并网发电厂辅助服务导则Word文档格式.docx
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本标准主要起草人：
I
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。
31464-2015电网运行准则
19963-2011风电场接入电力系统技术规定
19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定
30370-2013
火力发电机组一次调频试验及性能验收导则
7064
隐极同步发电机技术要求
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
《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
《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
《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
1
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
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
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
2
基本辅助服务
mandatory
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
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
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
reactive
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
3
有偿调峰
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
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
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
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
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
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
控制系统及执行机构等环节组成的整体。
3.2.10.1
主站
master
station
4
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
子站的反馈信息。
3.2.10.2
子站
slave
指安装在电厂（或变电站）接收并执行
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
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
andDataAcquisition）、电力系统应用软件（PAS，Power-system
AdvancedSoftware）、自动发电控制（AGC，AutomaticGeneration
Control）、调度员仿真（DTS，DispatcherTrainingSimulator）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）
5
广域测量系统（WAMS，Wide
Area
Measurement
System）是指使
用同步相量测量单元（PMU，PhasorMeasurementUnit）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
metering
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
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。
6
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
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。
7
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
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
功能。
加装
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
5.2.1.2机组
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
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
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。
8
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
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
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。
9
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）
包括
主站、AVC
子站和传输通道。
主站由电力调度机
构管理。
并网发电厂可采用专用
子站模式或内嵌在其他系统的
功能模块方式实现
子站功能。
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。
主站、子站基本功能应满
足附录
中相关要求。
并网发电厂应按照电力调度机构的要求将
投入运行。
并网发
电厂
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
系统的机组，应按照电力调度机构规定在交
接试验中完成
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
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
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
10
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
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