国家标准 GB/T37134一2018 并网发电厂辅助服务导则 Guideforaneillaryservieeofgridcomneetedpwerplants 2018-12-28发布 2019-07-01实施国家市场监督管理总局发布币国国家标准化管理委员会国家标准
GB/37134一2018 目次前言范围 2 规范性引用文件术语和定义总则辅助服务提供与调用数据量测基本辅助服务考核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 1 结算 12信息的披露与获取附录A资料性附录) -次调频综合指标计算及考核 12 附录B(资料性附录)发电机组无功调节时间的运行条件 15 附录c(资料性附录)发电机组调峰贡献率计算方法 16 附录D(资料性附录)Avc性能指标 19 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
GB/37134一2018 前言本标准按照GB/T1.1一2009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)归口本标准起草单位:华北能源监管局、华北电网有限公司、华北电力科学研究院有限责任公司、清华大学、国网冀北电力有限公司、国网新源控股有限公司北京十三陵蓄能电厂本标准主要起草人:史沛然、谢旭、康静秋、江长明、崔正湃、陈大宇、吕峰、刘军谢亮、陈之栩、雷雨、吕梁俊超、赵巅、刘辉、史杨、奕加林、张合,吴冰将崔达、徐英、苏峰、郭磊、梁传卫、仇晓智陈启鑫、陈晓峰、杨占良、刘京波
GB/37134一2018 并网发电厂辅助服务导则范围本标准规定了并网发电厂辅助服务的提供、调用、计量,考核与补偿等应遵循的基本技术要求和基本原则本标准适用于参与电网运行的并网发电厂(含自备发电厂省级及以上电力调度机构省级以下电力调度机构可参照执行本标准不适用电力现货市场及电力辅助服务市场规范性引用文件下列文件对于本文件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文件凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T7064隐极同步发电机技术要求 GB/T7894水轮发电机基本技术条件 GB/T19963风电场接人电力系统技术规定光伏发电站接人电力系统技术规定 GB/T19964 GB/T30370火力发电机组一次调频试验及性能验收导则 GB/T31464电网运行准则 HAF103核动力厂运行安全规定术语和定义下列术语和定义适用于本文件 3.1 电力系统power rysem" 由发电、供电(输电、变电、配电)用电设施以及保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、调度自动化电力通信等二次设施构成的统一整体 3.2 neted 并网发电厂grid powerplamt connee 并人电网运行的火力(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) 3.3 发电机组generatorset 将其他形式的能源(如煤炭、燃油、燃气水力、核能、风能太阳能、生物质能、海洋能等)转换成电能的成套发电设备 3.4 电储能设施electries storagefaeility 通过化学或者物理方法存储电能并在需要时以电能形式释放的设施
GB/T37134一2018 3.5 辅助服务amelarysres 为维护电力系统的安全稳定运行,保障电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由发电企业、电网企业和电力用户提供的一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰,无功调节、备用、黑启动等服务注;辅助服务包括基本辅助服务和有偿辅助服务总则规范并网发电厂辅助服务管理,保证辅助服务品质,保障电力系统安全,优质、经济运行 4.1 并网发电厂有义务提供辅助服务 4.2 4.3并网发电厂应具备提供基本辅助服务的能力,并满足本标准的要求并网发电厂有偿辅助服务应遵循“谁提供谁受益、谁使用谁承担"的原则 4.4 电力调度机构按照调度管辖范围实施辅助服务的调用,计量、考核和补偿,并按规定披露有关 4.5 信息电力调度机构负责建设并运维并网发电厂辅助服务管理技术支持系统 4.6 4.7跨省区辅助服务按照国家相关规定开展,条件具备时可视同为发电机组参与受端电网考核与补偿 5 辅助服务 5.1基本辅助服务 5.1.1 般要求为保证电网安全各类型发电机组应具备基本辅助服务能力,如不具备应接受考核基本辅助服务品种包括一次调频,基本调峰,基本无功调节 5.1.2一次调频 5.1.2.1当电力系统频率偏离目标频率时,发电机组应通过调速系统(控制系统等)的自动反应,调整有功出力,减少频率偏差 5.1.2.2发电机组一次调频的死区、调速系统的速度变化率、一次调频的投用范围和最大调整负荷限幅、响应速度等应满足GB/T31464和GB/T30370的有关规定,并同时满足所接人电网的一次调频技术管理要求一次调频综合指标可参见附录A 5.1.2.3发电机组正常运行时应投人一次调频功能,当电网频率波动超过死区时应自动参与一次调频并网发电厂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,应向电力调度机构申请汇报，经批准后执行 5.1.2.4在对影响机组一次调频特性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,若达不到技术要求,并网发电厂应向电力调度机构报告,并及时进行检修维护 5.1.2.5鼓励风电机组,光伏发电机组经技术改造后具备一次调频能力 5.1.3基本调峰 5.1.3.1火电机组的基本调峰能力根据机组类型确定,调峰能力应至少达到额定容量的50%;供热机组(包括燃煤、燃气机组)在供热期按认定的调峰能力参与调峰,在非供热期,应保持原有调峰能力 5.1.3.2水电机组的基本调峰能力应能达到其额定容量的100%,实际调峰范围的确定宜考虑机组避
GB/37134一2018 开振动区和空蚀区运行的要求,并依据来水情况确定水电机组的基本调峰能力 5.1.3.3核电机组应在保证安全的前提下,根据设计标准、技术能力参与调峰 5.1.3.4火电机组开展扩容、供热、环保及节能等技术改造后应保持原有调峰能力 5.1.3.5电力调度机构可根据电网自身特性对发电机组基本调峰容量比例进行调整 5.1.4基本无功调节 5.1.4.1火电、水电、核电机组在发电工况下,应具备在迟相功率因数0.9~1范围内向电力系统发出无功功率,在进相功率因数0.97~l范围内向电力系统吸收无功功率的动态无功调节能力机组运行时的条件可参见附录B 5.1.4.2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0.95一滞后 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 5.1.43在以上功率因数范围内,发电机组应满足GB/T7064,GB/789相关要求长期稳定运行,其无功功率调节能力应满足电力调度机构对并网发电厂母线电压的要求,调节频次不应受眼 5.2有偿辅助服务 5.2.1 -般要求有偿辅助服务品种包括自动发电控制AGC),有偿调峰、有偿无功调节、自动无功电压控制 AVC)、备用、黑启动 5.2.2自动发电控制(AGC) 5.2.2.1并网发电厂单机容量超过200Mw的燃煤机组、整套容量超过200Mw的燃气机组以及全厂容量超过100Mw的水电机组应具有AGC功能加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行,不得擅自退出并网发电机组的AGC功能 5.2.2.2发电机组AGcC性能和指标应满足GB/T31464相关规定 5.2.2.3电力调度机构负责所调度的发电机组AGC运行管理在满足电网运行控制和安全稳定要求的前提下,由电力调度机构确定发电机组AGC功能的调用原则 5.2.2.4风电场应按GB/T19963相关规定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 5.2.2.5光伏发电站应按GB/T19964相关规定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,能够接收电力调度机构下达的电力调度指令,在满足 5.2.2.6 HAF103相关安全规定的条件下,实现以日为周期的有功功率连续平滑调节 5.2.3有偿调峰 5.2.3.1有偿调峰范围界定可不受基本调峰能力要求限制,起始点可为系统内调整能力最小类型机组的最大调整能力或系统平均调峰率,依照发电机组对电力系统运行的实际调峰贡献率给予补偿调峰贡献率按以下方法确定: a 以发电机组在负荷高峰、低谷时段出力比值计算机组的调峰率; b)以全网在运机组在负荷高峰、低谷时段平均出力计算系统平均调峰率;
GB/T37134一2018 发电机组调峰率大于系统平均调峰率获得补偿,幅度越大、调峰贡献越大,应获得的补偿越多反之则需承担补偿费用,峰谷差率越小,应承担的费用越多也可依照低谷时段发电机组调峰贡献率给予补偿 d 发电机组调峰贡献率可参见附录C计算 e 5.2.3.2火电、核电机组参与深度调峰满足以下要求: 深度调峰应根据发电机组实际发电出力确定 a b 可采用深度调峰时间内机组基本调峰能力以外的累计调峰电量确定深度调峰贡献率 c 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,经认定后实施; d 机组开展扩容、供热、环保及节能等技术改造后应保持原有深度调峰能力 5.2.3.3发电机组启停调峰应满足以下要求: 火电、水电机组可按电力调度机构要求,在规定时间内完成启停机(炉)参与启停调峰 a 火电发电机组按电力调度指令要求在规定时间内完成启停机(炉),可按每台次启停间隔时间 b 和机组容量给予补偿; 由系统调峰需求引起、超出启停调峰规定的停机时间的,可参照调停备用执行 5.2.4有偿无功调节 5.2.4.1发电机组在发电工况下,在额定容量允许范围内,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机组运行时的条件可参见附录B 5.2.4.2抽水蓄能机组在发电调相和抽水调相工况运行时,向电力系统发出或吸收无功功率 5.2.4.3在满足电力调度机构对并网发电厂母线电压的要求前提下,发电机组应能在规定时间内完成有偿无功出力的调节 5.2.44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 5.2.4.5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进行计算 5.2.5自动无功电压控制(AVC) 5.2.5.1AVC系统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,满足以下要求: Avc主站应由电力调度机构管理， a b)并网发电厂可采用专用AVvc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、通过远动装置或专线的通信方式 c d)AVC主站、子站基本功能可参考附录D. 5.2.5.2所有并网发电机组(场,站)均应具备AVC功能,AVC装置应具备与电力调度机构能量管理系统实现联合闭环控制功能 5.2.5.3并网发电厂应按照电力调度机构要求将AVC投人运行 5.2.5.4并网发电厂AVC定值管理(含系统参数设置、保护限值等)应按照电力调度机构的规定执行 5.2.5.5因新(扩)建机组、AVC系统改造或其他原因需更换AVvC系统时,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,并将测试结果报送电力调度机构 5.2.5.6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 5.2.5.7AVC调节速率,控制精度可参考附录D执行
GB/37134一2018 5.2.6备用 5.2.6.1 旋转备用旋转备用满足以下要求: 根据实时调度的需要,电力调度机构可调用响应迅速的并网发电机组的备用容量作为旋转备用,其响应时间通常应在10min内 b 提供旋转备用服务的发电机组应在规定的响应时间内,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 5.2.6.2热备用为配合超短期负荷预测以及超短期风电、光伏发电功率预测,电力调度机构可调用短时内可并网运行的发电机组,其响应时间通常为1h4h. 5.2.6.3调停备用根据电网负荷变化、清洁能源消纳等运行需求,电力调度机构可要求发电机组按电力调度指令进行调停,调停超过72h属于调停备用 5.2.7黑启动 5.2.7.1当电力系统因故障全部停运后,该系统中具有自启动能力的机组,带动系统内其他机组、逐步恢复系统运行 5.2.7.2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一签订黑启动技术协议,确定黑启动技术性能指标要求 5.2.7.3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 5.2.7.4电力调度机构应定期组织黑启动演练提供与调用 6.1提供原则与要求 6.1.1不同类型发电机组应根据自身特性提供相应的辅助服务: 自动发电控制(AGC)宜由火电,水电机组、风电场,光伏发电站、电储能设施提供 a b 有偿调蜂宜由火电、水电机组、电储能设施提供; 备用宜由火电、核电、水电机组、电储能设施提供 c d 黑启动根据电网实际情况确定; 当风电场,光伏发电站以及核电机组由于自身特点无法提供相关辅助服务时,购买辅助服务或补偿其他提供有偿辅助服务的机组 6.1.2并网发电厂应根据以下要求提供辅助服务 a 提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力,并提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告; b) 负责厂内设备的运行维护,确保具备提供符合规定的辅助服务能力 c 根据电力调度指令提供辅助服务 d)配合完成参数校核
GB/T37134一2018 6.2调用原则与要求 6.2.1电力调度机构根据以下原则调用辅助服务按需调度,根据发电机组特性、电网运行情况,合理安排发电机组承担; a b)经济调度,优先调用更加经济的辅助服务资源,并尽量减少风电、光伏发电、水电等的弃电现象,确保清洁能源多发满发; 提供辅助服务的能力和意愿,公开,公平、公正地进行公平调度,根据并网发电厂 6.2.2电力调度机构调用辅助服务时应遵循以下要求按照相关技术标准规程规定,确定参与有偿辅助服务的并网发电厂; a 对辅助服务执行情况进行记录、计量以及考核补偿情况的统计; b 定期公布辅助服务调用、考核及补偿情况 c 及时答复发电企业的问询 d 数据量测 7.1并网发电厂应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,负责发电端量测装置的维护工作,确保量测装置安全稳定运行,按照相关要求接受电力调度机构的技术指导和专业管理 7.2电力调度机构应负责辅助服务量测数据的接收、校验、记录、存储,确保及时、可靠有效地处理数据,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辅助服务量测数据应至少包括发电机组有功和无功出力,电网频率,母线电压、控制指令、日发电计划曲线、电能量计量数据等量测数据采集周期与相应的辅助服务调用需求保持一致用于一次调频的量测数据(机组实际有功出力、电网频率)采集周期不应大于1s a 用于AGC的量测数据(机组实际有功出力、目标出力)采集周期不应大于5s,机组控制指令 b) 发送时刻精确到秒; 用于AVC的量测数据(机组实际无功出力,母线电压)采集周期不应大于5s,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)采集周期不应大于5s,计划值数据采集周期不应大于15 min 8 基本辅助服务考核 8.1考核原则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,应按规定接受 8.1.1 考核 8.1.2电力调度机构可根据电网自身特性依据本标准确定基本辅助服务考核项目与标准,经认定后实施 8.2一次调频考核 8.2.1一次调频考核可分为一次调频投人情况考核及一次调频性能考核 8.2.2发电机组月度一次调频功能投人时间与月度并网运行时间的百分比统计为一次调频月投人率 -次调频月投人率应达到100%
GB/37134一2018 8.2.3可按一次调频投人率、机组容量、运行时间及考核系数的乘积确定一次调频投人情况考核依据 8.2.4在电网频率越过发电机组一次调频死区时,以发电机组一次调频效果为依据对发电机组进行一次调频性能考核在电网发生大扰动期间,可依据当次事件中发电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可参考附录A执行，一次调频性能指标计算参见式(A.1)式(A.5). 8.3基本调峰考核发电机组因自身原因,其实际最大发电能力无法达到规定的机组出力上限,或其实际最小发电 8.3.1 能力无法达到规定的机组出力下限时,均应接受调峰考核 8.3.2调峰考核计算参数应包含: 机组实际出力上限与核定的机组出力上限的差值; aa b) 机组实际出力下限与核定的机组基本调峰能力下限的差值; 调峰考核时间参数; c d 调峰考核系数 8.3.3调峰考核时间参数可根据电网的负荷特性、运行特点以及整体调峰资源匮乏程度确定,可选取机组运行时间、机组出力上下限受阻时间,设定的高峰和低谷时段、特定考核周期作为调峰考核时间参数 8.3.4并网发电厂应向电力调度机构及时,准确、,完整申报本厂每台机组次日、日内的最大和最小可调出力电力调度机构宜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或未及时,淮确,完整申报的机组,宜采用较大的调峰考核参数;对于日内申报的机 8.3.5 组,相对于日前申报的机组,宜采用较大的调峰考核参数 8.4基本无功调节考核并网发电厂应按照电力调度机构下达的无功电压曲线进行无功控制由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%)的应接受考核有偿辅助服务考核原则与要求 g.1考核原则当并网发电厂被选取或主动申报提供有偿辅助服务、因自身原因不能被调用或者达不到预定调用标准时,应按规定接受考核 9.2AGC考核 AGC考核指标可包括可用率、调节容量,调节贡献量、调节迷率、,调节精度、响应时间等 9.2.1 9.2.2发电机组的AGc可用率应满足电力调度机构相关规定要求,达不到要求的可按照其可用率的缺额进行考核 AGC可用率考核的计算参数包括机组AGC标准可用率与机组实际AGC可用率的差值、机组容量、考核时间参数以及AGC可用率考核系数,AGC可用率考核计算参见附录E中式(E.1) 式(E.3) 9.2.3电力调度机构可依据发电机组跟踪AGC控制指令情况,实时计算其实际调节容量、调节贡献量、调节速率,调节精度、响应时间及其他可以表征机组调节性能的指标,对发电机组进行考核发电机组AGC性能指标计算及考核方法可参见附录E g.3有偿调峰考核 g.3.1申报提供深度调峰服务的发电机组,未能按照电力调度机构要求提供深度调峰,或提供深度调
GB/T37134一2018 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: 调峰指令出力与机组实际出力的差值 a b) 机组进行深度调峰的时段深度调峰考核系数 c 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并网,宜参照相应非计划停运的标准进行考核 g.4备用考核 9.4.1旋转备用考核 9.4.1.1并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 a 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电力调度机构要求的旋转备用容量; a 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提供热备用的未并网发电厂因自身原因并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,应接受热备用调用考核 g.4.2.2热备用容量考核计算参数应包含: 机组额定容量或额定容量百分比与实际提供热容量差值 a b 并网发电厂未能提供满足要求热备用的时间 g.4.2.3热备用调用考核计算参数应包含: 电力调度机构要求的热备用容量: a b 并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并网发电,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并网发电厂(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 9.6.1 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/37134一2018 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: 未对黑启动直接相关设备进行年度例行维护 a b 未及时制修订黑启动事故处理预案; 未按规定进行黑启动演习或演习失败 c 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 0.2AGC补偿 10.2.1 AGcc补偿应结合并网发电机组提供AGC辅助服务的晶质与实际贡献量进行补做计算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 10.2.2 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 AGC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)一式(E.8) 10.2.4 0.3有偿调峰补偿 10.3.1调峰贡献率补偿可根据发电机组实际调峰贡献程度相对于系统平均调峰率确定调峰贡献率补偿依据 10.3.1.1 10.3.1.2可依据发电机组自身实际调峰率、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率补偿依据,调峰贡献率计算可参见附录C中式(Cc.1)一式(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 0.3.2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) 0.3.2.3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 0.3.2.4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并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
GB/T37134一2018 0.4备用补偿 10.4.1旋转备用、热备用服务补偿 0.4.1.1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 0.4.1.2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 10.4.13备用时间由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有偿无功服务补偿根据电力调度指令,发电机组通过提供必要的有偿无功服务保证电厂母线电压满足要求,或 10.5.1.1 者已经按照最大能力发出或吸收无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时多发出的无功电量或进相功率因数低于0.97时多吸收的无功电量,可依据补偿单价、无功电量等确定补偿依据 10.5.1.2发电机组在调相工况运行所提供的有偿无功服务,分为调相运行启停补偿和调相运行成本补偿机组启停调相按机组容量进行补偿; a 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 0.5.2AvC补偿提供AvC辅助服务的并网发电厂(场、站),可按机组容量、AVvC投运率、AvC调节合格率和投用时间综合确定补偿依据 AVC补偿计算可参见附录D中式(D.1). 0.6黑启动补偿 0.6.1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 0.6.2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并网发电厂联合测算,合理确定其补偿标准结算 11 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并网发电厂提供辅助服务的费用结算根据电网自身特性,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 10
GB/37134一2018 2信息的披露与获取 2.1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 2.3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 2.4并网发电厂的商业、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
GB/T37134一2018 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波动时典型一次调频调节过程如图A.1所示,一次调频性能基本指标包括;一次调频投人率、一次调频死区、一次调频响应滞后时间、一次调频稳定时间、转速不等率图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士0.033Hz内;水电机组一次调频死区控制在士0.05Hz内;核电机组一次调频死区宜控制在士0.066Hz内 A.1.3 一次调频响应滞后时间公！如图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调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 打一次调频的响应潘后时间小于4,额定水头在0m以下的额定水头在50m及以上的水电机组,参与水电机组,参与一次调频的响应滞后时间小于10s 核电机组参与一次调频的响应滞后时间宜小于 3 s A.1.4燃煤机组达到75%目标负荷的时间不大于15s,宜在30s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15s,宜在30s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 s,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一次调频稳定时间如图A.1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 A.1.5 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 lmin 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 A.1.6 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% 火电机组的转速不等率谷%为4% 5%,水电机组的转速不等率%不大于4% A.2 -次调频性能指标计算及考核 A.2.1 -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 12
GB/37134一2018 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率考核包括以下内容 a)当某台机组并网运行时,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,则统计为该机组一次调频正确动作1次,否则,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ywm的计算可按式(A.1)进行 correet ×100% (A.1 Ycoreet eoe十fwm8 式中: -机组一次调频每月正确动作的次数; eore -机组一次调频每月不正确动作的次数 fwrng b 机组一次调频月正确动作率Ym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 -次调频性能指标包括以下内容: 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 a 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 -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 -次调频动作积分电量贡献指数APFR可按式(A.2)计算 AAe APFR一 ×100% A.2 Theroy -次调频动作实际积分电量AAet可按式(A.3)计算 r"r0十'调 PST)dr P AAct- A.3 3600 -次调频动作理论积分电量ATheroy可按式(A.4)计算 e打妈士Af./50×P ×100%)/6%)/dr Theroy (A.4 3600 式中: 电网频率超出一次调频死区的时刻 to 电网频率超出一次调频死区且持续超过15s一20s情况下的实际时间,单位为秒(s)(最大 t节值为60s)(积分结束以一次调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1s5s:; % 机组转速不等率 P -次调频动作时间段内机组的实际有功值,单位为兆瓦(Mw); PST 机组一次调频开始时刻的起始有功值,单位为兆瓦(Mw); P -机组额定容量,单位为兆瓦(Mw); 公/m -次调频动作期间,考虑到一次调频死区的实际频率偏差,单位为赫兹(Hz). 考虑到一次调频死区的实际频率偏差4f.可按式A.5)计算: A.5 Af=f 一(50士f 式中: -实际电网频率值,单位为赫兹(Hz); fo -次调频死区,单位为赫兹(Hz A 一次调频动作积分电量贡献指数APFR宜不小于60%,否则可判定为单次一次调频效果不合 13
GB/T37134一2018 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,对正常运行工况和事故工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
GB/37134一2018 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迟相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: 机端电压不高于额定值的105%; a 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; b 发电机各部位温升能满足GB/T7064,GB/T7894的要求 c B.2进相运行发电机能在功率因数0.95(欠励)下带额定负荷运行,实际进相能力由进相试验确定,励磁调节器低励限制曲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机端电压不低于额定值的92%; a 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; b e 发电机端部铁心和金属结构件发热不超过GB/T7064,GB/T7894规定的温度限值; 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功角,进相时发电机功角相对极限功角留有15°20°的安全裕度火电、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温升过快、厂用电母线电压过低导致重要辅机电流接近或超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
GB/T37134一2018 附录资料性附录) 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、低谷时段出力比值计算机组的调峰率,以全网在运机组在负荷高峰、低谷时段平均出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,峰谷差率越小,承担的费用越多或者依照低谷时段调峰贡献程度给予补偿 C.2负荷高峰低谷时段根据电网不同季节的负荷特点确定调峰辅助服务高峰、低谷时间段 C.3调峰率、调峰贡献率计算方法参与调峰辅助服务的单元按照调峰率计算调峰贡献机组;的日调峰率》可按式(c.1)计算 a " (C.1) 7= 式中当日负荷高峰时段单元i的平均出力,单位为兆瓦(Mw) A 当日负荷低谷时段单元i的平均出力,单位为兆瓦(Mw) 系统日平均调峰率可按式(C.2)计算 b C.2 了一节式中: 当日负荷高峰时段系统总发电平均出力,单位为兆瓦(Mw)1 P P 当日负荷低谷时段系统总发电平均出力,单位为兆瓦(Mw) 单元i的日调峰贡献A可按式(C.3)计算 27=y-7 C.3) C.4按照调峰贡献计算调峰辅助服务补偿和分摊费用方法参与调峰辅助服务的单元按调峰贡献计算辅助服务补偿和分摊费用方法如下 a 当单元调峰贡献AY大于0时,第i个单元获得的日调峰辅助服务补偿费用F，可按式(C.4 计算 C.4 F，=AY×P尸×A 式中 P -单元i的容量,单位为兆瓦(Mw); 16
GB/37134一2018 -补偿单价,单位为元 b)全网日调峰辅助服务补偿费用F可按式(C.5)计算 F一 C.5 式中: F -当日第i个单元获得的调峰辅助服务补偿费用,单位为元当日大于0的单元总数 N 当单元调峰贡献AY，小于0时,第;个单元承担的日调峰辅助服务分摊费用F'可按式(C.6) 计算 AY，×P C.6 F',=F× Ay×P 习式中: 当日全网调峰辅助服务补偿费用,单位为元单元，的容量,单位为兆瓦(MIw) P N 当日，小于0的单元总数 Y 取绝对值 c.5按照低谷时段调峰率、调峰贡献率计算方法供热期内,参与调峰辅助服务的机组可按照机组低谷负荷率计算调峰贡献机组，的低谷负荷率月可按式(C.7)计算 a c.7 G 式中: P -当日负荷低谷时段机组i的平均出力,单位为兆瓦(MW) G -机组i的额定装机容量,单位为兆瓦(Mw) 系统低谷负荷率可拨式(C.8)计算 b C.8 G 式中: -当目低谷时段系统总发电平均出力,单位为兆瓦(Mw) 当目低谷时段系统在网机组总额定装机容量,单位为兆瓦(Mw) 习G 机组i的日低谷调峰贡献8可按式(C.9)计算 4月=百一月 C.9 C.6按照低谷时段调峰率、调峰贡献率计算调峰辅助服务补偿和分摊费用方法供热月份参与调峰辅助服务的机组可按照低谷调峰贡献计算调峰辅助服务补偿和分摊费用,方法如下当机组低谷调峰贡献A大于0时,第i个机组获得的日调峰辅助服务补偿费用F，可按式 a (C.10)计算 C.10 -- F，=A×G×A×入 17
GB/T37134一2018 式中补偿单价,单位为元; 入=1,0<8<0.1 补偿系数,入=1.5,0.1<49<0.2 入=2,0.2GB/37134一2018 附录 D 资料性附录 AVc性能指标 D.1Ac控制精度 AVC控制精度宜满足如下要求高压母线电压控制偏差不大于士0.5kV; aa b 对于单机容量300Mw及以下机组,无功控制偏差小于士5Mvar; 对于单机容量300Mw以上机组,无功控制偏差小于士10Mvar; c d 调节结束后,母线电压或机组无功稳定在合理范围,即;在预设值土调节死区设置值的范围内 D.2AvC调节速率 AVC调节速率宜满足以下要求 a 电压控制方式下调节速率不低于0.5kV/min; b 无功控制方式下调节速率不低于10Mvar/min c 调节过程中不出现超调,即不超出预设值士调节死区设置值的范围; 由于网架结构等原因,并网发电厂的AvVC调节速率不能达到上述要求的,经电力调度机构批 d 准后，可适当放宽指标要求 D.3AVC主站基本功能通过对地区电网实时无功电压运行信息的采集、监视和计算分析,在满足电网安全稳定运行基础上,控制电网中无功电压设备的运行状态,与上下级调度协调控制,维持电压运行在合格范围内,优化无功分布,降低电网损耗 D.4并网发电厂Avc子站基本功能并网发电厂AvC子站基本功能如下 AVc子站至少包括远方、就地和退出三种模式其中远方模式是指接收主站指令,按主站目 a 标指令控制发电机组无功出力;就地模式是指子站按照预先设定的无功或电压曲线控制发电机组无功出力;退出模式是指子站退出运行 b AVC子站控制模式一般为母线电压控制模式和单机无功控制模式其中母线电压控制模式是指,子站接收主站下发的高压母线电压控制目标值后,通过计算自动得出电厂需要承担的总无功功率,并将总无功功率合理分配给对应每台机组,实现全厂多机组的电压无功自动控制单机无功控制模式是指,子站接收主站下发的每台机组无功出力目标值,AVC子站调节发电机无功出力,最终使各机组无功出力达到目标值一般情况下,发电厂采用母线电压控制模式具备对主站的指令进行安全性和有效性辨识功能当与主站通信中断或主站指令无效时,能 19
GB/T37134一2018 闭锁控制或转为就地控制模式具备安全闭锁功能在运行参数超出规定的约束条件或相关保护动作时,子站控制功能能自 d 动闭锁子站自检异常时能自动闭锁控制 AvC运行状态异常时能及时报警具备实时数据采集功能实时数据宜从发电厂自动化系统获取,也可单独采集子站运行、闭锁、报警、异常等状态信号能实时上传主站 fD 具备数据查询和报表功能子站可完整保存主站下发的指令及子站的控制命令,并能方便查询和生成报表各种异常报警和人工操作记录宜完整保存,并可分时段统计查询 D.5AvC投运率入， Avc投运率入,可按式(D.1)计算 AVC投运时间 ×100% 入= (D.1 机组运行时间在计算AVC投运率时,扣除因电网原因造成的AVC装置退出时间 AVC投运率以入为合格标准,全月AVC投运率低于入、的机组考核电量可按式(D.2)计算 a一入)×w./100 (D,2 式中: -机组AVC投运率,用百分数表示; 入s -电力调度机构规定的基准AVC投运率,用百分数表示,一般为98% Ay_N w -该机组当月上网电量,单位为兆瓦小时(Mw h) D.6Avc调节合格率入，并网发电厂Avc子站与调度Avc主站闭环运行后,Avc子站在2min内调整到位为合格 Avce 调节合格率入i可按式(D.3)计算: (D.3 A，=执行合格点数/电力调度机构发令次数×100% AVC调节合格率以入iH、为合格标准,全月AVC调节合格率低于入i眺的机组考核电量可按式(D.4) 计算考核电量=(a、一入)×w./100 (D.4 式中: -机组AVC调节合格率,用百分数表示; 入e -调度部门规定的基准AVC调节合格率,用百分数表示,一般为96%~98% 入h_N w 该机组当月上网电量,单位为兆瓦小时(Mwh) D.7Avc补偿计算装设AVC装置的机组,若AVC投运率达到入w.、以上,且AVC调节合格率达到A屋、以上,按机组容量和投用时间补偿,补偿费用可按式(D.5)计算: K (D.5 补偿费用 ×P、×Yv×'A K，式中 K司 -AVC调节合格率计算系数,通常由电力调度机构确定; 20
GB/37134一2018 机组调节精度,用百分数表示,为机组目标出力和实际出力之间偏差的积分电量与调节时间的比值,机组调节精度不大于机组额定有功功率的2% 机组响应时间,单位为秒(s),采用直吹式制粉系统的火电机组AGcC响应时间不大于60s;采用中储式制粉系统的火电机组AGC响应时间不大于40s;水电机组的AGC响应时间不大于 10s 上述参数可根据区域电网运行的特点和电源结构适当调整 E.3AGC服务补偿机组AGC性能补偿包括AGcC基本补偿、AGc调用补偿、AGc综合性能补偿三部分,可根据电网运行特点选取合适的补偿分项进行组合,机组AGC性能补偿Q的计算可按式(E.4)计算 (E,4 QNc=aiQic十aQ.ANc十aQ.N0 式中 -AGC基本补偿Qce的权重系数,ai=01; a AGC调用补偿QAce的权重系数,a=01; a AGC综合性能补偿Qe的权重系数,a;=0l; a AGC基本补偿,即每月根据机组AGC的可用率和AGC可调节容量的乘积按照一定补 Q1Acc 偿标准进行补偿,AGC基本补偿Qe可按式(E.5)计算: ---- E.5 QAce=c×尸e×Y 式中 -机组AGC的可用率,用百分数表示; 0e P -机组AGC可调节容量,单位为兆瓦(MW),即机组可投人AGC运行的调节容量上、下限 Ac 之差; -AGC基本补偿的补偿标准,单位为元每兆瓦小时[元/Mwh)]; Y Q .ANe为AGC调用补偿,即每月根据机组AGC调节容量被调用时增发或少发的电量按一定的标准进行补偿,AGC调用补偿Qc可按式(E.6)计算 E.6 Q2Ac=Ec×Y 式中: -AGC调用补偿电量,单位为兆瓦小时(MIwh),即机组根据AGC调整后的发电曲线比 Ee 计划发电曲线增发,减发电量绝对值之和(或机组根据AGC调整后的发电曲线与计划发电曲线之间电量积分电量差); -AGC调用补偿的补偿标准,单位为元每兆瓦小时[元/Mwh)] m -AGC综合性能补偿,即每月机组的AGC综合性能补偿费用,AGC综合性能补偿Qe Q.Ac 可按式(E.7),式(E.8)计算习(Dc×?.)(n=28一31 Q. E.7 aAc 式中机组的日AGC综合性能 Dc 1 AGC综合性能补偿标准 23
GB/T37134一2018 E.8 DNc=D×K 式中日调节深度; K -机组当天的AGC综合性能指标 AGC综合性能指标考虑调节速率,调节精度与响应时间三个因素的整体效果,可采用上述各个因素与其标准值的比值的乘积量或者加权平均量进行计算 24
GB/37134一2018 参考文献 [1]DL/Tl164汽轮发电机运行导则 [2]电力市场运营基本规则国家电力监管委员会10号令 [3]电力企业信息披露规定(国家电力监管委员会14号令 [4]发电厂并网运行管理规定(国家电力监管委员会电监市场C20o6们42号》 [5]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 [[6]国家能源局综合司关于积极推进跨省区辅助服务补偿机制建设工作的通知国能综监管 C2014]456号 [7]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 [[8]关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知(国家能源局国能监管[2016164号

并网发电厂辅助服务导则GB/T37134-2018的解读

随着能源结构调整和环保要求提高，新能源发电持续快速发展，逐渐成为我国电力系统中不可或缺的一部分。然而，由于新能源发电具有间歇性、波动性等特点，与传统电力系统相比，在运行模式、调度方式、技术要求等方面存在明显差异。

为了保证并网发电厂的安全稳定运行，提高新能源发电利用效率，国家能源局制定了《并网发电厂辅助服务导则GB/T37134-2018》。该导则对并网发电厂的辅助服务进行规范，旨在实现新能源发电与传统电力系统协同运行，提高电力系统的安全可靠性和经济性。

1. 简介

《并网发电厂辅助服务导则GB/T37134-2018》作为指导性文件，对于并网发电厂的辅助服务进行了明确的规定和要求。其中包括以下内容：

辅助服务的定义及分类
辅助服务市场机制
辅助服务运行方式
辅助服务技术要求
辅助服务监督管理

2. 辅助服务的定义及分类

辅助服务是指在保障电力系统安全稳定运行的前提下，对电力系统进行调节、控制和支撑的一系列服务。根据不同的功能，辅助服务可以分为以下几类：

频率控制服务
电压控制服务
有功功率控制服务
无功功率控制服务
容量服务
备用服务
黑启动服务

3. 辅助服务市场机制

针对辅助服务市场存在的问题，导则提出了以下改进措施：

适度扩大参与主体范围
建立多元化交易模式
完善交易规则和市场监管机制
促进市场价格逐步形成

4. 辅助服务运行方式

为了实现辅助服务的顺畅运行，导则提出了以下要求：

建立合理的调度机制，确保辅助服务及时、准确地被调度使用。
提高新能源发电在辅助服务中的参与率和可调度性。
加强跨区域调度协调，提高供需匹配效率。

5. 辅助服务技术要求

导则针对不同类型的辅助服务，提出了相应的技术要求和标准。例如，在频率控制服务方面，要求并网发电厂应根据电力系统负荷变化，快速响应调度指令，控制有功出力或准确控制风电、光伏等新能源发电设备的输出。而在无功功率控制服务方面，则要求并网发电厂具备快速补偿电力系统无功功率的能力。

6. 辅助服务监督管理

为保证辅助服务运行的有效性和安全性，导则规定了相应的监督管理要求，包括以下内容：

建立辅助服务产品备案制度
加强辅助服务市场监管
建立辅助服务质量检测体系
完善辅助服务评价机制

7. 结论

《并网发电厂辅助服务导则GB/T37134-2018》的实施对于保障电力系统的安全稳定运行、提高新能源发电利用效率具有重要意义。通过明确规范辅助服务的分类、市场机制、运行方式和技术要求，可以有效促进新能源与传统电力系统的协同运行，推动我国电力系统的可持续发展。