南方区域AGC发电单元调频指标计算规范（2019版）.docx

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1、南方区域AGC发电单元调频指标计算规范（2019 版）目录1总则12规范性引用文件13术语和定义14计算原则与变量定义25指标计算56时平均调频指标97日平均调频指标108附则11附录：南方区域AGC发电单元调频指标计算规范定值单121总则1.1 为规范南方区域AGC发电单元调频指标算法，适应系统调频管理需要和辅 助服务市场的发展，进一步提高系统调频能力和精益化管理水平，确保调频辅助 服务市场公开、公正、透明，特制定本规范。1.2 南方电网区域内的电力调度机构、发电企业和相关运行单位均应遵守本规范。 2规范性引用文件广东调频辅助服务市场交易规则（试行）（南方监能市场（2018） 272号） 南

2、方区域发电厂并网运行管理实施细则（2017版）（南方监能市场（2017） 440 号）南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）（南方监能市场 （2017） 440 号）南方电网电厂并网运行及辅助服务管理算法规范（中国南方电网有限责 任公司企业标准Q/CSG110014-2012）3术语和定义3.1 调频辅助服务：主要指发电机二次调频备用中能够通过自动发电控制装置 （Automatic Generation Control, AGC）自动响应区域控制偏差（Area Control Error, ACE）,按照一定调节速率实时调整发电出力，满足ACE控制要求的服务，其调 节贡献通过调频

3、里程衡量。3.2 AGC发电单元：以自动发电控制可编程逻辑控制器（Programming Logic Controller, PLO装置为单位进行划分，一个AGC发电单元指发电厂一套自动发 电控制PLC装置及其所控制的所有设备的总称，包括厂级AGC、单机AGC两 种类型，以下简称发电单元。3.3 调节速率：发电单元在指令调节过程中单位时间的调节量。3.4 响应时间：发电单元开始响应指令时刻与指令下发时刻的差值。3.5 调节精度：发电单元最后稳定负荷和目标值之间的差值。3.6 调频里程（0）：发电单元每次响应AGC调频控制指令结束时刻的实际出力 值与下发调节指令时刻出力值之差的绝对值；某时间段内

4、总的调频里程为该时段 发电单元响应AGC控制指令的调整里程之和，计算公式如下D=EDj7=1式中，D为发电单元第/次调节的调频里程，单位为兆瓦，为调节次数。3.7 发电单元标准调频容量：指发电单元可参与系统自动调频的向上及向下的调 节范围。计算公式如下：发电单元标准调频容量=min(发电单元标准调节速率X5分钟，发电单 元容量X7.5%)为防止调频造成系统潮流分布大幅变化影响系统稳定运行，规定单个电厂的中标 发电单元调频容量之和不超过南方电网统一调频控制区调频容量需求值的20%； 中标发电单元调频容量不超过其标准调频容量。中标发电单元调频容量计算公式 如下：中标发电单元调频容量=min (发电

5、单元标准调频容量，控制区调频容量 需求值的20%/全厂中标发电单元数)水电机组发电单元容量按当前水头对应的最大出力计算。3.8 综合调频性能指标():用于衡量发电单元响应AGC控制指令的综合性能 表现，计算公式如下k = 0.25 (2 k1 + c2 + 依)调节速率指标匕,指发电单元响应AGC控制指令的速率；响应时间指标k2,指发电单元响应AGC控制指令的时间延迟；调节精度指标k3,指发电单元机组响应AGC控制指令的精准度。不同时间周期内发电单元综合调频性能指标k的算术平均值，即对应统计周 期内的综合调频性能指标匕3.9 单一指令：AGC对一个发电单元发出的单次调节指令。3.10 单个指令

6、：由多个单一指令根据合并原则合并为一个指令，或根据合并原则 不可合并的单一指令。4计算原则与变量定义4.1 计算原则4.1.1 在实际运行中，存在单一指令高密度、多频次下发的情况，此时发电单元 接收到新指令时仍有已响应但未完成的单一指令，为方便、准确计算响应此类单 一指令的调频指标，在计算响应时间指标A2、调节精度指标期和调频里程时，采 取多个单一指令合并为一个单个指令的方式进行计算（在计算调节速率指标自时, 指令不进行合并计算），如图1所示。单一指令合并需满足以下所有原则：（1）指令调节方向相同;（2）发电单元响应指令增加出力的过程中，目标值大于上一个指令目标值 的指令；发电单元响应指令减少

7、出力的过程中，目标值小于上一个指令目标值的 指令;（3）发电出力未进入上一个指令目标死区或进入上一个指令目标死区持续 时间小于Ul秒时下发的指令;（4）下发指令时刻与下发上一个指令时刻时间间隔小于Lh秒。指令合并新指令指令合并AGC指令发电单元实际出力图1单个指令合并说明图1注解：单个指令1：指令1-5合并，指令6方向与5相反，合并终止。单个指令2：指令6与其他指令不可合并，因为发电单元出力进入指令6目标死 区大于Ul秒。单个指令3：指令7、8合并，发电单元进入指令8目标死区大于Ul秒，合并终 止。4.1.2 所有指标计算时均不考虑一次调频动作干扰。4.2 变量定义发电单元响应调节指令过程如下

8、图所示：图2注解：在A时刻发电单元出力为Pi,此时下发调节指令，目标出力为外，经过一定响应时间后， 在72时刻发电单元出力达到P2,首次大于发电单元动作死区且维持U3秒，认为发电单元开 始有效响应调节指令。口时刻发电单元实际出力达到P3,第一次达到目标出力死区带，认为 发电单元完成调节指令响应，进入精度计算时间，直到A时刻达到调节精度最大计算时长或 下发新的调节指令。4.2.1起始时刻下发调节指令的时刻，对应图2中7;。4.2.2起始出力PStar6起始时刻发电单元的出力，对应图2中Pi。4.2.1 动作死区PSdeadb：发电单元开始实际响应指令的门槛值，计算公式如下Psdeadb = Ma

9、X/M讥（Skj R1%fB1y单位：兆瓦。其中Skj为开机容量，对于全厂AGC,为其厂内开机的总额定容量；对于单机AGC,为发电单元的额定容量。4.2.2 目标死区Pddeadbi发电单元达到目标指令的门槛值，计算公式如下Pddeadb = MaxMin（Slcj X R2% 2）单位：兆瓦。其中Skj为开机容量，对于全厂AGC,为其厂内开机的总额定 容量；对于单机AGC,为发电单元的额定容量。4.2.3 响应动作时刻TSC即：发电单元出力与起始出力之差首次大于动作死区且维 持U3秒的时刻（认为发电单元真实地响应了指令），视为有效响应指令时刻，对 应图2中T2。4.2.4 响应动作出力PSC

10、M:响应动作时刻发电单元出力，对应图2中P2。4.2.5 进入目标死区时刻TaCI在响应动作时刻有效的情况下，发电单元出力与 目标出力之差首次小于目标死区的时刻，视为有效进入目标死区时刻，对应图2 中4.2.6 进入目标死区出力PaS”进入目标死区时刻发电单元出力，对应图2中P3。4.2.7 目标出力Pdes：对发电单元下发指令的出力目标值，对应图2中P4。4.2.8 调节精度时长TaCcM进入目标死区时刻至达到最大计算时长或接收到新的 调节指令时刻的时长，对应图2中74-73。5指标计算5.1 调节速率指标Zq5.1.1 实际调节速率匕计算若满足IRl Piol PTi且01 Lo L1,则

11、T/ 岛一 PiOlVi =til 一 ti0单位：兆瓦/秒。其中，为计算时段i的起始计算时刻，为发电单元出力与起始时刻的出力 之差首次大于起始计算设定门槛PSd的时刻；Gl为计算时段，的终止计算时刻，为合理避开目标死区，真实反映调 节速率，选取发电单元完成本次调节指令D%的时刻；Bo为计算时段i的出力起始值，为起始计算时刻加时的发电单元出力；Pil为计算时段i的出力终止值，为终止计算时刻5时的发电单元出力； P7i为调节速率计算门槛值，计算方法如下：(1)厂级AGC水电发电单元PK = MaX/M讥(Sdj X R3%,B3)单位：兆瓦。其中Sdj为此时电厂开机的最大单机额定容量；(2)其它

12、类型发电单元Pi = Max/Mi几(Skj X R4%, B4)单位：兆瓦。其中Skj为开机容量，对于全厂AGC,为其厂内开机的 总额定容量；对于单机AGC,为发电单元的额定容量。PSd为起始计算设定门槛，计算方法如下：Psd = Max/M讥(Sdj X R5%,B5)单位:兆瓦。其中Sdj对于全厂AGC,为其开机的最大单机额定容量， 对于单机AGC,为发电单元的额定容量。5.1.2 调节速率计算条件(1)计算时段出力调节幅度达到调节速率计算门槛值Pr;(2)有效捕捉到发电单元计算时段起始计算时刻与终止计算时刻并且两者 之差大于Ll秒。5.1.3 调节速率指标匕计算(1)厂级AGC水电发电

13、单元以目标出力与起始出力差值(PdeS-PStart)判断调节指令厂内分摊形式 设置判断门槛值P悬=Max/Min(Skj 6%,B6)单位：兆瓦。其中Skj为发电单元开机的总额定容量。当Pdes - Pstart 嘤时，判断调节指令由全厂开机机组平均分摊；当PdeS-PStartVPE时，判断调节指令由单机承担。(2)厂级AGC火电发电单元以目标出力与起始出力差值(PdeS-PStart)判断调节指令厂内分摊形式 设置判断门槛值P*=MaxMm(Skj X R7%,B7)单位：兆瓦。其中Skj为发电单元开机的总额定容量。当Pdes - Pstart 曝时，判断调节指令由全厂开机机组平均分摊；

14、当PdeS-PStart V P上时，判断调节指令由单机承担。(3)根据不同指令分摊形式计算性能指标灯调频资源分布区内发电单元平均标准调节速率L(P.u.)H% SH + C% x Sc + F% x 5尸 + G% x Sg + E% SESALL其中SH为调频资源分布区内水电机组总额定容量，SC为调频资源分布区内 燃煤机组总额定容量，SF为调频资源分布区内循环流化床机组总额定容量，SG为 调频资源分布区内燃气、燃油机组总额定容量，SE调频资源分布区内其它类型机 组总额定容量，SAS调频资源分布区内所有机组总额定容量。常规水电机组标准 调节速率为额定容量的H%分钟，燃煤机组标准调节速率为额定

15、容量的C%分 钟，循环流化床机组标准调节速率为额定容量的F%分钟，燃气、燃油机组标准 调节速率为额定容量的G%分钟，其它类型机组按并网协议规定的标准调节速率, 为额定容量的E%分钟。调节速率指标自计算公式如下：/c尸发电单元实测速率/调频资源分布区内AGC发电单元平均标准调节速率 （p.U.）当判断调节指令由全厂开机机组平均分摊时，_ 601 Skj X Vsv其中Sk/为发电单元开机的总额定容量；当判断调节指令由单机承担时（包括单机AGC）,_ 60kl=其中Sdj为此时发电单元开机的最大单机额定容量。为避免机组发电单元响应AGC调节指令时过调节或超调节，自最大值不超 过M。5.2 响应时间指标k25.2.1 实际响应时间Tdel计算若发电单元响应动作时刻有效，则响应时间等于响应动作时刻与起始时刻之 差，即TCIel = TSChg - TStClrt5.2.2 响应时间指标上计算响应时间指标k2计算公式如下：k2=l-（发电单元响应时间/Q分钟）B= 1 - Tdel(Q 6