GB／T 37134-2018 标准规范下载简介：

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GB／T 37134-2018 并网发电厂辅助服务导则

5.2.6.3调停备用

5.2.6.3调停备用

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 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

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； 有偿调峰宜由火电、水电机组、电储能设施提供； c) 备用宜由火电、核电、水电机组、电储能设施提供； 黑启动根据电网实际情况确定； e) 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GB/T 26991-2011 燃料电池电动汽车 最高车速试验方法，购买辅助服务或 补偿其他提供有偿辅助服务的机组。 .1.2并网发电厂应根据以下要求提供辅助服务： 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； 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。

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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； D) 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； c 公平调度，根据并网发电厂提供辅助服务的能力和意愿，公开、公平、公正地进行。 6.2.2电力调度机构调用辅助服务时应遵循以下要求： a) 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； 6 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； c) 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

6.2.1电力调度机构根据以下原则调用辅助服务： a）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； D) 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，确保清清能源多发满发； c） 公平调度，根据并网发电厂提供辅助服务的能力和意愿，公开、公平、公正地进行。 6.2.2电力调度机构调用辅助服务时应遵循以下要求： a) 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； 6 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； c) 定期公布辅助服务调用、考核及补偿情况； d) 及时答复发电企业的问询。

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

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。 7.4量测数据采集周期与相应的辅助服务调用需求保持一致： a）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； b) 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 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)采集周期不应大于5s，电压调节指令发 送时刻精确到秒； 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

计划曲线、电能量计量数据等。

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 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； 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15min

8.1.1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 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。

.1一次调频考核可分为一次调频投入情况考核及一次调频性能考核。 .2发电机组月度一次调频功能投入时间与月度并网运行时间的百分比统计为一次调频月投入 次调频月投入率应达到100%

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8.3.2调峰考核计算参数应包含：

.3.2 调峰考核计算参数应包含： a) 机组实际出力上限与核定的机组出力上限的差值： 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； c) 调峰考核时间参数； 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。 3.3.5对于未申报或未及时、准确、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 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 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 95%）的应接受考核

9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 隹时.应按规定接受考核

9.2.1AGC考核指标可包括可用率、调节容量、调节责献量、调节速率、调节精度、响应时间等。 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、调节责献 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

调节速率、调节精度、响应时间及 能的指标，对发电机组进行考核。发电 AGC性能指标计算及考核方法可参见附录E

9.3.1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

.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

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降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： a）调峰指令出力与机组实际出力的差值； b) 机组进行深度调峰的时段； c）深度调峰考核系数。 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

.3.2深度调峰考核计算参数应包含：

9.4.1旋转备用考核

9.4.1.1并网发电厂因百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 a) 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； 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： a) 电力调度机构要求的旋转备用容量； b) 并网发电厂未能响应旋转备用调用的时间

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。

9.4.2.1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。 9.4.2.2热备用容量考核计算参数应包含： a) 机组额定容量或额定容量百分比与实际提供热容量差值； b) 并网发电厂未能提供满足要求热备用的时间 9.4.2.3 热备用调用考核计算参数应包含： a) 电力调度机构要求的热备用容量； 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

9.5自动无功电压控制

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）。

9.6.1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 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

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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： a）未对黑启动直接相关设备进行年度例行维护； b）未及时制修订黑启动事故处理预案； c）未按规定进行黑启动演习或演习失败

10有偿辅助服务补偿原则与要求

当开网发电厂提供合格的有偿拥助服务后，应根据提供有偿辅助服务的实际效案及质量计异不 果按照规定予以补偿

0.2.1AGC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。 0.2.2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。 0.2.3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。 10.2.4AGC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)～式（E.8)

10.3.1调峰贡献率补偿

0.3.1.1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。 0.3.1.2可依据发电机组自身实际调峰率、系统平均调峰率、机组调峰责献率、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（C.1)～式（C.3）。 0.3.1.3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 青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

10.3.2深度调峰补偿

0.3.2.1可根据发电机组实际深度调峰 定保度间峰偿依循。 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）~ 代（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

0.3.3.1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 尝、时间补偿等价格参数，

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10.4.1旋转备用、热备用服务补偿

10.4.1.1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。 10.4.1.2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。 10.4.1.3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

10.5有偿无功调节补偿

10.5.1有偿无功服务补偿

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），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)

NY/T 2755-2015 植物新品种特异性、一致性和稳定性测试指南 韭GB/T371342018

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QDMCY 0002S-2015 济南鼎茗茶业有限公司 花色茶（含茶制品），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