《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..............................................................................................................错误！未定义书签。

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

I

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/T31464-2015电网运行准则

GB/T19963-2011风电场接入电力系统技术规定

GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T30370-2013火力发电机组一次调频试验及性能验收导则

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

DL/T1164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

1

3.1基本名称

3.1.1

电力系统powersystem

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）connectedpowerplant（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powersystemoperator

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electricstoragedevice

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ancillaryservices

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mandatoryancillaryservice

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commercialancillaryservice

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primaryfrequencycontrol（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mandatorypeakloadregulation

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mandatoryreactivepowerregulation

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automaticgenerationcontrol(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commercialpeakloadregulation

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deeppeakloadregulation

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unitcommitmentpeakloadregulation

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renewableenergypeakloadregulation

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commercialreactivepowerregulation

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automaticvoltagecontrol(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AVCmasterstation

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AVC子站的反馈信

息。

3.2.10.2

AVC子站AVCslavestation

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blackstart

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energymanagementsystem(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，SupervisoryControl

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wideareameasurementsystem(WAMS)

5

广域测量系统（WAMS，WideAreaMeasurementSystem）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electricenergymeteringsystem

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powerdispatchorder

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GB/T31464-2015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200MW及以上火电机组和全厂容量100MW

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/T31464-2015)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。

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。

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）

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。

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

11

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

12

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。

13

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

14

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：

a)若并网发电厂已经按照机组最大无功调节能力提供无偿或有偿无功

服务，但母线电压仍然不合格，该时段免于考核。

b)并网发电厂的AVC装置投入运行，并与电力调度机构主站AVC装置

联合闭环在线运行的电厂不参与基本无功辅助服务考核。

9有偿辅助服务的考核与补偿

9.1有偿辅助服务考核原则与要求

当并网发电厂被选取或主动获得提供有偿辅助服务的资格后，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或市场规则

接受考核。

9.2AGC考核

具备AGC服务能力的并网发电机组将接受AGC考核，包括可用

率、调节容量、调节贡献量、调节速率、调节精度、响应时间等考核

指标。

AGC机组的可用率必须达到规定要求，达不到要求的按照其可用率

的缺额进行考核。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可用率之间的差值，机组容量，考核时间参数以及AGC

可用率考核系数。可用率考核指标推荐为98%。

电力调度机构依据机组跟踪AGC控制指令情况，实时计算机组实

际调节容量、调节贡献量、调节速率、调节精度、响应时间及其他可

15

以表征机组调节性能的指标，综合考虑计算机组综合调节性能指标，

具体计算方法详见附录B。

通过综合调节性能指标对机组进行考核，计算参数包括：机组AGC

标准综合指标与机组实际AGC综合指标之间的差值，机组容量，考核

时间参数以及AGC综合性能考核系数。

9.3有偿调峰考核

9.3.1提供深度调峰的机组，在电力调度机构要求其提供深度调峰服

务时，未达到指定技术出力的，将受到深度调峰考核。

9.3.2深度调峰考核计算参数应包含：电力调度机构要求机组调峰指

令出力与机组实际出力的差值，电力调度机构要求机组进行深度调峰

的时间范围作为深度调峰考核时间参数，以及深度调峰考核系数。

9.3.3提供启停调峰的机组未按调度指令时间解列或并网，机组应按

照相应非计划停运的标准进行考核。

9.3.4提供有偿调峰的可再生能源，在电力调度机构要求其进行弃

水、弃风、弃光调峰时，未达到下达指标的，将受到可再生能源有偿

调峰考核。

9.3.5可再生能源有偿调峰考核计算参数应包含：电力调度机构要求

水电机组、风电场、光伏发电站出力指令与机组实际出力的差值，电

力调度机构要求水电机组、风电场、光伏发电站进行调峰的时间范围

作为深度调峰考核时间参数，以及可再生能源有偿调峰考核系数。

9.4备用考核

9.4.1旋转备用、热备用考核

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

用容量或旋转备用容量未在规定的响应时间内调用，应分别接受旋转

备用容量考核与旋转备用调用考核。

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备容量的差值，并网发电厂未能提供满足要求旋

转备用容量的时间。

16

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，并网发电厂未能响应旋转备用调用的时间。

9.4.1.2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或发电厂未在规定的热备用响应时间内并

网提供热备用容量，应分别接受热备用容量考核与热备用调用考核。

热备用容量考核计算参数应包含：电力调度机构要求的热备用容

量与实际提供热容量的差值，并网发电厂未能提供满足要求热备用的

时间。

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，并网发电厂未能响应热备用调用的时间。

9.4.2调停备用考核

备用机组不能按调度指令并网发电，按照相应非计划停运的标准

进行考核。

9.5AVC考核

并网发电厂应按照调度运行要求装设自动电压控制（AVC）装置，

加强机组AVC装置的维护，使AVC装置各项性能满足电网运行的需

要。

电力调度机构对已安装AVC装置的并网发电厂的机组AVC投运率

和调节合格率进行考核。具体AVC考核标准按附录D要求执行。

9.6黑启动考核

9.6.1承担黑启动服务的并网发电厂不具备黑启动能力，应接受考

核。扣除当年已获得黑启动补偿的全部费用，并按照全年黑启动补偿

总费用的一定比例给予考核。

9.6.2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，

未能够提供黑启动服务，应予以考核，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。扣除当年以及之前五年黑启动补偿总费

用，并按照当年以及之前五年黑启动补偿总费用的一定比例给予考

核。

17

9.6.3电厂未严格按照安全管理规定执行各项黑启动安全管理措施的

应予以考核：

a)每年未对黑启动直接相关设备进行维护；

b)未制定黑启动事故处理预案或未及时修订黑启动事故预案报调度备

案；

c)未按规定进行黑启动演习或黑启动演习失败。

9.7有偿辅助服务补偿原则与要求

当并网发电厂提供合格的有偿辅助服务后，根据提供有偿辅助服

务的实际效果及有偿辅助服务质量计算补偿结果，按照规定或市场规

则进行补偿。

具备辅助服务能力但未被选取或未获得资格提供有偿辅助服务的

并网发电厂，可适当给予一定辅助服务设备投入补偿。

9.8AGC补偿

AGC补偿应结合并网发电机组提供AGC辅助服务的品质与实际贡献

量进行补偿。

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；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。具体辅助服务的品质与实际贡献量指标计算方法详见附录B。

AGC补偿计算方法详见附录B。

9.9有偿调峰补偿

9.9.1深度调峰补偿

深度调峰根据机组实际调峰贡献确定。深度调峰补偿依据因提供

深度调峰而相对于基本调峰少发的电量来确定。

深度调峰补偿的计算参数应包括，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以及深度调峰价格参数。

18

深度调峰调用的时段，由电力调度机构根据电网的负荷特性确

定。

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。

9.9.2启停调峰

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，每台次按启停间隔时间和机组容量给予补偿。

根据电网运行特点、电源结构以及调峰需求，对于不同类型的机

组、不同容量的机组可制定不同的容量补偿价格参数、时间补偿价格

参数。

9.9.3可再生能源有偿调峰

可再生能源有偿调峰根据水电机组、风电场、光伏发电站实际调

峰贡献确定。调峰补偿依据因提供调峰而相对于弃水、弃风、弃光少

发的电量来确定。

可再生能源有偿调峰补偿的计算参数应包括，水电机组、风电

场、光伏发电站实际少发电量以及调峰价格参数。

9.9.4其他有偿调峰

根据电网调峰资源情况，特别是低谷调峰资源稀缺程度，可依据

机组实际调峰贡献或者机组低谷时段调峰贡献开展补偿计算或调峰资

源竞价购买。

9.10备用补偿

9.10.1旋转备用、热备用服务补偿

旋转备用、热备用服务补偿的计算参数应包括，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；

或者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。备用时间由电力调度机构根据电网的负荷特性确定。

9.10.2调停备用服务补偿

调停备用服务补偿的计算参数应包括，停备时间、针对不同停备

时间阶段的补偿单价，均以日为单位。

19

9.11有偿无功调节补偿

9.11.1有偿无功服务

9.11.1.1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足要求，或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，按照单价乘以电量进行补偿。

9.11.1.2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)机组启停调相一次，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。

9.11.1.3加装无功补偿装置的风电场、光伏发电站，按照单价乘以

无功电量进行补偿。

9.11.2自动电压控制（AVC）服务

装设AVC装置的机组，按机组容量、AVC投运率、AVC调节合格率

和投用时间综合确定补偿标准。补偿具体计算方法详见附录D。

9.12黑启动补偿

黑启动补偿费用分为能力费和使用费：对提供黑启动的机组,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，属于

黑启动能力费；黑启动期间运行费用，属于黑启动使用费。

应根据电厂实际情况和所在电网特性合理确定其补偿标准。电力

调度机构和承担黑启动的并网发电厂联合测算，经电力监管机构批准

执行。

10辅助服务考核与补偿的结算

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。

20

辅助服务考核与补偿费用按月结算，次月兑现结算。发电厂在该

月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的辅助服务结算费用额

度，与该月电费一并结算。

辅助服务补偿电费、电量分摊与返还比例在各省（区）按照统一

标准执行。具体计算方法见附录E。

根据电网自身特性，部分辅助服务项目可根据政府相关部门认定

的办法，单独进行结算。

11信息的披露与获取

11.1电力调度机构披露信息遵循真实、及时、透明的原则，并方便

相关并网发电企业获取。

11.2电网企业可通过“三公”调度信息披露网站、专用技术支持系

统、信息发布会、便于及时披露信息的其他方式等形式公开信息。

11.3电力调度机构应按月向所有并网发电厂披露所有机组辅助服务

调用、执行、结算等信息，并报电力监管机构备案。

11.4电力调度机构有义务保护所属并网发电厂的商业、经济、技术

重要信息与资料，未经后者允许，不得公开。

并网发电厂可以依据相关法律法规申请获得未在此规定的其他类

型信息，由电力监管机构授权后可向电力调度机构索取。

12并网发电厂辅助服务管理技术支持系统

电力调度机构负责建立并网发电厂辅助服务管理技术支持系统，

同时负责维护系统运行，保障辅助服务测量结果的准确录入，以及辅

助服务结果的准确计算。

21

附录A（规范性附录）一次调频综合指标计算及考核度量

A.1机组在电网频率发生波动时典型一次调频调节过程如下图1所

示，表征一次调频贡献的指标包括：一次调频投入率、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.2电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机死区控制在

±0.033Hz内；水电机组死区控制在±0.05Hz内。核电机组死区宜控

制在±0.0066Hz内。

A.3一次调频响应滞后时间（见上图中的Δt）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。火电机组机组参与一次调频的响应滞后时间应小于3s。额

定水头在50米及以上的水电机组，参与一次调频的响应滞后时间应小

于4秒，额定水头在50米以下的水电机组，参与一次调频的响应滞后

时间应小于10秒。核电机组参与一次调频的响应滞后时间宜小于3s

22

A.4煤电机组达到75%目标负荷的时间应不大于15s，应在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

间应不大于15s，应在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。

A.5一次调频稳定时间（见上图中t1）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应小于1min。

A.6一次调频性能考核包括一次调频正确动作率和一次调频性能

指标考核：

1、一次调频正确动作率考核：

（1）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

的一个积分期间，如果机组的一次调频功能贡献量为正（或者机组的

一次调频动作指令表明机组在该期间机组一次调频动作），则统计为

该机组一次调频正确动作1次，否则，为不正确动作1次。每月的正

确动作率计算公式为：

机组一次调频月正确动作率fcorrect/(fcorrectfwrong)100%

式中，fcorrect为每月正确动作次数；

fwrong为每月错误动作次数。

（2）一次调频正确动作率按机组考核。对于一次调频月正确动作

率小于80%的机组，每月考核电量为：

80%

动作×PN×2（小时）×一次调频

式中：动作为机组一次调频月正确动作率；

23

PN为机组容量（MW）；

一次调频为一次调频考核系数，数值为3。

2、一次调频性能指标考核

一次调频性能指标考核主要以一次调频效果进行考核，一次调频效果

应由转速不等率或一次调频动作积分电量为准进行考核：

1）转速不等率（δ%）：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，即为调速系统的速度变动率。火电机组和

燃机的δ%为4%～6%。水电机组的δ%不大于4%。

2）一次调频动作理论积分电量(△Theroy)为：；

fsq

t0t调节100%

50

-P

%

t0

Theroy

3600

t0t调节

PStPSTdt

一次调频动作实际积分电量（△）为：Actt0

Act3600

其中t0为电网频率超出频率控制死区的时刻，t调节为电网频率超

出频率控制死区且持续时间超过20秒情况下，频率超出控制死区的实

际时间，单位为秒（最大值为60秒）（即积分结束时间为频率回到控

制死区范围内的时间）。理论积分时间和实际积分时间保持一致，积

分间隔时间为1-5秒。fsq为一次调频动作期间实际电网频率值与50

±频率控制死区的差值，δ%为机组转速不等率，P为机组的额定容

量，PSt为一次调频动作时间内的每秒有功值，PST为开始时间的有功

24

值。

当一次调频动作实际积分电量（△Act）/一次调频动作理论积分电

量(△Theroy)的百分比小于50%即判定为一次调频效果不合格。

具体一次调频效果的考核公式可由各个区域电网根据各电网特点

而定。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。

3、机组运行在额定容量或最小技术力附近可免考核。

25

附录B（规范性附录）AGC性能指标计算及补偿考核度量

B.1AGC机组调节过程

下图2为网内某台机组一次典型的AGC机组设点控制过程。

图2中，Pmin,i是该机组可调的下限出力，Pmax,i是其可调的上限出力，

PNi是其额定出力，Pdi是其启停磨临界点功率。整个过程可以这样描

述：T0时刻以前，T1时刻以前，该机组稳定运行在出力值P1附近，

T0时刻，AGC控制程序对该机组下发功率为P2的设点命令，机组开始

涨出力，到T1时刻可靠跨出P1的调节死区，然后到T2时刻进入启磨

区间，一直到T3时刻，启磨过程结束，机组继续涨出力，至T4时刻

第一次进入调节死区范围，然后在P2附近小幅振荡，并稳定运行于P2

附近，直至T5时刻，AGC控制程序对该机组发出新的设点命令，功率

值为P3，机组随后开始降出力的过程，T6时刻可靠跨出调节死区，至

T7时刻进入P3的调节死区，并稳定运行于其附近。

26

B.2机组AGC投运率AGC反映了机组AGC功能良好可用状态，用公式

可投入AGC时间

表示为AGC月有效时间，其中可投入AGC时间指结算月内，机组

AGC保持可用状态的时间长度，月有效时间指月日历时间扣除因为非电

厂原因（含检修、通道故障等）造成的不可用时间。机组AGC可用率

应不小于98%。AGC可用率考核电量可采用定额考核方式为：

98%AGCPN×1（小时）×AGC,A。其中，AGC,A为AGC可用率考核系

数，其数值为1，PN为该机组容量（MW）。

B.3调节速率是指机组响应设点指令的速率，可分为上升速率和下降

i,j

速率。第i台机组第j次调节的调节速率K1考核指标计算过程描述如

下：在涨出力阶段，即T1～T4区间，由于跨启磨点，因此在计算其调

节速率时必须消除启磨的影响；在降出力区间，即T5～T6区间，未跨

停磨点，因此计算时勿需考虑停磨的影响。综合这两种情况，实际调

节速率计算公式如下：

PEi,jPSi,j

Pdi,j(PEi,j,PSi,j)

TEi,jTSi,j

v

i,jPP

Ei,jSi,jP(P,P)

di,jEi,jSi,j

(TEi,jTSi,j)Tdi,j

式中vi,j机组i第j次调节的调节速率（MW/分钟），PEi,j是其结束响应

过程时的出力（MW），PSi,j是其开始动作时的出力（MW），TEi,j是结束

的时刻（分钟），TSi,j是开始的时刻（分钟），Pdi,j是第j次调节的启

停磨临界点功率（MW），Tdi,j是第j次调节启停磨实际消耗的时间（分

钟）。

v

i,jN,iv

K2或i,ji,j，如果i,j的计算值小于0.1，则取为0.1。

1K1K1

vi,jvN,i

式中，vN,i为机组i标准调节速率，单位是MW/分钟。其中：一般的直

吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为机组额定有功功率的1.5%；一般

的带中间储仓式制粉系统的火电机组为机组额定有功功率的2%；循环

27

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

电机组为机组额定有功功率的1%；直流炉机组为机组额定有功功率的

1.5%；燃气蒸汽联合循环机组为机组额定有功功率的2.5%；水力发电

机组为机组额定有功功率的10%，核电机组为机组额定有功功率的

i,j

0.3%。K1衡量的是机组i第j次实际调节速率与其应该达到的标准速

率相比达到的程度。该参数可由电力监管机构根据区域电网运行的特

点和电源结构在上述基础上适当调整。

B.4调节精度是指机组响应稳定以后，实际出力和设点出力之间的差

i,j

值。第i台机组第j次调节精度的K2的考核指标计算过程描述为：在

第i台机组平稳运行阶段，即T4～T5区间，机组出力围绕P2轻微波

动。在类似这样的时段内，对实际出力与设点指令之差的绝对值进行

积分，然后用积分值除以积分时间，即为该时段的调节偏差量，如下

式：

T

Ei,j

Pi,j(t)Pi,jdt

TSi,j

Pi,j

TEi,jTSi,j

其中，Pi,j为第i台机组在第j次调节的偏差量（MW），Pi,j(t)为其在

该时段内的实际出力，Pi,j为该时段内的设点指令值，TEi,j为该时段终点

时刻，TSi,j为该时段起点时刻。

i,jPi,j

K22

调节允许的偏差量i,j调节允许的偏差量

或K2

Pi,j

i,j

式中调节允许的偏差量为机组额定有功功率的1％。K2衡量的是该

AGC机组i第j次实际调节偏差量与其允许达到的偏差量相比达到的程

度。

i,j

如果K2的计算值小于0.1，则取为0.1。

i,j

B.5第i台机组第j次调节的响应时间K3是指EMS系统发出指令之

后，机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调

节死区所用的时间。即

28

up和down

ti,jT1T0ti,jT6T5

i,jti,ji,j标准响应时间

K32或K3

标准响应时间ti,j

式中，ti,j为机组i第j次AGC机组的响应时间。火电机组AGC响应时

i,j

间应小于1分钟，水电机组AGC的响应时间应小于20秒。K3衡量的

是该AGC机组i第j次实际响应时间与标准响应时间相比达到的程

度。

i,j

如果K3的计算值小于0.1，则取为0.1。

B.6调节性能综合指标，调节性能目前考虑调节速率、调节精度与响

应时间等三个因素的综合体现；

每次AGC动作时按下式计算AGC性能综合指标。

i,ji,ji,ji,j

KpK1K2K3

i,j

式中，Kp衡量的是该AGC机组i第j次调节过程中的调节性能好坏程

度。

i

调节性能日平均值Kpd

n

i,j

Kp

ij1

Kpd，机组i被调用AGC(n0)

n

1，机组i未被调用AGC(n0)

i

式中，Kpd反映了第i台AGC机组一天内n次调节过程中的性能指标平

均值。未被调用AGC的机组是指装设AGC但一天内一次都没有被调用

的机组。

调节性能月度平均值

29

N

i,j

Kp

ij1

Kp，机组i被调用AGC(N0)

n

1，机组i未被调用AGC(N0)

i

式中，Kp反映了第i台AGC机组一个月内N次调节过程中的性能指标

平均值。未被调用AGC的机组是指装设AGC但在考核月内一次都没有

被调用的机组。

B.7机组AGC补偿费用QAGC可包括下述三部分：

QAGC1Q1AGC2Q2AGC3Q3AGC

1为AGC基本补偿Q1AGC的权重系数，10~1；

2为AGC调用补偿Q2AGC的权重系数，20~1；

3为AGC综合性能补偿Q3AGC的权重系数，30~1；

Q1AGC为AGC基本补偿费用；基本补偿为每月按机组AGC的投运率和AGC

可调节容量的乘积按照一定补偿标准进行补偿。

Q1AGCAGCPAGC1

其中：

AGC:机组AGC的投运率。

PAGC:机组AGC可调节容量，为机组可投入AGC运行的调节容量上、下

限之差。

1：AGC基本补偿的补偿标准（元/兆瓦小时）

Q2AGC为AGC调用补偿费用；调用补偿为每月AGC实际调节电量与对应

补偿标准的乘积。

Q2AGCEAGC2

其中：

30

EAGC：为AGC实际调节电量(兆瓦时)，即根据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

发电曲线比计划发电曲线之间电量积分电量差）

2：AGC调用补偿的补偿标准（元/兆瓦小时）

Q3AGC为AGC综合性能补偿费用，为当月该机组每日AGC辅助服务贡献

补偿费用之和。

n

Q2