GB/T 37134-2018 并网发电厂辅助服务导则

ICS29.020

F20

国

中华人民共和国国家标准

GB/T37134-2018

并网发电厂辅助服务导则

Guideforancillaryserviceofgridconnectedpowerplants

2018-12-28发布2019-07-01实施

国家市场监督管理总局峪非

中国国家标准化管理委员会0(..'I(J

GB/T37134-2018

目次

皿

1范围……………·

2规范性引用文件………………··

3术语和定义…·

4总则………………………2

5辅助服务…………………….2

6提供与调用…………·

7数据量测……………

8基本辅助服务考核…………………........…………….6

9有偿辅助服务考核原则与要求…………

10有偿辅助服务补偿原则与要求……·

11结算……………………10

12信息的披露与获取·

附录A（资料性附录）一次调频综合指标计算及考核…………………四

附录B（资料性附录）发电机组元功调节时闯的运行条件……………15

附录c（资料性附录）发电机组调峰贡献率计算方法……·

附录D（资料性附录）AVC性能指标…………………四

附录E（资料性附录）AGC性能指标计算及补偿考核度量……22

参考文献……………..25

I

GB/T37134-2018

峰未达到指定技术出力的，应接受深度调峰考核。

9.3.2深度调峰考核计算参数应包含：

a)调峰指令向力与机组实际出力的差值；

b)机组进行深度加Ju库的时段；

c)深度调峰考核系数。

9.3.3提供启停调峰的机组未能按照电力调度指令在规定时间内解列或井网，宜参照相应非计划停运

的标准进行考核。

9.4备用考核

9.4.1旋转备用考核

9.4.1.1井网发电厂因自身原因未能达到电力调度机构要求的旋转备用容量，应接受旋转备用容量考

核；旋转备用容量未在规定的响应时间内被调用，应接受旋转备用调用考核。

9.4.1.2旋转备用容量考核计算参数应包含：

a)电力调度机构要求的旋转备用容量与实际提供旋转备用容量的差值；

b)并网发电厂未达到旋转备用容量的时间。

9.4.1.3旋转备用调用考核计算参数应包含：

a)电力调度机构要求的旋转备用容量；

b)并网发电厂未能响应旋转备用调用的时间。

9.4.2热备用考核

9.4.2.1提供热备用的未井网发电厂因向身原因井网后未能达到电力调度机构要求的热备用容量，应

接受热备用容量考核；发电厂未在规定的热备用响应时间内提供热备用容量，应接受热备用说！用考核。

9.4.2.2热备用容量考核计算参数应包含：

a)机组额定容量或额定容量百分比与实际提供热容量差值；

b)并网发电厂未能提供满足要求热备用的时间。

9.4.2.3热备用说i用考核计算参数应包含：

a)电力调度机构要求的热备用容量；

b)井网发电厂未能响应热备用调用的时间。

9.4.3调停备用考核

调停备用机组未能按调度指令井网发电，应按照相应非计划停运的标准进行考核。

9.5自动无功电压控制考核

电力调度机构对井网发电厂（场、站）AVC投运率和调节合格率进行考核。AVC投运率和调节合

格率计算可参见附录D中式（D.1）～式（D.3）。

9.6黑启动考核

9.6.1提供黑启动服务的并网发电厂不具备黑启动能力，应接受考核。在扣除当年已获得黑启动补偿

的全部费用外，并按照全年黑启动补偿总费用的一定比例进行考核。

9.6.2提供黑启动服务的并网发电厂，在电网需要提供黑启动服务时，未能提供黑启动服务，应进行考

核，可根据对系统恢复供电的影响及黑启动使用费确定考核标准。在扣除当年以及之前五年黑启动补

偿总费用外，并按照当年以及之前五年黑启动补偿总费用的一定比例进行考核。

GB/T37134-2018

9.6.3提供黑启动服务的并网发电厂，应严格按照相关规定执行各项黑启动安全管理措施，如出现以

下安全管理问题应进行考核：

a)未对黑启动直接相关设备进行年度例行维护；

b)未及时制修订黑启动事故处理预案；

c)未按规定进行黑启动演习或演习失败。

10有偿辅助服务补偿原则与要求

10.1补偿原则

当并网发电厂提供合格的有偿辅助服务后，应根据提供有偿辅助服务的实际效果及质量计算补偿

结果，按照规定予以补偿。

10.2AGC补偿

10.2.1AGC补偿应结合并网发电机组提供AGC辅助服务的品质与实际贡献量进行补偿。

10.2.2计算’AGC辅助服务品质，应考虑调节容量、调节贡献量、调节速率、调节精度、响应时间或其他

表征机组调节性能的统计指标，或与以上指标相对应的综合调节性能指标。

10.2.3计算AGC辅助服务实际贡献，应考虑等效调节容量、调节里程或其他表征机组实际贡献的统

计数据。

10.2.4AGC补偿计算方法可参见附录E,AGC性能补偿计算可参见附录E中式（E.4）～式（E.的。

10.3者偿调峰补偿

10.3.1调峰贡献率补偿

10.3.1.1可根据发电机组实际调峰贡献程度相对于系统平均调峰束确定调峰贡献率补偿依据。

10.3.1.2可依据发电机组肉身实际调峰率、系统平均调峰率、机组调峰贡献率、机组容量、补偿单价等

参数计算发电机组调峰贡献~补偿依据，调峰贡献率计算可参见附录C中式（C.1）～式（C.3）。

10.3.1.3电力调度机构应根据电网安全运行需要，综合考虑负荷特性、新能源消纳、机组电量计划完成

情况等因素合理安排机组日前发电计划，并在实时运行中滚动优化。

10.3.2深度调峰补偿

10.3.2.1可根据发电机组实际深度调峰程度相对于基本调峰少发的电量，确定深度调峰补偿依据。

10.3.2.2可依据基本调峰标准容量与深度调峰实际出力的差值、提供深度调峰的时间、深度调峰价格

等参数计算发电机组深度调峰补偿依据，深度调峰补偿和分摊费用的计算可参见附录C中式（C.4）～

式（C.12）。

10.3.2.3电力调度机构应根据电网的负荷特性确定深度调峰调用时段。

10.3.2.4由于发电机组自身原因造成出力低于基本调峰下限的不予补偿。

10.3.3启停调峰补偿

10.3.3.1井网发电机组按电力调度指令在要求的时间内完成启停机（炉）进行调峰，按每台次启停间隔

时间和机组容量给予补偿。

10.3.3.2宜充分考虑电网运行特点、电源结构以及调峰需求，针对机组类型、容量等因素制定容量补

偿、时间补偿等价格参数。

9

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10.4备用补偿

10.4.1旋转备用、热备用服务补偿

10.4.1.1可依据发电厂运行机组的最大可调容量与实际出力值的差值、备用时间以及备用容量单价确

定旋转备用、热备用服务补偿依据。

10.4.1.2亦可采用最大可调出力减去机组实际出力的差值在备用时间段内的积分电量确定旋转备用、

热备用服务补偿依据。

10.4.1.3备用时间向电力调度机构根据电网的负荷特性确定。

10.4.2调停备用服务补偿

调停备用服务补偿应遵循效果补偿的原则，难以核算的，可依据停备时间、补偿单价等确定补偿

依据。

10.5有偿无功调节补偿

10.5.1有偿无功服务补偿

10.5.1.1根据电力调度指令，发电机组通过提供必要的有偿元J)j服务保证电厂母线电压满足要求，或

者已经按照最大能力发出或吸收元功也无法保证母线电压满足要求时，根据发电机组迟相功率因数低

于0.9时多发出的元功电量或进相功率因数低于0.97时多吸收的元功电量，可依据补偿单价、无功电量

等确定补偿依据。

10.5.1.2发电机组在调相士况运行所提供的有偿元J;J服务，分为调相运行启停补偿和调相运行成本

补偿：

a)机组启停调相按机组容量进行补偿；

b)调相运行成本按发电机组容量及调相运行时间补偿。

10.5.1.3加装无功补偿装置的风电场、光伏发电站，可依据补偿单价、无功电量确定补偿依据。

10.5.2AVC补偿

提供AVC辅助服务的井·网发电厂（场、站），可按机组容量、AVC投运率、AVC调节合格率和1投用

时闯综合确定补偿依据。AVC补偿计算可参见附录D中式（D.1）。

10.6黑启动补偿

10.6.1黑启动补偿费用包括能力费和使用费。黑启动能力费依据投资成本、维护费用以及每年用于

黑启动测试和人员培训费用等因素确定，黑启动使用费为黑启动期间运行费用。

10.6.2应根据发电厂实际情况和电网特性，由电力调度机构和承担黑启动服务的井网发电厂联合测

算，合理确定其补偿标准。

门结算

11.1辅助服务考核与补偿结算费用按照分省（区）平衡、专门记账、收支平衡的原则，在各省（区）单独

建立辅助服务考核与补偿台账，实行专项管理，台账内资金全部用于支付井网发电厂提供辅助服务的费

用结算。根据电网肉身特性，部分辅助服务项目可根据有关规定，单独进行结算。

11.2辅助服务考核与补偿费用一般按月结算，本月辅助服务费用，与次月上网电费一并结算。

11.3辅助服务费用考核及返还、补偿及分摊按各省（区）标准执行。

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12信息的披露与获取

12.1电力调度机构披露信息应遵循真实、及时、透明的原则，并便于相关并网发电企业获取。

12.2电力调度机构应通过网站、专用技术支持系统、信息发布会及其他方式公开信息。

12.3电力调度机构应按月向相关并网发电厂披露辅助服务调用、执行、结算等信息。

12.4井网发电厂的商业、经济、技术等信息与资料，涉及商业机密的，未经允许，电力调度机构不得

公开。

11

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附录A

（资料性附录）

一次调频综合指标计算及考核

A.1机组一次调频性能基本指标

A.1.1机组在电网频率，发生搅动时典型一次调频调节过程如罔A.l所示，一次调频性能基本指标包

括：一次调频投入率、一次调频死区、一次调频响应滞后时｜可、一次调频稳定时间、转速不等束。

4’

寸-

图A.1机组在电网频率发生波动时典型一次调频调节过程简图

A.1.2电液型汽轮机调节控制系统的火电机组一次调频死区控制在土0.033Hz内；水电机组一次调频

土0.05Hz内；核电机组一次调频死区宜控制在土0.066Hz内。

死区控制在

A.1.3一次调频响应滞后时｜可／：：：，.／如罔A.l所示，指从转速差或频率，差最后一次超出一次调频死区开

始到机组负荷向正确的说j频方向开始变化的时间。火电机组参与一次调频的响应滞后时间小于3s。

额定水头在50m及以上的水电机组，参与一次调频的响应滞后时间小于4日，额定水头在50m以下的

水电机组，参与一次调频的响应捕后时间小于10s。核电机组参与一次调频的响应捕后时间宜小于

3s。

A.1.4燃煤机组达到75%目标负荷的时间不大于15s，宜在305内根据机组响应目标完全响应；燃气

机组和水电机组达到90%目标负荷的时间不大于15日，宜在305内根据机组响应目标完全响应；核电

机组达到75%目标负荷的时间宜不大于15日，宜在30s内根据机组响应目标完全响应；额定负荷运行

的机组宜参与一次调频增负荷调节。

A.1.5一次调频稳定时｜可11如罔A.l所示，指从转速差或频率差最后一次超州一次调频死区开始到

机组负荷最后一次达到目标值所允许的范围之内需要的时间。机组参与一次调频的稳定时间宜小于

1min。

A.1.6对于液调系统在同步器给定不变的情况下，机组从满负荷100%状态平稳过渡到空负荷状态过

程中，转速的静态增加与额定转速的相对比值为转速不等率0%。火电机组的转速不等率.0%为4%～

5%，水电机组的转速不等率0%不大于4%。

A.2一次调频性能指标计算及考核

A.2.1一次调频性能考核主要对机组实际一次调频效果进行考核，可采用计算一次调频性能指标的方

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式进行考核，也可采用计算一次调频正确动作率和一次调频性能指标共同考核的方式。

A.2.2一次调频正确动作亘在考核包括以下内容：

a）当某台机组井网运行时，在电网频率越过机组一次调频死区的一个规定时间段，如果机组的一次

调频功能贡献量为正，JJ!IJ统计为该机组一次调频正确动作1次，再则，统计该机组一次调频不正确动作

1次，机组一次调频月正确动作率Yconed的计算可按式（A.1）进行：

,occt=(jcoccccti×100%…………(A.l)

\f咄，，mt斗IW由吨！

式中：

/co.eccl一一机组一次调频每月正确动作的次数；

fw,o咱一一机组一次调频每月不正确动作的次数。

b)机组一次调频月正确动作束Y肺CCC，不宜小于80%，可根据机组一次调频月正确动作率进行相

应的电量考核。

A.2.3一次调频性能指标包括以下内容：

a)以每月机组一次调频效果的算术平均值作为机组一次调频性能指标，单次机组一次调频效果

以一次调频动作积分电量贡献指数为主要因素进行考核；

b)一次调频动作积分电量贡献指数，指一次调频动作时段内机组一次调频动作实际积分电量占

理论积分电量的百分比，表示如下：

一次调频动作积分电量贡献指数t:.PFR可按式（A.2）计算：

t:.Act"/

t:.PFR＝一一一一一一×100%···(A.2)

t:.Theroy'"

一次访i频动作实际积分电量t:.Act可按式（A.3）汁算：

「10+1调节

｜（尸＂-PST)c\J

t:.Act＝ζi..(A.3)

360υ

一次调频动作理论积分电量l::.Thcroy可按式CA.4）计算：

「10+1阳节

｜～（一（土l::.fsq/50×P,×100%)Iδ%）/dt

6Thcroy=.,10-…<……………CA.4)

式中：

lO一一一电网频率超出一次调频死区的时刻；

f树节电网频率超归一次调频死区且持续超过15s~20s情况下的实际时间，单位为秒（s)（最大

值为60s)（积分结束以一次iJl;i频达到稳定状态为标志）。理论积分时间和实际积分时间

保持一致，积分间隔时间为1s~5s;

3%一一机组转速不等率；

p时一一一次调频动作时间段内机组的实际有:i;/J值，单位为兆瓦（MW);

PST－一机组一次调频开始时刻的起始有功值，单位为兆瓦（MW);

Pc机组额定容量，单位为兆瓦（MW);

6/.q一次调频动作期间，考虑到一次调频死区的实际频率偏差，单位为拙兹（Hz）。

考虑到一次调频死区的实际频率偏差6/,q可按式（A.5）计算：

t:.f呵＝／。一（50土t:.f)..(A.5)

式中：

f。一一实际电网频率值，单位为赫兹（Hz);

6/一次调频死区，单位为赫兹（Hz）。

c)一次调频动作积分电量贡献指数t:.PFR宜不小于60%，否则可判定为单次一次调频效果不合

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格。对机组一次调频性能指标不合格的机组可进行相应的电量考核。

A.2.4一次调频性能指标的考核公式和相应系数可根据区域电网特点进行调整，对正常运行了况和事

故，丁况下一次调频性能的考核力度可区别对待。

A.2.5为满足电网异步联网运行等特殊运行模式的需要，根据电网调度要求对一次调频参数、模型进

行调整导致一次调频调节效果不满足要求的，可免于考核。

14

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附录B

（资料性附录）

发电机组无功调节时间的运行条件

B.1迟捆运行

发电机能在额定容量允许范围内进行迟相功率因数调节，迟相状态降低功率因数时宜满足以下要

：

求

a)机端电压不高于额定值的105%;

b)定子电流和转子电流不超过在当时进风温度（冷却介质温度）下所允许的数值；

c)发电机各部位泪升能满足GB/T7064、GB/T7894的要求。

B.2进捆运行

发电机能在功率因数0.95（欠励）下带额定负荷运行，实际进相能力向进相试驹确定，励磁调节器低

励限制内线能满足实际进相深度要求。进相状态降低功率因数时宜满足以下要求：

a)机端电压不低于额定值的92%;

b)定子电流和转子电流不超过在当时进风温度（冷却介质温度）下所允许的数值；

c)发电机端部铁心和金属结构件发热不超过GB/T7064、GB/T7894规定的泪度限值；

d)汽轮发电机功角不大于70°；水轮发电机根据发电机及主变压器参数计算，不同有功功率下的

极限岁J角，进相时发电机:JJJ角相对极限功角留有15。～20。的安全裕度；

c)火电、核电机组厂用电母线电压不低于负载额定电压的95%，水电机组厂用电母线电压不低

于机组运行规程的要求；

£)进相运行中，如果发电机端部铁心和金属结构件植于十过快、厂用电母线电压过低导致重要辅机

电流接近或跑过额定等情况发生时，可限制进相运行时间，或提高进相功率－因数。

15

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附录C

（资料性附录）

发电机组调峰贡献率计算方法

C.1调峰贡献率计算原则

以发电机组在负荷高峰、低谷时段f十JI力比值计算机组的调峰束，以全网在运机组在负荷高峰、低行

时段平均耐力计算：全网平均调峰率。发电机组调峰率大于全网在运机组平均调峰率获得补偿，幅度越

大、调峰贡献越大，可获得的补偿越多；反之则需承担补偿费用，峰科差率越小、承担的费用越多。或者