华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)

1、华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）（征求意见稿）第一章总则第一条为了保障电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，促进电力工业健康发展，根据电力监管条例、并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场200643号）、华中电网发电机组一次调频技术管理规定（试行）（华中电监市场 200632 ）和国家有关法律法规，制定本实施细则。第二条 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务， 包括：一次调频、自动发电控制（ AGC ）、调峰、无功调节、备用和黑启动服

2、务等。第三条 本办法适用于华中区域网、省（市）电力调度机构及其直接调度的并网火力、水力发电厂。第四条 华中电力调度通信中心（以下简称网调） 、各省（市）调度机构具体负责实施直调电厂辅助服务调用、日常考核工作。电力监管机构负责对辖区机组辅助服务调用、考核和补2偿情况实施监管。第二章定义与分类第五条 辅助服务管理的原则是：全网统一评价标准；根据需要，科学、合理、公平调用；每月按照调度管辖范围分别进行考核，以省（市）为单位实施补偿。并网发电厂提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。第六条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。包括一次调频、基本

3、调峰、基本无功调节等，基本辅助服务不进行补偿，但对未达到规定标准的要进行考核。1. 一次调频是指当电力系统频率偏离目标时， 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；2. 基本调峰是指发电机组在规定的最小技术出力到额定容量范围内，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. 基本无功调节是指发电机组在规定的功率因素范围内，向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。基本无功调节容量是指发电机组按铭牌容量，在规定的功率因数范围内的无功功率调整容量。第七条有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务3之外所提供的辅助服务，包括自

4、动发电控制（AGC ）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。根据华中电网实际情况确定有偿服务的考核和补偿标准。1. 自动发电控制是指发电机组在规定的出力调整范围内， 跟踪电力调度机构下发的指令， 按照一定调节速率实时调整发电出力， 满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。 AGC 受控单元的实际有功发电曲线与计划曲线偏差积分电量的绝对值之和作为补偿依据。2. 有偿调峰是指发电机组承担的基本调峰以外的发电有功出力的调整，以及火力发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。火电起停调峰按照启停次数作为补偿依据，运行机组调峰按照超过基本调峰深度损失的电量作为补

5、偿依据。3. 有偿备用是指为了保证电力系统安全运行， 电力调度机构指定发电机组通过预留发电容量所提供的服务。有偿备用按照调度机构指定备用容量大小与指定时间的乘积作为补偿依据。4. 黑启动是指电力系统大面积停电以后， 在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组所提供的恢复系统供电的服务。黑启动按电力系统大面积停电以后，发电机组实际发生的贡献量大小进行补偿。第三章提供与调用4第八条 并入华中电网的发电厂有义务提供达到规定标准的基本辅助服务。第九条 并入华中电网的发电厂有义务提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力，应向直管电力调度机构提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告。第十条 为保

6、证电力系统平衡和安全，辅助服务的调用应遵循 " 按需调用 " 的原则，由电力调度机构根据发电机组特性和电网运行情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度的“公开、公平、公正” ，并在“三公”调度信息披露网站上披露辅助服务有关情况。第四章计量与考核第十一条华中区域网、省（市）电力调度机构负责对其直调机组的辅助服务的情况进行计量。第十二条辅助服务计量数据包括电能量计量采集装置数据、电力调度机构的调度自动化系统记录的发电负荷指令、实际有功（无功）出力，日发电计划曲线、电网频率、电压等。第十三条电网频率、实际有功（无功）出力和发电负荷指令按规定周期采样。电能量计量装置的数据按规定

7、周期存储电量值。第十四条对并网发电机组一次调频的考核内容，包括：一次调频投入率；机组一次调频人工死区；机组调速系统的5速度变动率；调速系统的迟缓率；机组一次调频负荷调节幅度；机组一次调频响应行为。1机组一次调频投入率不低于90 。每低于1 个百分点（含不足一个百分点）每台次计违约电量4 万千瓦时。2机组一次调频的人工死区（ 1 ）电液型汽轮机调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在± 0.033Hz （±2r/min ）内；（ 2 ）机械液压调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在± 0.10Hz （±6r/min ）内；（ 3）直流锅炉机组

8、一次调频的人工死区控制在±0.10Hz （±6r/min）内；（4 ）水电机组一次调频的人工死区控制在±0.05Hz内。根据实际运行报告， 不满足要求每台次计违约电量2 万千瓦时。3 机组调速系统的速度变动率（或水电机组的永态转差率）（1 ）火电机组速度变动率一般为4 5 ；6（2 ）水电机组的永态转差率不大于4 。根据实际运行报告， 不满足要求每台次计违约电量2 万千瓦时。4一次调频的最大调整负荷限幅（ 1 ）水电机组一次调频的负荷变化限制幅度为额定负荷的±10 ；（ 2 ）额定负荷 500MW 及以上的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的

9、± 6；（3 ）额定负荷210 490MW的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8；（4 ）额定负荷100 200MW的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±10 ；（5 ）额定负荷100MW以下的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8。根据实际运行报告，不满足要求每台次计违约电量2 万千瓦时。5调速系统的迟缓率（或水电调速器的转速死区）7（ 1 ）电液调节控制系统的火电机组，其调速系统的迟缓率小于 0.06 ；（ 2 ）机械、液压调节控制系统的火电机组，其调速系统的迟缓率小于 0.1 ；（ 3 ）水电机组调速器的

10、转速死区小于0.04% 。根据实际运行报告， 不满足要求每台次计违约电量2 万千瓦时。6响应行为机组一次调频的响应行为包括一次调频的负荷响应滞后时间、一次调频的最大负荷调整幅度。（1 ）所有火电机组、 额定水头在50 米及以上的水电机组，其一次调频的负荷响应滞后时间，应小于 4s ；额定水头在 50 米以下的水电机组， 其一次调频的负荷响应滞后时间，应小于 8s ；（2 ）所有机组一次调频的负荷调整幅度应在 15s 内（直流锅炉、循环硫化床锅炉要求 25 秒内达到）达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90% ；8（3 ）在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45s 内，机组实际出力与

11、响应目标偏差的平均值应在理论计算的调整幅度的± 5% 内。根据实际运行报告， 不满足要求每台次计违约电量2 万千瓦时。第十五条对并网发电机组提供AGC 服务的考核内容，包括： AGC 机组的可用率、 调节容量、调节速率、调节精度和响应时间进行考核。1. AGC 机组的可用率必须达到95 以上。每低于1个百分点（含不足一个百分点），每台次计违约电量2 万千瓦时。经调度机构同意退出的时间段，不纳入考核范围。2. AGC 机组的调节性能不满足附表一中的要求，则每台次计违约电量2 万千瓦时。每季度由调度机构在其调度台通过调度自动化系统进行一次所有AGC 控制单元的 AGC 调节性能试验，试验

12、结果应及时在“三公”调度网站上公布，并报电力监管机构备案。9表 1 发电机组 AGC 调节性能要求火电机组调节性能要求额定容量调节范围下限（额定容量的百分数）调 节 范 围 调节速度（每分 调节精度上限（额定 钟额定容量的容量的百百分数）分数）200MW（含）75 100 1.5 /Min （循3MW300MW环硫化床机组为 2%/Min ）300MW（含）60 100 1.5 /Min3MW600MW600MW及以上55 100 1.5 /Min3MW表 2 水电机组调节性能要求调节形式调节范围下限调节范围上限调节速度（每调节精度（额定容量的（额定容量的分钟额定容量百分数）百分数）的百分数）

13、全厂方式最低振动区上100 最大机组的10MW限80 /Min单机方式最低振动区上100 80 /Min5MW限3. 火电 AGC 机组的响应时间必须小于 30 秒，直流锅炉和循环硫化床机组的响应时间必须小于40 秒，水电则必须小于 10 秒，达不到要求每台次计违约电量2 万千瓦时。第十六条并网发电机组提供基本调峰的能力必须达到机组技术参数要求的指标。101. 额定容量 200MW 及以上的火电机组， 基本调峰容量不低于机组额定容量的 45 ；2. 额定容量 200MW 以下的火电机组， 基本调峰容量不低于机组额定容量的 30 ；如果购售双方在并网调度协议中对基本调峰容量另有约定，则按照协议执

14、行。提供有偿调峰的机组，在电力调度机构要求其提供有偿调峰服务时， 无法达到核定 （或约定）的技术出力，每台次计违约电量2 万千瓦时。提供启停调峰的机组，在停机后，未能在规定时间内开启的，按照非计划停运一次进行考核， 累积计算停运小时数。第十七条 并网发电厂自行占用备用容量的，每台次计违约电量 2 万千瓦时。第十八条 并网发电机组提供的无功辅助服务，按照电力调度机构下达的电压曲线，对并网发电厂的母线电压合格率进行考核。1. 具备 AVC 功能的机组，按照 AVC 投入率进行考核。AVC 月度投入率应大于等于95% ，每降低1 个百分点，每台次计违约电量2 万千瓦时。经调度机构同意退出的时间段，1

15、1不纳入考核范围。2. 不具备 AVC 功能的机组，按照功率因数合格率进行考核。月度功率因数合格率应大于等于99.9% ，每降低 0.1 个百分点，每台次计违约电量2 万千瓦时。3. 如机组无功出力或进相深度达到调度机构规定的技术要求，电压仍不合格，不予以考核。第十九条 所有机组都要制定电厂内部黑启动预案，具备自启动能力的机组都要能黑启动。电力调度机构应根据系统安全需要，合理设置黑启动电源，并实施必要的黑启动试验。提供黑启动的并网发电机组，在电网需要提供黑启动服务时，无法实现自启动的，根据对系统恢复供电的影响进行考核，从接到调度命令后，以机组技术指标上应当启动成功时刻计算，每推迟并网累计15

16、分钟计违约电量2 万千瓦时，直到机组年剩余计划发电量扣完为止。第二十条 电力调度机构依据有关发电厂并网运行管理规定 ,对并网发电厂非计划停运和日发电计划偏差进行考核，考核所得用于机组的辅助服务补偿。121. 发电厂非计划停运按年考核，每超过允许强迫停运次数1 次，每台次计违约电量 2 万千瓦时。按年考核，每超过年累计允许非计划停运时间1 小时，每台次计违约电量0.5 万千瓦时。2. 日发电计划偏差电网频率正常时， 根据 CPS 考核和有功曲线核定奖罚电量。在电网负荷处于平段且没有发生CPS 责任时，实际出力偏离日发电调度计划曲线±3% 及以上，且持续时间超过2分钟，计超过±

17、 3% 部分的违约电量； 如上述情况发生在低谷时段或尖峰时段， 则加倍平段违约电量。 当发生 CPS 责任时，确属于发电企业责任的则由相应机组承担全部责任，按照机组容量大小比例分摊全部CPS 考核违约电量。 如果购售双方在购售电合同中另有约定，则按照合同约定执行。电网发生事故或频率异常，一次调频作用后导致曲线发生偏差免于考核。当频率在 49.90赫兹以下时， 低于有功计划曲线而少发的电量计10 倍违约电量；当频率在50.10赫13兹以上时，超过有功计划曲线而多发的电量计10 倍违约电量。机组发生强迫停运偏离日发电调度计划曲线时，日最高违约电量不超过该机组日发电调度计划曲线电量的10 。第五章补

18、偿方式与费用来源第二十一条 辅助服务补偿资金包括发电厂并网运行管理考核费用、并网发电厂辅助服务管理考核费用，以及根据月度机组实际发电量大小按照一定比例 P（暂按 P=0 ，如有变动，另行发文）收取费用。辅助服务补偿资金在各省 （市）电力公司单独设立帐户，进行专项管理，由当地电力监管机构对使用情况实施监管，全部用于提供有偿辅助服务并网发电企业的奖励，每月结算，年度奖惩结零。第二十二条 提供同一类型有偿辅助服务的并网发电机组，按照其贡献量在其省市考核机组总量比例进行补偿。省市考核机组总贡献量是省市考核机组的 AGC 调节贡献总量和火电有偿调峰贡献总量、旋转备用贡献总量之和。1.AGC 补偿（按日发

19、电计划曲线控制模式除外）AGC 贡献量依据被调用AGC 控制单元（火电为单机、水电为全厂）的实际响应发电有功曲线与发电日计划曲线偏14差积分电量绝对值之和计算。单元 AGC 调节电量单元 AGC 补偿费用 = 省市考核机组总贡献量×省（市）补偿费用2. 火电有偿调峰补偿火电有偿调峰贡献量依据超过基本调峰深度损失的电量及启停调峰的次数分别计算。表 3 机组调峰系数200MW千瓦以200-600MW千瓦 以600MW及机组容量下下以上调峰系数123.0单机启停调峰贡献电量= （启停调峰次数×调峰系数）*3万千瓦时运行调峰深度损失电量为实际发电出力曲线与调峰基本辅助服务技术出力下限之间的积分电量。省市考核机组有偿调峰总贡献量 = 运行调峰深度损失电量+ 启停调峰贡献电量单机调峰电量单元有偿调峰补偿= 省市考核机组总贡献量×省（市）考核费用3. 旋转备用补偿旋转备用贡献量依据调度机构指定的备用容