并网发电厂辅助服务导则

并网发电厂辅助服务导则
目录
前言 (I)
1适应范围 (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语和定义 (1)
4总则 (6)
5辅助服务 (7)
6提供与调用 (11)
7辅助服务量测 (12)
8基本辅助服务考核 (13)
9有偿辅助服务的考核与补偿 (15)
10辅助服务考核与补偿的结算 (20)
11信息的披露与获取 (21)
12 并网发电厂辅助服务管理技术支持系统 (21)
附录A （规范性附录）一次调频综合指标计算及考核度量 (22)
附录B （规范性附录）AGC 性能指标计算及补偿考核度量 (26)
附录C （规范性附录）发电机组无功调节时的运行条件 (32)
附录D （规范性附录）AVC 性能指标 (33)
附录E （规范性附录）辅助服务补偿分摊与返还计算方法 (37)
前言
本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。

本标准由国家能源局提出。

本标准由全国电力监管标准化技术委员会（SAC/TC296）归口。

本标准主要起草单位：
本标准参加起草单位：
本标准主要起草人：
并网发电厂辅助服务导则
1适应范围
本标准规定了辅助服务的提供、调用、计量、考核与补偿等应遵循的技术要求与基本原则。

本标准适用于省级及以上电力调度机构及参与电网运行的并网发电厂。

省级以下电力调度机构可参照执行。

2规范性引用文件
下列文件对于本标准的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

GB/T 31464-2015 电网运行准则
GB/T 19963-2011 风电场接入电力系统技术规定
GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定
GB/T 30370-2013 火力发电机组一次调频试验及性能验收导则
GB/T 7064 隐极同步发电机技术要求
GB/T 7894 水轮发电机基本技术条件
DL/T 1164 汽轮发电机运行导则
《发电厂并网运行管理规定》，国家电力监管委员会电监市场[2006]42号
《并网发电场辅助服务管理暂行办法》，国家电力监管委员会电监市场[2006]43号
《电力市场运营基本规则》，国家电力监管委员会10号令，2005 《电力企业信息披露规定》，国家电力监管委员会14号令，2005 《国家发展改革委国家能源局关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》发改运行[2015]518 号
《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》发改运行[2015]518 号文
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1 基本名称
3.1.1
电力系统 power system
由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。

3.1.2
并网发电厂（单元） connected power plant（unit）
通过并入电网运行的火力（燃煤、燃油、燃气及生物质）、水力、核、风力、太阳能、海洋能、储能等公用及自备发电厂（场、站、单元)。

3.1.3
电力调度机构 power system operator
负责组织、指挥、指导和协调电力系统运行和电力市场运营的机构。

3.1.4
电力（电池）储能装置 electric storage device
可通过一定的中介或者设备将电能转化成另一种形式存储，在未来使用时再以电能形式释放出来的装备。

3.2 辅助服务
3.2.1
辅助服务 ancillary services
为保证供电安全性、稳定性和可靠性及维持电能质量，需要发电企业、电网企业和用户提供的一次调频、自动发电控制、调峰、备用、无功电压支持、黑启动等服务。

辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

本标准所称辅助服务是指并网发电厂所提供的辅助服务。

3.2.2
基本辅助服务 mandatory ancillary service
为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，并网发电厂必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。

3.2.3
有偿辅助服务 commercial ancillary service
并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。

3.2.4
一次调频 primary frequency control（PFC）
一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

3.2.5
基本调峰 mandatory peak load regulation
发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。

3.2.6
基本无功调节 mandatory reactive power regulation
发电机组（场站）在发电工况下，在规定的功率因数范围内，向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。

3.2.7
自动发电控制 automatic generation control(AGC)
通过自动控制程序，实现对控制区内各发电机组有功出力的自动重新调节分配，来维持系统频率、联络线交换功率在计划目标范围内的控制过程。

AGC是由主站自动控制程序、信息传输通道、信息接收装置（远方终端）、机组协调控制系统（电厂监控系统）、执行装置、发电机组自动化装置等环节组成的整体）。

3.2.8
有偿调峰 commercial peak load regulation
有偿调峰分为深度调峰、启停调峰以及可再生能源有偿调峰。

3.2.8.1
深度调峰 deep peak load regulation
火电、核电机组超过规定的基本调峰范围进行调峰。

3.2.8.2
启停调峰 unit commitment peak load regulation
火电机组按电力调度机构要求在规定时间内完成启停机（炉）进行调峰所提供的服务。

3.2.8.3
可再生能源有偿调峰 renewable energy peak load regulation
水电、风电、光伏发电在资源允许条件下减出力所提供的服务。

3.2.9
有偿无功调节 commercial reactive power regulation
发电机组（场站）在规定的基本无功调节规定范围之外向电力系统发出或吸收无功功率，以及发电机组在调相工况运行时向电力系统发出或吸收无功功率所提供的服务。

3.2.10
自动（无功）电压控制 automatic voltage control(AVC）
通过自动控制程序，根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略，在控制区内自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现控制区合理的无功电压分布。

AVC是由主站无功自动控制程序、信息传输路径、信息接收装置、子站AVC控制系统及执行机构等环节组成的整体。

3.2.10.1
AVC主站 AVC master station
指安装在各级电力调度中心的计算机系统及软件，用于完成AVC 计算分析及下发控制调节指令等功能，同时接收AVC子站的反馈信息。

3.2.10.2
AVC子站 AVC slave station
指安装在电厂（或变电站）接收并执行AVC控制调节指令等功能的自动化设备及附属设备。

既可执行主站指令远方控制，也可根据当地无功电压信息等就地控制，同时向AVC主站回馈信息。

3.2.11
备用 reserve
为了保证电力系统安全稳定运行，电力调度机构可调用的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。

3.2.12
黑启动 black start
当电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供给，带动系统内其他机组，逐步恢复系统运行的过程。

3.3 辅助服务计量
3.3.1
能量管理系统 energy management system(EMS)
能量管理系统（EMS）是指以计算机技术为基础的现代电力系统综合自动化系统，主要由数据采集与监视(SCADA，Supervisory Control and Data Acquisition)、电力系统应用软件(PAS，Power-system Advanced Software)、自动发电控制(AGC，Automatic Generation Control)、调度员仿真(DTS，Dispatcher Training Simulator)等子系统组成，实现对发、输电系统的监视与控制。

3.3.2
广域测量系统 wide area measurement system(WAMS)
广域测量系统（WAMS，Wide Area Measurement System）是指使用同步相量测量单元（PMU，Phasor Measurement Unit）高速采集电网测量点的电压、电流、功率、相角等信息，实现对大电网动态行为监测和分析的计算机系统。

3.3.3
电能量计量系统 electric energy metering system
电能量计量系统是指实现电厂上网、下网和联络线关口点电能量的计量，分时段存储、采集和处理，并为结算和分析提供基本数据的计算机系统。

3.3.4
电力调度指令 power dispatch order
电力调度指令是指由调度员通过调度电话下达给厂站端的操作指令，或由能量管理系统下达给厂站端的遥控遥调指令、机组发电计划、母线电压曲线等。

4总则
4.1为了保障电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，保证辅助服务品质，促进电力市场健康发展，特制定本技术通用要求。

4.2并网发电厂有义务提供符合标准的辅助服务。

并网发电厂应具备提供基本辅助服务的能力。

有偿辅助服务遵循“谁提供谁受益、谁使用谁承担”的原则。

4.3电力调度机构按照调度管辖范围实施辅助服务的调用、考核和补偿情况统计等工作。

4.4电力调度机构按规定披露辅助服务调用、考核与补偿情况。

电力企业对辅助服务调用、考核与补偿发生争议时，可向电力监管机构申诉。

4.5辅助服务市场运行后，辅助服务的准入、合约签订、提供与调用管理、考核与补偿、结算等均按照市场规则执行。

5辅助服务
5.1 基本辅助服务
5.1.1 一次调频
5.1.1.1 并网发电厂机组必须具备一次调频功能，其一次调频投/退信号应接入电力调度机构。

并网发电厂机组一次调频的人工死区、调速系统的速度变化率和一次调频投入的最大调整负荷限幅、响应速度等应满足GB/T 31464-2015标准规定要求,并同时满足所属电网的一次调频技术管理要求。

具体参数可参考附录A1-A5的要求。

5.1.1.2 并网发电厂应在机组正常运行时投入一次调频功能，当电网频率波动时应自动参与一次调频，不得擅自退出机组的一次调频功能。

如遇事故需退出一次调频功能时，应及时向电力调度机构申请汇报，经调度机构批准后执行。

5.1.1.3 在对影响机组一次调频特性相关的重大设备进行改造、技术改进和检修后应重新进行一次调频试验。

改造完成后当机组一次调频的能力发生变化，达不到技术要求时，电厂应及时向电力调度机构汇报，并及时进行检修维护。

5.1.2 基本调峰
5.1.2.1火电机组的基本调峰标准一般应达到额定容量的50％；供热火电机组（包括燃煤、燃气）在供热期按政府相关部门认定的调峰能力参与调峰，在非供热期，与普通燃煤机组承担相同调峰义务。

5.1.2.2水电机组的基本调峰标准一般应达到其额定容量的100％，实际调峰范围的确定应考虑机组避开振动区和空蚀区运行的要求。

水电机组依据来水情况按能力参加调峰。

5.1.2.3核电机组在保证安全的前提下，根据技术能力参与电网调峰。

5.1.2.4火电机组扩容、供热、环保及节能改造等技术改造的机组应保持原有调峰能力。

5.1.2.5电力调度机构可根据电网自身特性对5.1.2.1-5.1.2.5并网发电厂机组基本调峰容量比例适当调整。

5.1.3 基本无功调节
5.1.3.1火电、水电、核电发电机组在发电工况时，应具备在迟相功率因数0.9至1范围内向电力系统发出无功功率，在进相功率因数0.97至1范围内向电力系统吸收无功功率的动态无功储备能力。

5.1.3.2风电场安装的风电机组、光伏发电站安装的并网逆变器应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95 的范围内动态可调；当风电机组、并网逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。

5.1.3.3在以上功率因数范围内，发电机组应能长期稳定运行，且应在数分钟内完成无功出力的调节以满足电力调度机构对并网电厂母线电压的要求，调节频次不应受限。

5.2 有偿辅助服务
5.2.1 自动发电控制（AGC）
5.2.1.1并网发电厂单机 200 MW及以上火电机组和全厂容量 100 MW 及以上水电机组应具有AGC功能。

加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行，不得擅自退出并网机组的AGC功能。

5.2.1.2机组AGC性能和指标应满足(GB/T 31464-2015)5.4.2.2.l条中机组自动发电控制基本性能指标要求和并网调度协议规定的要求。

5.2.1.3电力调度机构负责所调度发电厂AGC机组的运行管理。

在满足电网控制和安全稳定要求的前提下，电力调度机构确定机组AGC的调用。

5.2.1.4风电场应配置有功功率控制系统，能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，当风电场有功功率在总额定出力的20%以上时，能够实现有功功率的连续平滑调节，并参与系统有功功率控制。

光伏发电站应配置有功功率控制系统，能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，具备有功功率连续平滑调节的能力，并参与系统有功功率控制。

核电厂应配置有功功率控制系统，能够接收并自动执行电力调度机构下达的有功功率控制命令，在满足相关安全规定的条件下，能够实现以日为周期的有功功率连续平滑调节。

5.2.2 有偿调峰
5.2.2.1 深度调峰
a)深度调峰根据机组实际发电出力确定。

火电机组深调峰能力一般为额定容量的40%，后续扩容、供热、环保及节能改造的机组应保持原有低谷调峰能力。

深度调峰贡献为机组额定容量的50%与机组实际出力的差值在深度调峰时间内的累计量。

b)电力调度机构可根据电网自身特性确定并网发电厂深度调峰容量比例，由电力主管部门确定批准。

5.2.2.2 启停调峰
火电发电机组按电力调度指令要求在规定时间内（根据电网运行需求，24小时或72小时内）完成启停机（炉）进行调峰，每台次按启停间隔时间和机组容量给予补偿。

5.2.2.3可再生能源有偿调峰
水电机组、风电场、光伏发电站根据电力调度指令要求而进行弃水、弃风、弃光调峰可按一定标准进行补偿。

5.2.3 有偿无功调节
5.2.3.1根据电网稳定要求，火电、水电发电机组发电工况下在额定容量允许范围内可在迟相功率因数小于0.9的情况下向电力系统发出无功功率，或在进相功率因数小于0.97的情况下向电力系统吸收无功功率。

新建机组在额定出力时，进相功率因数应能达到0.95。

5.2.3.2抽水蓄能机组在发电调相和抽水调相工况运行时，进相功率因数应能达到0.97。

5.2.3.3发电机组应能在数分钟内完成以上无功出力的调节，以满足电力调度机构对并网电厂母线电压的要求。

发电机组进相运行时最大吸收无功能力应通过进相试验确定，并报送电力调度机构备案。

5.2.3.4加装无功补偿装置的风电场、光伏发电站，可根据并网点处功率因数限值范围计算有偿无功电量。

5.2.4 自动电压控制（AVC）
AVC包括AVC主站、AVC子站和传输通道。

AVC主站由电力调度机构管理。

并网发电厂可采用专用AVC子站模式或内嵌在其他系统的AVC 功能模块方式实现AVC子站功能。

AVC主站和子站通信应支持网络通信
方式和通过RTU或者专线方式通信方式。

AVC主站、子站基本功能应满足附录D中相关要求。

并网发电厂应按照电力调度机构的要求将AVC投入运行。

并网发电厂AVC定值（包含系统参数设置、保护限值等）管理应按照电力调度机构的规定执行，并经电力调度机构审核批准。

新建机组、AVC系统改造或其他原因更换AVC系统的机组，应按照电力调度机构规定在交接试验中完成AVC本地闭环试验及系统联调试验，并按规定将测试结果上报。

当并网发电厂机组容量发生变化后，AVC系统定值修改及相应试验项目应按电力调度机构规定执行。

调节速率、调节精度满足附录D 要求。

5.2.5 备用
5.2.5.1 旋转备用
根据实时调度的需要，电力调度机构调用响应迅速的并网备用容量作为旋转备用容量，通常旋转备用响应时间为10分钟内分钟级。

提供旋转备用的机组在规定的响应时间内，应满足电力调度机构规定的机组爬坡速率要求并达到设定的目标出力。

5.2.5.2 热备用
在数小时内，通常为配合超短期负荷预测以及超短期风功率预测，电力调度机构调用能够并网的未并网的机组容量，热备用响应时间通常为1-4小时。

5.2.5.3 调停备用
根据电网负荷变化、清洁能源消纳等运行需求，电力调度机构要求发电机组按电力调度指令调停备用，停机备用时间超过72小时。

5.2.6 黑启动
电力调度机构应根据电网的结构、运行特点确定黑启动电源，并与承担黑启动服务的并网发电厂签订黑启动技术协议，确定黑启动技术性能指标要求。

承担黑启动服务的并网发电厂应做好各项黑启动安全管理措施，制定黑启动预案，并定期进行功能检查试验。

电力调度机构定期组织黑启动演练。

5.3 辅助服务对各类机组的适用性
5.3.1 基本辅助服务
基本辅助服务中一次调频宜由火电、水电、核电机组提供；基本调峰宜由火电、水电提供；基本无功调节宜由火电、水电、核电、风电、光伏发电提供。

5.3.2 有偿辅助服务
有偿辅助服务中自动发电控制宜由火电、水电机组、风电厂、光伏发电站、储能单元提供；有偿调峰宜由火电、水电机组、风电场、光伏发电站提供；备用宜由宜由火电、水电机组、储能单元提供；黑启动根据电网实际情况确定。

6提供与调用
6.1 辅助服务的提供原则
不同类型机组根据自身电源特性提供相应的辅助服务，并满足辅助服务技术要求。

风电场、光伏发电站、储能装置以及核电机组自身技术特点无法提供相关辅助服务时，应通过购买辅助服务或补偿其他提供备用的机组等方式参与。

辅助服务市场运行后，具有符合准入资格的市场成员按照市场规则与电网签订双边合约或通过交易平台等方式提供辅助服务。

6.2 辅助服务的调用原则
辅助服务的调用遵循"按需调度"的原则，由电力调度机构根据发电机组特性、电网运行情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调用的公开、公平、公正。

辅助服务市场运行后，按照市场规则，根据双边合约合同条款或集中交易出清结果调用。

6.3 并网发电厂提供辅助服务时应履行的职责
提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力，提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告。

负责厂内设备的运行维护，确保具备提供符合规定标准要求的辅助服务的能力。

根据电力调度指令提供辅助服务。

配合完成参数校核。

6.4 电力调度机构调用辅助服务时应履行的职责
按照技术参数标准确定参与有偿辅助服务的并网发电厂。

对辅助服务执行情况进行记录、计量、考核和补偿情况的统计。

定期公布辅助服务调用、考核及补偿情况。

及时答复发电企业的问询。

6.5辅助服务市场运行后，按照市场规则履行相应职责
7辅助服务量测
7.1 并网发电厂的基本要求
并网发电厂负责辅助服务量测数据的采集、上送，保证数据的实时、准确、真实；负责量测装置的维护工作，确保量测装置安全稳定运行，按照相关要求接受调度机构的技术指导和专业管理。

7.2 对电力调度机构的基本要求
电力调度机构负责辅助服务量测数据的接收、校验、记录、存储、发布，确保数据处理过程的及时、可靠、有效；负责调度端量测设备的运行维护工作，确保量测装置运行正常。

7.3 量测的数据基础
辅助服务量测的数据基础是指由调度自动化系统采集或记录的一系列与各类辅助服务量测相关的基础数据，包括并不限于：机组有功无功出力、电网频率、母线电压、控制指令、日发电计划曲线、电能量计量数据等。

7.4 量测数据采样周期
量测数据采集周期应与相应的辅助服务调用需求保持一致，以满足辅助服务准确计量的要求：
a）用于一次调频的量测数据：机组实际有功出力、电网频率数据采样周期小于1秒。

b）用于AGC的量测数据：机组实际有功出力、目标出力数据采样周期不大于5秒；机组控制指令发送时刻精确到秒。

c）用于AVC的量测数据：机组实际无功出力、母线电压数据采样周期不大于5秒；电压调节指令发送时刻精确到秒。

d）用于调峰的量测数据：机组实际有功出力数据采样周期不大于5秒；计划值数据采样周期不大于15分钟。

7.5 量测装置故障时的协商解决机制
a）并网发电厂对测量结果存在疑义，应在规定时间内向电力调度机构提出复核。

电力调度机构在接到问询后，在规定时间内进行核查并予以答复。

并网发电厂经与电力调度机构协商后仍有争议，可向电力监管机构提出申诉。

b) 量测装置发生故障，并对辅助服务的考核与补偿结果造成影响时，电力调度机构应及时汇报电力监管机构，电力监管机构组织电力调度机构与并网发电厂确定解决办法。

8基本辅助服务考核
8.1 考核原则与要求
当并网发电厂因自身原因不能提供基本辅助服务,或提供的基本辅助服务不合格时应按规定或市场规则接受考核。

电力调度机构根据电网自身特性依据本导则确定基本辅助服务考核项目与标准，经电力监管机构批准后执行。

8.2 一次调频考核
8.2.1.1一次调频考核分为一次调频投入情况考核及一次调频性能考核两部分。

8.2.1.2根据机组的一次调频月投入率进行一次调频投入情况考核。

机组每月一次调频功能投入时间与每月并网运行时间的百分比统计为
一次调频月投入率，一次调频月投入率应达到100%。

一次调频月投入率考核电量按一次调频投运率、机组容量、运行时间乘积的一定比例进行考核。

8.2.1.3在电网频率越过一次调频死区时对机组进行一次调频性能考核，性能考核以机组一次调频效果为依据。

在电网发生大扰动期间，可依据当次事件中机组的一次调频性能执行单独的大扰动考核。

一次调频性能考核按照附录A6要求执行。

8.3 基本调峰考核
8.3.1 机组因自身原因实际最大发电能力无法达到机组铭牌出力上限，实际最小发电能力无法达到机组基本调峰能力下限时，均应接受调峰考核。

8.3.2 调峰考核计算参数应包含：机组出力上限、下限分别与机组铭牌出力上限、基本调峰能力下限的差值，调峰考核时间参数，以及调峰考核系数。

8.3.3 调峰考核时间参数根据电网不同负荷特性、运行特点以及整体调峰资源匮乏程度可选取机组运行时间、机组上下限受阻时间、设定高峰（早峰、晚峰）、低谷时段具体时间、特定考核周期时间作为时间参数。

8.3.4 发电机组应向调度机构及时、准确、完整申报本每台机组次日、日内最大、最小可调出力。

根据发电机组申报调峰受阻情况，选取不同的调峰考核参数计算考核结果。

对于未申报和未及时、准确、完整申报的机组，采用较大的调峰考核参数加大考核力度；对于日内申报的机组，相对于日前申报的机组采用较大的调峰考核参数加大考核力度。

8.4 基本无功调节考核
8.2.3.1并网发电厂按照电力调度机构下达的电压曲线进行无功控制。

电力调度机构统计计算各并网发电厂母线电压月合格率，月合格率低于考核标准（一般不低于95%）的电厂将受到考核。

8.2.3.2以下情况可免于考核：。