GB／T 37134-2018 标准规范下载简介

GB／T 37134-2018 并网发电厂辅助服务导则

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： a 机组启停调相按机组容量进行补偿；

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无功服务保证电厂母线电压满 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 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 等确定补偿依据。

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。 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辅助服务的并网发电厂（场、站）GBT1499.1-2017 钢筋混凝土用钢 第1部分：热轧光圆钢筋，可按机组容量、AVC投运率、AVC调节合格率和报 间综合确定补偿依据。AVC补偿计算可参见附录D中式（D.1）

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 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。 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 合理确定其补偿标准

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 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 洁算。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 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。 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。

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

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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。

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。 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。 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， 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

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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。

在电网频率发生波动时典型一次调频调节过程简

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 死区控制在土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△t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。 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4s，额定水头在50m以下的 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 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15S，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间t1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 机组负荷最后一次达到目标值所充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3%。火电机组的转速不等率%为4%～ 5%.水电机组的转速不等率%不天全4%

A.2一次调频性能指标计算及考核

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

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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。 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 预功能贡献量为正，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 ，机组一次调频月正确动作率Yr的计算可按式（A.1）进行：

/correc X100% •( A.1 + f

f correet 机组一次调频每月正确动作的次数； f wrong 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率corret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。 .2.3一次调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责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： 次调频动作积分电量贡献指数△PFR可按式（A.2)计算

A.2.3一次调频性能指标包括以下内容

频动作理论积分电量△Theroy可按式（A.4)计算

△PFR= △Act X100% Theroy

(PsPST) da △Act: 2.600

公Theroy可按式（A.4)计算： (一（±△f/50×P。×100%）/%)/dt .*( A.4 3.600

（（±△f/50×P。×100%)/8%)/d 3600

to 电网频率超出一次调频死区的时刻； 刘节 电网频率超出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； 8% 机组转速不等率； Pst 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）； △fs 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△f可按式（A.5)计算：

Af=f。(50±Af) ·(A.5

Afs=f。（50±Af

厂0 实际电网频率值，单位为赫兹（Hz)； 一次调频死区，单位为赫慈（Hz）。 c） 一次调频动作积分电量贡献指数△PFR宜不小于60%，否则可判定为单次一次调频效果不

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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，对正常运行工况和事 放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

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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

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）发电机各部位温升能满足GB/T7064、GB/T7894的要求

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： 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； e) 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； 1) 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

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

网不同季节的负荷特点确定调峰辅助服务高峰、

C.3调峰率、调峰贡献率计算方法

与调峰辅助服务的单元按照调峰率计算调峰贡献 机组i的日调峰率，可按式(C.1)计算：

Ppr——当日负荷高峰时段单元i的平均出力，单位为兆瓦（MW)； Pvi——当日负荷低谷时段单元i的平均出力，单位为兆瓦（MW）。 b）系统日平均调峰率可按式（C.2)计算

Pp—当日负荷高峰时段系统总发电平均出力，单位为兆瓦（MW）； Ps—当日负荷低谷时段系统总发电平均出力，单位为兆瓦（MW）。 C 单元i的日调峰贡献△：可按式（C.3)计算：

.4按照调峰贡献计算调峰辅助服务补偿和分

........................C.2

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△：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：

式中： P单元i的容量，单位为兆瓦(MW）

P单元i的容量.单位为兆瓦(MW)：

二补偿单价，单位为元。 全网日调峰辅助服务补偿费用F可按式（C.5)计算

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F：一一当日第i个单元获得的调峰辅助服务补偿费用，单位为元； N当日△Y：大于0的单元总数 c） 当单元调峰贡献△：小于0时，第i个单元承担的日调峰辅助服务分摊费用F可按式（C 计算：

式中： F 当日全网调峰辅助服务补偿费用，单位为元： P: 单元i的容量，单位为兆瓦（MW）； N 一当日△：小于0的单元总数； AY 一取绝对值

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： a）机组i的低谷负荷率βB.可按式（C.7)计算

Pi一一当日负荷低谷时段机组i的平均出力，单位为兆瓦（MW)； G；一一机组i的额定装机容量，单位为兆瓦（MW）。 b）系统低谷负荷率β可按式（C.8)计算：

Ps当日低谷时段系统总发电平均出力，单位为兆瓦（MW）； ZG：一一当日低谷时段系统在网机组总额定装机容量，单位为兆瓦（MW） c） 机组i的日低谷调峰贡献Aβ：可按式(C.9)计算

F'=F× ; X P, ZAY: ×P

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： a 当机组低谷调峰贡献Aβ3：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 (C.10）计算：

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式中： A—补偿单价，单位为元； 【入=1,0≤3;<0.1 入：—补偿系数，=1.5,0.1≤B<0.2 入=2,0.2≤3

全网日调峰辅助服务补偿费用F可按式（C.11)

F；一一当日第i个机组获得的调峰辅助服务补偿费用，单位为元； N一当日△β：大于0的机组总数。 c 当机组调峰贡献△β：小于0时，第i个机组承担的日调峰辅助服务补偿费用F"的可 式(C.12)计算：

F'=FX A; XG,X> C(β;XG:X入)

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AVC控制精度宜满足如下要求： a)7 高压母线电压控制偏差不大于土0.5kV； b) 对于单机容量300MW及以下机组，无功控制偏差小于土5Mvar； 对于单机容量300MW以上机组，无功控制偏差小于土10Mvar； 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

AVC控制精度宜满足如下要求： a）高压母线电压控制偏差不大于土0.5kV； b）对于单机容量300MW及以下机组，无功控制偏差小于土5Mvar； c）对于单机容量300MW以上机组，无功控制偏差小于土10Mvar； d）调节结束后，母线电压或机组无功稳定在合理范围，即：在预设值士调节死区设置值的范围内。

AVC调节速率宜满足以下要求： 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； 调节过程中不出现超调，即不超出预设值土调节死区设置值的范围； d) 由于网架结构等原因，并网发电厂的AVC调节速率不能达到上述要求的，经电力调度机构批 准后，可适当放宽指标要求

AVC调节速率宜满足以下要求： 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，即不超出预设值土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AVC调节速率不能达到上述要求的，经电力调度机构批 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： a 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 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。 c） 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

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闭锁控制或转为就地控制模式。 d） 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 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。 e 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 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

AVC投运率入，可按式(D.1)计算：

AVC投运时间 X100% 机组运行时间

AVC投运时间 X100% 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tyN为合格标准，全月AVC投运率低于入ty.N的机组考核电量可按式（D.2)计算

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。AVC 调节合格率入可按式（D.3）计算： 入g二执行合格点数/电力调度机构发令次数×100% .·(D.3） AVC调节合格率以入hz.N为合格标准，全月AVC调节合格率低于入hzn的机组考核电量可按式（D.4） 计算：

式中： 入hg 机组AVC调节合格率，用百分数表示； 入hgN 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%； W. 该机组当月上网电量，单位为兆瓦小时（MW·h）

补偿费用= K× P XYAvc X IAv

Khg AVC调节合格率计算系数，通常由电力调度机构确定：

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E.1AGC可用率考核

附录E （资料性附录） AGC性能指标计算及补偿考核度量

机组AGC可用率AGc反映了机组AGC可用状态，AGc不宜小于98%。机组AGC可用率AGc可 按式（E.1）计算

Pe 机组额定容量，单位为兆瓦（MW）； α AGC, A AGC可用率考核系数，可自行设定。 T益 考核时间，单位为小时（h),可自行设定

Pe 机组额定容量，单位为兆瓦（MW）； α AGC, A AGC可用率考核系数，可自行设定。 T老战 考核时间，单位为小时（h),可自行设定

AGC性能考核指标通常包括机组实际调节容量、调节贡献量、调节速率、调节精度、响应时间，可针 对单个指标进行分项考核，也可自行选取上述指标进行组合，具体为： 机组实际调节容量不小于额定容量的50%。 不同类型发电机组调节速率如下： 1） 直吹式制粉系统的火电机组AGC调节速率为1.5%机组额定有功功率/min； 2） 采用带中间储仓式制粉系统的火电机组AGC调节速率为2%机组额定有功功率/min； 3） 循环流化床机组和燃用特殊煤种（如劣质煤，高水分低热值褐煤等）的火电机组AGC调 节速率为1%机组额定有功功率/min； 4） 燃气蒸汽联合循环机组AGC调节速率为2.5%机组额定有功功率/min； 水力发电机组AGC调节速率为10%机组额定有功功率/min； 6） 核电机组AGC调节速率为0.3%机组额定有功功率/min

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C 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AGC响应时间不大于60S；采 用中储式制粉系统的火电机组AGC响应时间不天于4OS；水电机组的AGC响应时间不天于 10S。 e）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

机组AGC性能补偿包括AGC基本补偿、AGC调用补偿、AGC综合性能补偿三部分，可根据电 行特点选取合适的补偿分项进行组合，机组AGC性能补偿QAGc的计算可按式（E.4)计算

QAGC =α1· QiAGC +α? Q2 AGC +α: Q3 AG

α1 AGC基本补偿QiAGc的权重系数，α1=01； α2 AGC调用补偿Q2AGc的权重系数，α2=0～1； α3 AGC综合性能补偿Q3AGc的权重系数，α3=0～1； Q1 AGC 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 偿标准进行补偿，AGC基本补偿Q1AGc可按式（E.5)计算

α: AGC综合性能补偿Q:AGc的权重系数，α3=0～1； Q1 AGC 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 偿标准进行补偿，AGC基本补偿Q1AGc可按式（E.5)计算： Q1AGC =AGC X PAGC X 1 ·（E.5 式中： 机组AGC的可用率，用百分数表示； PAGC 机组AGC可调节容量，单位为兆瓦（MW），即机组可投入AGC运行的调节容量上、下限 之差； Y1 一AGC基本补偿的补偿标准，单位为元每兆瓦小时［元/（MW·h)]； Q2AGc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 进行补偿，AGC调用补偿Q2ACc可按式（E.6)计算：

DB11／T 1584-2018 有限空间中毒和窒息事故勘查作业规范QI AGC =8ACC X PAGC XY

0AGC 机组AGC的可用率，用百分数表示； PAGC 机组AGC可调节容量，单位为兆瓦（MW），即机组可投入AGC运行的调节容量上、下限 之差； Y1—AGC基本补偿的补偿标准，单位为元每兆瓦小时[元/（MW·h)]； Q2AGc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Q2AGc可按式（E.6）计算

EAGC AGC调用补偿电量，单位为兆瓦小时（MW·h），即机组根据AGC调整后的发电曲线比 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）； Y2 一一AGC调用补偿的补偿标准，单位为元每兆瓦小时[元/（MW·h)]； Q3AGC——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Q:AGG 可按式（E.7）、式（E.8）计算：

式中： DAGC 机组的日AGC综合性能； AGC综合性能补偿标准。

Q3AGC= Z(DAGcX)(n=28~31)

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式中： D一日调节深度； Kpd一机组当天的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GB／T 50562-2019 煤炭矿井工程基本术语标准，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

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[1]DL/T1164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【2006】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 2014J456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【2016】164号）