并网验收,审核结果应书面通知相关企业。

经审核不能通过的,电网企业应说明具体原因,并积极协助其解决
并网问题。

六、水泥窑低温余热发电的电量实行“自发自用”,不纳入电网统一销售,不与电网企业签订《购售电合同》,并网运行的,应签订《并网调度协议》。

七、拥有水泥窑低温余热发电机组的水泥企业应按国家有关规定向电网企业支付系统备用费。

系统备用费标准应按照合理补偿成本的原则确定。

电网企业应披露系统备用费收取方式和标准等信息,并接受监督。

八、电网企业不得自行规定向水泥窑低温余热发电机组收费。

九、水泥窑低温余热发电企业应遵守国家的有关法律法规、行业标准和规程,接受电网企业的专业管理和技术指导,服从电网统一调度。

十、钢铁、玻璃、化工等其他行业类似的低温余热余压发电机组,可参照执行。

十一、各电力监管机构要加强对水泥窑低温余热发电机组并网运营工作的监管,促进水泥窑低温余热发电健康发展。

工作中的重大问题应及时向电监会报告。

2012年12月7日
——结束——。

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