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2018272号
2、）南方区域发电厂并网运行管理实施细则（2017版）（南方监能市场2017440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2017440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里程衡量。3.2
3、AGC发电单元：以自动发电控制可编程逻辑控制器（Programming Logic Controller, PLC）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（D）：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；某时间段内总的调频里程为该时段发
4、电单元响应AGC控制指令的调整里程之和，计算公式如下D=j=1nDj式中，Dj为发电单元第j次调节的调频里程，单位为兆瓦，n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5分钟，发电单元容量7.5%）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（发电单元标准调频容量，控制区调频容量需求
5、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（k）：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(2k1+k2+k3)调节速率指标k1，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k。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：由多个单一指令根据合并原则合并为一个指令，或根据
6、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k2、调节精度指标k3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k1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出力的过程中，目标值小于上一个指令目标值的指令；（3
7、） 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U1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U2秒。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U1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U1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图所示：图2 发电单元调节过程图2注解：在T1时刻发电单元出力为P1，此时下发调节指令，目标出力为P4
8、，经过一定响应时间后，在T2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。T3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T4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Tstart：下发调节指令的时刻，对应图2中T1。4.2.2 起始出力Pstart：起始时刻发电单元的出力，对应图2中P1。4.2.3 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=Max/Min(SkjR1%,B1)单位：兆瓦。其中Skj为开机容量
9、，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。4.2.4 目标死区Pddeadb：发电单元达到目标指令的门槛值，计算公式如下Pddeadb=Max/Min(SkjR2%,B2)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。4.2.5 响应动作时刻Tschg：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。4.2.6 响应动作出力Pschg：响应动作时刻发电单元出力，对应图2中P2。4.2.7 进入目标死区时刻
10、Tacut：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T3。4.2.8 进入目标死区出力Pacut：进入目标死区时刻发电单元出力，对应图2中P3。4.2.9 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。4.2.10 调节精度时长Taccu：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T4-T3。5 指标计算5.1 调节速率指标k15.1.1 实际调节速率Vi计算若满足Pi1-Pi0PTi且ti1-ti0L1，则Vi=Pi1-Pi0ti1-ti0单位：兆瓦/秒。其中，ti
11、0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；ti1为计算时段i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；Pi0为计算时段i的出力起始值，为起始计算时刻ti0时的发电单元出力；Pi1为计算时段i的出力终止值，为终止计算时刻ti1时的发电单元出力；PTi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PTiH=Max/Min(SdjR3%, 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） 其它类型发电单元PTiC=Max/Min(SkjR4%,B4)
12、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/Min(SdjR5%,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PTi；（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L1秒。5.1.3 调节速率指标k1计算（1） 厂级AGC水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
13、分摊形式设置判断门槛值PssH=Max/Min(SkjR6%,B6)单位：兆瓦。其中Skj为发电单元开机的总额定容量。当Pdes-PstartPssH时，判断调节指令由全厂开机机组平均分摊；当Pdes-PstartPssC时，判断调节指令由全厂开机机组平均分摊；当Pdes-PstartL2，则Paccu=TacutTacut+TaccuPjd-PdesTaccu单位：兆瓦。其中Pjd为进入目标死区时刻Tacut到计算结束时刻（Tacut+Taccu）之间的发电单元实际出力，采集时间间隔为1秒。5.3.2 实际调节误差计算条件（1） 发电单元进入目标出力死区且持续时长大于L2秒；（2） 调节精度
14、计算时长Taccu从发电单元进入目标出力死区时刻开始计算，最多累计L3秒，即有效数据计算点数为（L3+1）个；5.3.3 调节精度指标k3计算调节精度指标k3计算公式如下：k3=1-（发电单元调节误差/发电单元调节允许误差）即k3= 1-Paccu/(SkjA%)其中Skj为开机容量，对于全厂AGC，为其厂内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。发电单元调节允许误差为其额定容量的A。5.4 调频里程D5.4.1 调频里程计算若响应动作时刻和进入目标死区时刻均有效，则调频里程等于发电单元目标出力与起始出力之差，即Preg= Pdes-Pstart若仅响应动作时刻有效，则调
15、频里程等于发电单元调节过程中实际出力与起始出力在与目标出力相同方向上偏差的最大值，即Preg= Max(Pgen-Pstart)其中Pgen为发电单元调节过程中的实际出力，Preg为发电单元调频里程。调频里程计算时需要减去区域调节需求为0或者区域调节需求与调节指令方向相反的调节量，该调节量称为减扣调节量。对于非合并指令，减扣调节量即为该指令的调频里程；对于合并指令，减扣调节量为该合并指令中需减扣的单一指令的起始出力与指令结束时出力偏差的绝对值。5.4.2 调频里程计算条件（1） 需有效捕捉到发电单元响应动作时刻，若未有效捕捉到发电单元响应动作时刻，则调频里程为0；（2） 区域调节需求不为0且调
16、节指令与区域调节需求方向相同。5.5 AGC容量对于市场中标发电单元，AGC容量为中标调频容量。若发电单元中标运行时段可调容量因机组出力受限等原因发生变化，造成实际可调容量小于中标调频容量，则AGC容量按最小可调容量计算。中标发电单元AGC容量计算公式为：AGC容量= Min中标调频容量，Min(AGC调节上限值-实时出力)+Min中标调频容量，Min(实时出力-AGC调节下限值)对于市场未中标发电单元，AGC容量为发电单元当前出力点在5分钟内向上可调容量与向下可调容量之和，若运行时段该容量超出发电单元实际可调容量上限或下限，则AGC容量按最小可调容量计算。未中标发电单元AGC容量计算公式为：
17、AGC容量= Min5分钟内向上可调容量，MinAGC调节上限值-实时出力+Min5分钟内向下可调容量，Min(实时出力-AGC调节下限值)6 时平均调频指标6.1 发电单元以每小时为时平均调频指标计算单位。6.2 性能指标计算（1） 发电单元时k1指标计算发电单元时k1指标值为1小时内该发电单元有效的单个指令k1指标值的算术平均值。若该小时无满足调节速率计算条件的指令时（包括但不限于未达到调节速率计算门槛值的指令、未执行指令D%前有新指令、未执行指令L1秒前有新指令），按以下方法处理：i. 若该小时未向发电单元下发指令，则该小时该发电单元的时k1指标不作统计；ii. 若该小时向发电单元下发了
18、指令，且该小时k20，则该小时该发电单元的时k1指标取前一个中标时段的值；iii. 若该小时向发电单元下发了指令，且该小时k20，则该小时该发电单元的时k1指标取0。（2） 发电单元时k2指标计算发电单元时k2指标值为1小时内该发电单元有效的单个指令k2指标值的算术平均值。若该小时无有效的k2指标值，按以下方法处理：i. 若该小时未向发电单元下发指令，则该小时该发电单元的时k2指标不作统计；ii. 若该小时向发电单元下发了指令，则该小时该发电单元的时k2指标取0。（3） 发电单元时k3指标计算发电单元时k3指标值为1小时内该发电单元有效的单个指令k3指标值的算术平均值。若发电单元该小时无有效的
19、k3指标值，则该发电单元该小时的时k3指标不作统计。6.3 发电单元时总调频里程为1小时内该发电单元所有有效的单个指令调频里程数值和。7 日平均调频指标7.1 发电单元以每日24小时为日平均调频指标计算单位。7.2 性能指标计算（1） 发电单元日k1指标计算发电单元日k1指标值为当日该发电单元有效的单个指令k1指标值的算术平均值。若该日无满足调节速率计算条件的指令时（包括但不限于未达到调节速率计算门槛值的指令、未执行指令D%前有新指令、未执行指令L1秒前有新指令），按以下方法处理：i. 若该日未向发电单元下发指令，则该日该发电单元的日k1指标不作统计；ii. 若该日向发电单元下发了指令，且该日
20、k20，则该日该发电单元的日k1指标取前一个中标日的值；iii. 若该日向发电单元下发了指令，且该日k20，则该日该发电单元的日k1指标取0。（2） 发电单元日k2指标计算发电单元日k2指标值为当日该发电单元有效的单个指令k2指标值的算术平均值。若该日无有效的k2指标值，按以下方法处理：i. 若该日未向发电单元下发指令，则该日该发电单元的日k2指标不作统计；ii. 若该日向发电单元下发了指令，则该日该发电单元的日k2指标取0。（3） 发电单元日k3指标计算发电单元日k3指标值为当日该发电单元有效的单个指令k3指标值的算术平均值。若发电单元该日无有效的k3指标值，则该发电单元该日的日k3指标不作
21、统计。7.3 发电单元日总调频里程为当日该发电单元所有有效的单个指令调频里程数值和。8 附则8.1 本规范由中国南方电网公司系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口并解释。8.2 本规范自发布之日起执行。附录：南方区域AGC发电单元调频指标计算规范定值单定值分类定值名称定值符号取值单位合并单一指令延时U115秒时间间隔U2120秒动作死区Psdeadb开机容量比例R10.5/底线值B15兆瓦取大/取小Max/MinMin/目标死区Pddeadb开机容量比例R20.5/底线值B25兆瓦取大/取小Max/MinMin/响应动作时刻Tschg延时U34秒实际调节速率Vi计算时段终止计算时
22、刻比例D70/调节速率计算门槛时间L14秒厂级AGC水电发电单元调节速率计算门槛值PTiH单机容量比例R34/底线值B320兆瓦取大/取小Max/MinMax/其它类型发电单元调节速率计算门槛值PTiC开机容量比例R40.5/底线值B45兆瓦取大/取小Max/MinMin/调节速率计算时段起始动作设定门槛Psd单机容量比例R51/底线值B55兆瓦取大/取小Max/MinMax/厂级AGC水电发电单元厂内分摊形式判断门槛值PssH开机容量比例R62/底线值B620兆瓦取大/取小Max/MinMax/厂级AGC火电发电单元厂内分摊形式判断门槛值PssC开机容量比例R71/底线值B710兆瓦取大/取
23、小Max/MinMax/调频资源分布内发电单元平均标准速率Vsv(p.u.)A区内发电单元平均标准速率VsvA20%/分钟A区水电机组总额定容量SHA7420兆瓦A区燃煤机组总额定容量SCA0兆瓦A区循环流化床机组总额定容量SFA0兆瓦A区燃气、燃油机组总额定容量SGA0兆瓦A区其它类型机组总额定容量SEA0兆瓦A区所有机组总额定容量SALLA7420兆瓦A区常规水电机组标准调节速率HA20/A区燃煤机组标准调节速率CA1.5/A区循环流化床机组标准调节速率FA1/A区燃气、燃油机组标准调节速率GA3/A区其它类型机组标准调节速率EA0/B区内发电单元平均标准速率VsvB1.784%/分钟B区
24、水电机组总额定容量SHB0兆瓦B区燃煤机组总额定容量SCB52752兆瓦B区循环流化床机组总额定容量SFB1900兆瓦B区燃气、燃油机组总额定容量SGB13532兆瓦B区其它类型机组总额定容量SEB0兆瓦B区所有机组总额定容量SALLB68184兆瓦B区常规水电机组标准调节速率HB20/B区燃煤机组标准调节速率CB1.5/B区循环流化床机组标准调节速率FB1/B区燃气、燃油机组标准调节速率GB3/B区其它类型机组标准调节速率EB0/调节速率指标k1最大值M5/响应时间指标k2基准时间Q5分钟实际调节误差 Paccu调节精度计算门槛时间L220秒调节精度最大计算时长L340秒调节精度指标k3发电单元调节允许误差A1.5/开机容量全厂Skj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。兆瓦单机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。兆瓦14
