自动发电控制基本原理及控制方法ppt课件.pptx

自动发电控制（新能源有功控制系统）基本原理及控制方法,韩 杰甘肃省电力调度控制中心二一七年九月,自动发电控制(Automatic Generation Control)，简称为AGC，是建立在以计算机为核心的能量管理系统（或调度自动化系统）及发电机组协调控制系统之上，并通过高可靠信息传输系统联系起来的远程闭环控制系统。 其功能为按电网调度中心的控制目标将指令发送到有关发电厂或机组，通过发电厂或机组的控制系统实现对发电机功率的自动控制。,基本概念,电能是一种特殊的产品，其最大特点在于电能不能大量储存，电能的生产、输送、分配和使用可以说是在同一时刻完成的。在任何时刻，电力系统中电源发出的功率都等于该时刻电力系统负荷和电能输送、 分配过程中所消耗的功率之和。 电力系统的负荷瞬息万变，因此，独立电力系统必须满足电能的供需平衡，维护正常频率，保证控制内部的电能质量；联合电力系统还必须保证联络线交换功率按交易计划运行，加强联络线控制能力，使整个系统协调稳定运行。然而，依靠人工调节方式无论从反应速度还是调节精度都难以满足电力系统安全、优质、协调、经济运行的要求。显然，要实现现代化的电网管理，进一步提高整个电力系统的电能质量和联络线交换功率的控制水平，需要采取相应的自动化技术手段来提供实质性的保障。解决这一问题的最佳途径就是AGC。,AGC的作用,AGC的目的,在互联电力系统中， 各区域承担各自的负荷，与外区域按合同买卖电力。各区域的调度中心要维持电力系统频率，维持区域间净交换功率为计划值，并希望区域运行最经济。 自动发电控制是满足以上要求的闭环控制系统。 具体地说自动发电控制有以下四个基本控制目标：（1） 使全系统的发电出力和负荷功率相匹配 ;（2） 将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；（3） 控制区域间联络线交换功率与计划值相等，实现各控制区域有功功率平衡；（4） 在区域内各发电厂间进行负荷的经济分配。,运用AGC技术，可以获得以高质量电能为前提的电力供需实时平衡，提高电网安全、稳定、经济运行水平，更加严格有效地执行互联电网之间的电力交换计划，进一步减轻运行管理人员的劳动强度；对于提高调度中心和发电厂自身的科学技术素质，完善运行管理机制，适应电力系统发展运营的需要，增强在电力市场的竞争实力都具有十分重要的意义。,使用AGC的意义,7,下图表示某一联合电力系统，由3个区域及3条联络线组成。各区域内部有较强的联系，各区域间有较弱的联系。正常情况下，各区域应负责调整自己区域内的功率平衡。例如，区域B中接入一个新的负荷时，起初联合电力系统全部汽轮机的转动惯性提供能量，整个联合电力系统的频率下降。系统中所有机组调节器动作，加大出力，提高频率到某一水平，这时整个电力系统发电与负荷达到新的平衡。一次调节留下了频率偏差f和净交换功率偏差，AGC因此而动作。提高区域B 的发电功率，恢复频率达到正常值和交换功率到计划值，这就是所谓的二次调节。此外，AGC将随时调整机组出力执行发电计划（包括机组停机），或在非预计的负荷变化积累到一定程度时按经济调度原则重新分配出力，这就是所谓的三次调节。,联合电力系统,自动发电控制的一般过程,AGC 的其中一项重要功能是调频作用，电网的频率调整分为：一次调频、 二次调频和三次调频： 其中利用发电机调速系统频率静态特性而改变发电机出力所引起的调频作用叫一次调频， 一次调频控制一分钟以下的负荷变化， 在电力系统负荷发生变化时， 仅靠一次调频是不能恢复的， 即一次调频是有差调整（迅速拉回频率）。为了使系统频率维持不变,需要运行人员手动操作或通过调度自动化系统自动操作,以改变汽轮机调速器（调门）的位置,增减发电机的出力,进而使频率恢复至目标值,这种调整叫二次调频。二次调频控制几分钟至十几分钟的负荷变化,二次调频控制频率的目标值为额定频率,即二次调频是无差调频（稳定频率）。只有经过二次调频后，电网频率才能精确地保持恒定值。二次调频主要由 AGC 机组自动完成，所以 AGC 属于二次调频。三次调频是根据负荷预计曲线， 各厂或各机组按计划出力曲线(包括开停机组)调整， 三次调频控制半小时以上的负荷变化。,一次、 二次和三次调频,AGC 控制系统主要有电网调度中心的实时控制系统、信息传输通道、远动控制装置（ RTU）、单元机组控制系统组成。 电网调度中心利用控制软件对整个电网的用电负荷情况及机组的运行情况进行监视，对掌握的数据进行分析，并对电厂的机组进行负荷分配，产生AGC 指令。 AGC 指令通过信息传输通道传送到电厂的 RTU； 同时电厂将机组的运行状况及相关信息通过 RTU 和信息传输通道送到电网调度中心的实时控制系统中去。结构如下图所示：,AGC闭环控制回路可分为两层。一层为负荷分配回路，AGC通过远动控制装置（RTU），通讯通道及SCADA获取所需的实时量测数据，由AGC程序形成以区域控制偏差（ACE)为反馈信号的系统调节功率，根据机组的实测功率和系统的调节功率，按经济分配的原则分配给各机组，并计算出各机组或电厂的控制命令，再通过SCADA、通讯通道及RTU送到电厂的机组控制系统；另一层是各机组的控制回路，它调节机组出力（二次调节）使之跟踪AGC的控制命令，最终达到AGC的控制目的。,AGC区域运行状态包括：在线：AGC所有功能都投入正常运行，进行闭环控制。调度员可以手动切换到离线状态。离线：AGC不对机组下发控制命令，但数据处理、ACE计算、性能监视等功能均正常运行。调度人员可以手动切换到在线状态。暂停：当某些量测数据异常导致ACE错误时，自动设置为暂停状态。在给定的时间内，一旦测量数据恢复正常，自动返回在线状态，否则自动转至离线状态。,AGC运行状态,AGC的控制模式包括以下三种：恒定频率控制（Flat Frequency Control，FFC）， AGC的控制目标是维持系统频率恒定。恒定联络线交换功率控制（Flat Tie-line Control，FTC）， AGC的控制目标是维持联络线交换功率的恒定。联络线和频率偏差控制（Tie-line load frequency Bias Control,TBC），AGC同时控制系统频率和联络线交换功率。,甘肃电网的AGC控制模式采用联络线功率+频率偏差控制模式（TBC）。,AGC控制模式,式中,为控制区频率特性系数（MW/0.1Hz），一般为负值,TBC模式： ACE计算公式中同时包含频率分量和联络线交换功率分量。,FFC模式： ACE计算公式中仅包含频率分量。,分别为频率偏差和净交换功率偏差。,FTC模式： ACE计算公式中仅包含联络线交换功率分量。,区域控制偏差（Area Control Error，ACE）：反应控制区域当前的发电功率偏差值，其计算方法取决于AGC控制模式。,、,区域控制偏差（ACE）计算,ACE控制区间划分,图2-4 ACE控制区间划分,死区：在此区段ACE很小， AGC不给电厂发送控制命令。 正常区：在此区段ACE较小，参与偏差调节的发电机组立即跟踪调节，参与基点调节的发电机组仍然在基点值附近运行。帮助区：在此区段ACE较大，在参与偏差调节的发电机组跟踪调节的同时，部分参与基点调节的发电机组加入到偏差调节当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电机组重新逼近基点值。紧急区：在此区段ACE过大，参与偏差的发电机组在执行调节的同时，所有参与基点调节的发电机组立即脱离基点值加入到偏差当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电机组又重新逼近基点值。,AGC程序会根据当前区域频率、ACE、ACE积分值等及给定的门槛值，将AGC控制区划分为死区、正常区、帮助区和紧急区。根据不同的区间，采用不同控制算法，计算区域的总调节功率。,AGC 指令是电网调度中心计算产生的被控机组的目标功率，按照远动控制装置（ RTU） 通讯规则生成 AGC 遥控报文传送到电厂 RTU， RTU 将 AGC控制信号转换成420mA 信号传输到单元机组的控制系统。同时， 机组的实发功率经过变送器转换成 420mA 信号，经过 RTU 转换成线性比例的二进制遥测数据， 经过高频载波信号传输到电网调度实时控制系统。电网调度实时控制系统和单元机组的控制系统除上述两个重要参数沟通外，还将一些反映机组及控制系统状态、 AGC 运行品质及机组的负荷限制信号通过 RTU 传输到电网调度实时控制系统，如：机组所允许的负荷高、低限，机组的负荷变化速率，机组的运行方式等。,AGC 涉及到的信号,AGC的数据采集周期：一般为18秒。在每一个采集周期内，AGC更新实时数据、计算ACE、执行性能监视等。一般说来，对系统频率的监视以一秒为周期，因此，AGC的数据采集周期最小可设置为1秒。AGC的控制周期：应为采集周期的整数倍，一般为315秒。在每个AGC控制周期，除完成采集周期的各项任务外，还要计算AGC控制下的各机组的基点功率和调节功率，从而得到机组的目标出力，但是否下发控制命令还取决与机组命令周期。机组命令周期：机组的控制命令周期是可变的，它由机组的实发控制命令和响应速率共同决定。在每个AGC控制周期，如果机组已响应上次的控制命令，则将本次的控制命令立即下发；如果机组未响应上次的控制命令，本次控制命令暂不下发。,AGC执行周期,AGC的控制对象是电厂控制器（PLC），AGC下发控制命令给PLC，由PLC调节机组的有功出力。一个PLC可以由一个或多个机组构成，以方便实现单机控制或全厂控制。,水电厂采取全厂AGC控制模式 火电机组选用单机或全厂AGC控制模式 新能源场站AGC控制通过新能源有功控制系统实现,1、电网负荷频率控制2、对区域、机组统计考核3、AGC实时监视4、AGC综合信息查询5、AGC模型维护通过AGC人机界面的实时监视功能，调度员可随时掌握AGC程序运行中各项重要数据的变化情况，从而迅速、准确地做出决策。调度员和自动化工作人员可对AGC的模型进行维护，包括创建对象、修改参数、导入导出模型等。此外，AGC人机界面还提供了各项历史统计数据综合查询的功能。,AGC主要功能示意图,省调AGC系统主要功能,实际考核联络线与计划值的偏差,省调AGC实时调整流程,2、AGC根据当前联络线实际功率与计划值之间的偏差，以及当前频率与额定频率的偏差，计算区域控制偏差：,1.并网发电厂单机200MW及以上火电机组和单机20MW及以上的水电机组及全厂容量50MW水电厂应具有AGC功能，并参与电网闭环发电控制。2.AGC机组的调节容量原则上应满足从最小技术出力到额定出力的范围。火电机组的AGC调节范围为50%100%机组额定有功出力，全厂调节的水电厂AGC调节范围为0100%全厂额定有功出力。3.各电厂应保证AGC机组调节性能参数满足要求，机组AGC可用率、调节速率、响应时间等达到“两个细则”技术标准。4.AGC应具备“当地/远方”两种控制模式，且两种模式可无扰动切换。一般情况下，水电厂采取全厂AGC控制模式，火电机组选用单机或全厂AGC控制模式。5.未经省调批准，并网的AGC机组不得随意修改AGC运行参数，不得擅自退出AGC装置。6.参与AGC调整的机组发生异常情况或AGC装置不能正常运行时，发电企业可先停用AGC或切至“当地控制”模式后立即汇报省调值班调度员，处理完毕后应及时向省调值班调度员汇报并按调度指令投入运行。,AGC管理规定,机组控制上限、控制下限取前日各电厂申报机组最大、最小可调出力数值！,甘肃新能源有功控制系统（大型集群风电、光电有功智能控制系统）通过对风电和光伏外送通道各断面潮流进行实时监控，可以实时计算各个潮流断面的传送裕量，根据各电厂日前发电能力申报、日前、日内现货申报、基数电量及市场电量完成情况，并结合各风电场和光伏电站的实时出力及申请加出力情况，实现对全网所有风电、光伏场站出力的智能控制。根据当前调度模式、运行方式对各断面的限额，该系统设定了按断面裕度自动控制模式、调度员模式、紧急调峰模式、紧急控制模式、自动调峰模式五种控制模式，合理分配各风电场出力计划，保证甘肃电网在各种运行方式及故障情况下稳定可靠运行，同时最大限度提高了电网的输送能力，使风电场和光伏电站的出力最大化、最优化，实现了对风能和光能资源的充分利用。,系统功能概述,新能源有功控制已考虑的相关因素,全网：调峰约束（含联络线控制）,多级外送断面：电网安全约束,新能源有功控制系统配置图,甘肃新能源有功控制系统分四层结构：2个控制中心站，主备配置，位于甘肃省调和嘉峪关地调，主要实现对整个系统进行实时监控，实现新能源有功智能实时协调控制策略、计划值的实时计算和下发、新能源发电厂加出力申请的自动批复、申请算法和跟踪算法的切换、运行方式和控制模式的切换等主要功能。2个控制主站位于瓜州、玉门站，主备配置SCS-500W新能源有功功率控制装置，主要实现河西地区风电场、光伏电站、9个控制子站、2个控制中心站之间的信息汇总和交换、装置运行信息的上送和下发、控制中心站计算的计划值的实时下发等。9个控制子站，由原河西稳控系统中的瓜州子站、山丹子站、凉州子站、玉门子站、嘉峪关子站以及西北新疆联网安全稳定控制系统中敦煌子站、酒泉子站、河西子站、武胜子站组成，实时监测750kV、330kV各控制断面的潮流，把检测线路和关键断面的运行情况、故障情况、过载情况实时上送到本系统的主站和控制中心站，作为与控制策略有关的一个重要信息来源、计算和协调控制决策的依据和约束条件，同时也实现了新能源发电有功智能控制系统和河西稳控系统的协调。各风电场和光伏电站装设有 SCS-500W风电场有功功率控制装置（执行子站），实现新能源有功指令的接收及超发切馈线，确保有功下调指令的严格执行。监视风电场、光伏电站运行数据并向调度主站上传信息，接受并执行调度主站下发的有功目标指令，当风电场、光伏电站出力大于计划值，控制子站通过超计划告警、切馈线等手段，保证风电场和光伏电站总出力在调度允许范围之内。中心站还能与省调EMS通信，获取实时备用容量等数据，实现风电场和光伏电站调峰控制策略，在控制中心站与控制子站通信中断时，可以从EMS系统中获取电网断面裕度等控制策略计算所需要的数据，保证控制策略计算的正确性，提高系统的可靠性和可用性。,新能源有功控制系统配置,自动调峰-新能源与AGC协调控制,通过读取联络线ACE偏差值、AGC上下备用空间，实现新能源与常规水、火电机组联合自动调节，实现在新能源大发期间，水、火电出力压至最低，不再预留联络线调整空间，通过调整新能源出力来调整联络线，以弥补电网调峰能力不足的缺陷，最大程度地利用风、光资源。,甘肃省调新能源有功控制系统（AGC技术支持系统）主要功能如下：（1）新能源实时发电及断面裕度的在线监视；（2）方式变化与稳定限额自适应切换；（3）考虑电网调峰、静态、暂态约束的新能源接纳能力的在线评估；（4）综合考虑市场化电量、多级断面约束、潮流灵敏度、风光资源差异和公平性原则的的新能源实时发电计划的优化分配;（5）基于风光出力最大化的新能源与常规能源协调控制；（6）新能源预测精度及控制性能的在线监视与考核；（7）基于WEB平台的三公调度信息的实时发布；,可按分区、电站设置与上网断面的关联及灵敏度,有功实时控制功能,1）控制策略体现公平、公正、公开原则，保证每个新能源场站能公平的获得发电计划，各信息相互开放，充分公开，所有场站都能看到本区域其它场站的出力和计划以及电网可再增加接纳新能源能力（最小断面裕度）等信息。2）保证新能源场站出力最大化，实时计算电网总接纳新能源能力，根据电网总接纳能力的变化及各新能源场站当前出力和加出力申请，每固定周期（5分钟）计算一次各场站计划并下发，该计划为上限值，低于该计划可自由发电，高于该计划需要申请。3）以保证电网安全稳定运行为首要条件，未提出加出力申请或提出加出力申请未批准的情况下，高于计划值运行，超过规定时间，由控制执行站装置切除相应的馈线，使出力回到计划值以下，保证主网安全。4）减少操作复杂性，对风机尽量做到无损伤控制。各风场根据发电计划调整发电出力，调整方式可由风场操作人员手动调整或由风电集控系统自动调整，进行出力跟踪。,控制策略整体原则,5）尽量做到风/光场站间资源协调优化分配，根据风况/光照强度不同实时调整各电厂出力。6）提高对新能源场站运行的管控能力，保证调度计划的公平和严肃性。7）采取分片、分区控制：根据风电场、光伏电站接入电网情况，分片、分区控制，首先判断总体出力情况，再判断各个片区出力情况。原则上总体受限，总体控制；片区受限，片区内控制。8）根据各新能源电厂参与跨区外送、跨省外送、新能源与自备电厂电量置换、新能源就地消纳、大用户直购电等各种市场电量，日前/日内现货申报情况，通过新能源有功控制系统分配各新能源电厂发电计划，确保各电厂市场电量、基数电量调出。,控制策略整体原则,调整电站出力不高于计划值,根据功率预测或人工经验,当前时刻电网新能源接纳能力,加出力申请,各电站当前计划,各电站当前出力,整体计算分配,各电站标杆计划（中间值）,安全校核,各电站实时计划,新能源有功控制系统指令流程,各电站计划电量完成情况,调峰约束,各电站日前计划,新能源场站申报次日预计发电能力,水、火最小可调容量,联络线外送功率计划,系统负荷预测,新疆外送计划,祁邵直流外送计划,基于最大消纳能力计算各厂站日前预计划,省调安全校核,上报国调,国调进行安全校核，组织现货交易，发布出清交易结果,省调依据国调出清结果，修正跨省联络线计划并计算新能源厂站日前终计划,日前计划下发至有功控制系统，作为主要计算依据,根据断面额度、AGC调峰信息,实时计划,基数、市场电量完成情况,新能源厂站日前现货申报,基于现货市场的日前计划/实时计划,现货交易平台,有功控制系统,下发至各场站,日前计划编制及日内调度原则,日前计划编制原则：以电厂预测发电能力为基础，以完成月度发电计划为目标。新能源厂站电量计划按其所签市场电量多少实施差异化分配，并通过月度计划，实现各电站基数电量完成进度基本相当。日内调度原则：在日前计划的基础上，以完成日前发电计划为目标，通过新能源有功控制系统分配出力。,控制模式,稳控软压板远程调阅,稳控定值单远程调阅,超发考核,出力超计划值后，系统根据超计划值幅度，开始长延时/短延时倒计时，倒计时时间结束时出力仍未降至计划值以内，则下发切馈线命令至执行子站，切除风电场/光伏电站馈线，使该厂出力降至计划值以内。,超发考核,1、累计超发达到2个利用小时数，该厂站标示为黄色“超发”标志，系统自动将该厂实时计划降零，持续24小时！2、在计划降零期间，若继续超发，累计达0.1利用小时数，该厂站标示为红色“异常”标志，该厂实时计划继续降零，持续72小时！,利用小时数=发电量/装机容量,申请加出力电场，执行新计划不到位，闭锁机制为了避免风场申请值超过实际发电能力过多，造成部分发电裕度被占用，当风场提出加出力申请后，且系统批准了申请，在下个计算周期到来前该风电场出力未达到新的计划值（偏差3MW（定值），则闭锁该风电场一段时间不能申请加出力。方式、模式转变闭锁15分钟方式、模式切换时，为避免计划突然变小导致风电场来不及调节，从而造成切机，因此风电场有功控制装置闭锁切机功能15分钟（定值），不闭锁告警功能，出力小于计划值或15分钟后立即开放切机功能。系统高周取330kV瓜敦线、330kV玉嘉线频率，两线中任一相频率满足高周定值持续5秒，判断为系统高周，高周后，不接收加出力申请，允许风电最大功率不能增加只能减少。 不同区域间的协调控制对于不同入网点的风电场，在计算分配时，首先整体平衡分配，在安全校核时，因为约束条件不同，可能某区的计划超出了安全范围，此时将超出部分分给未超出部分，再次校核，实现区域间的协调，从而最大化的送出、消纳风电。,控制措施,不受理申请的情况系统高周；紧急控制模式（只针对整体紧急控制模式）；风电场出力小于（计划值-偏差值）；申请计划成功后，规定时间内出力未达到申请计划，闭锁1小时不允许申请；主站正在计算或初始化；,某风电场与主站通信异常时，该风电场退出计算， 该风电场的计划值=最小出力定值；,与主站通信异常,自动发电控制（AGC）与“两个细则”,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,“两个细则”,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,以上简称“两个细则”！,为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范发电厂并网运行管理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据发电厂并网运行管理规定（电监市场200642号）和国家有关法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。,为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范西北区域并网发电厂辅助服务管理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据并网发电厂辅助服务管理暂行办法(电监市场200643号)和国家有关法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。,一、西北区域发电厂并网运行管理实施细则,二、西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,第二条 本细则适用于西北电力系统内由省级及以上调度机构直调的发电厂（含并网自备电厂）和由地调直调的风电、光伏、装机容量50MW及以上的水电站。地调范围内的其它发电厂并网运行管理可参照本实施细则执行。新建火电、水电机组通过整套启动试运行后纳入本细则管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为考核试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,第十八条 除已列入关停计划的机组外，并网发电厂单机200MW（其中新疆、青海100MW）及以上火电机组和单机20MW及以上、全厂容量50MW及以上水电机组或水电厂应具有AGC功能，在投入商业运营前应与调度机构的EMS系统进行联调，满足电网对机组的调整要求。对并网发电机组提供AGC服务的考核内容包括：AGC调度管理考核、AGC调节性能考核。 （一）并网发电机组不具备AGC功能按100分/月考核。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，否则按1分/小时考核。机组AGC参数发生变化后，发电企业应及时完成相关设备改造，并在相关调度机构配合下完成AGC试验和测试，未按期完成AGC试验和测试，按10分/次考核。在调度机构下达限期试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，按10分/月考核。（二）AGC机组的调节容量原则上应满足从最小技术出力到额定出力的范围，AGC机组的实际调节容量若达不到要求，按照调节容量缺额10分/万千瓦每月考核。（三）要求并网机组AGC月可用率应达到98%，每降低1%按1分/万千瓦每月考核。（四）对AGC机组的调节速率进行考核。对于水电机组：速率低于50%，每降低5%按15分/月考核；对于火电机组：按照不同机组标准，每降低0.2%按15分/月考核。（五）AGC机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的按5分/次考核。,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,（六）机组AGC的可用率、调节速率、响应时间技术标准如下：1.可用率具有AGC功能的机组其性能应达到国家有关标准且AGC可用率要达到 98%以上。AGC可用率=(AGC可用小时数/机组并网小时数) 100%。全厂成组投入的电厂，AGC可用率=(AGC可用小时数/全月日历小时数) 100%。,AGC允许投入,AGC投入“远方”闭环控制,AGC可用率（允许投运率）=(AGC允许投入时间/机组并网小时数) 100%,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,2.调节速率对于AGC机组的调节速度进行考核。调节速率Abs（目标出力当前出力）/机组额定有功功率/（目标出力达到时间命令下发时间） 100%（单位：机组调节容量占额定有功功率的比例/分钟）对于水电机组：实际速率应大于每分钟50%；对于火电机组：直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为每分钟机组额定有功功率的1.5%；带中间储仓式制粉系统的火电机组为每分钟机组额定有功功率的2.0%；循环流化床机组和燃用特殊煤种（如煤矸石电厂）的火电机组为每分钟机组额定有功功率的1.0%；超临界定压运行直流炉机组为每分钟机组额定有功功率的2.0%，其他类型直流炉机组为每分钟机组额定有功功率的1.5%；燃气机组为每分钟机组额定有功功率的20%。3.响应时间AGC响应时间，从调度机构下达AGC命令算起，到AGC机组开始执行命令止，采用直吹式制粉系统的火电机组AGC响应时间60秒；采用中储式制粉系统的火电机组AGC响应时间40秒；水电机组的AGC响应时间10秒。,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,第二十七条 风电场、光伏电站应具备有功功率调节能力，必须配置有功功率控制系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大有功功率值不超过电力调度机构的给定范围。不具此项功能者，按每月30分/万千瓦考核。 同时风电场、光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值，要求月均10min最大功率变化不超过装机容量的33，月均1min最大功率变化不超过装机容量的10，每超出1%按10分/月考核，功率变化仅考核风电功率上升阶段的变化，因风速变化导致的风电功率下降速率过快不予考核。风电场、光伏电站应加强AGC实时调节性能的技术改造，满足调度机构实时控制的相关要求。,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,第三十条 风电场、光伏电站应按照国家相关规定，具备风电或光伏功率预测功能，不具备此功能者，需限期整改，逾期未完成整改者按每月10分/万千瓦考核。风电场、光伏电站应按时向电力调度机构报送短期（72小时）及超短期（4小时）功率预测曲线，电力调度机构按照风、光功率预测误差对风电场、光伏电站进行考核。按照国家能源局关于印发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知（国能新能2011177号）规定：风电场功率预测系统提供的日预测曲线最大误差不超过25%，按偏差积分电量0.5分/万千瓦时考核；日前风功率预测日均方根误差应小于20%，每增加一个百分点按全场装机容量0.5分/万千瓦考核。按照光伏发电站接入电力系统技术规定： 光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于15%，每增加一个百分点按全场装机容量2分/万千瓦考核；超短期预测第4小时月平均绝对误差应小于10%，每增加一个百分点按全场装机容量2分/万千瓦考核。由于电网原因造成风电、光伏出力受限时，可以不对预测误差进行考核。风电场、光伏电站短期、超短期功率预测上传率应大于90%,若未达标，每降低1%按全场容量6分/10万千瓦考核，由于主站原因造成上传率未达标的不予考核。,西北区域发电厂并网运行管理实施细则,第四十五条 发电厂并网运行管理考核分值折算为电费，每分对应金额均为1000元，全部用于辅助服务补偿。考核统计及结算依据西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关规定执行。,第四十九条 并网发电厂与电力调度机构、电网经营企业之间因并网考核、统计及结算等情况存在争议的，由能源监管机构依法进行调解和裁决。其中，并网发电厂与区域电力调度机构之间存在争议的，由区域能源监管机构依法进行调解和裁决。,一、西北区域发电厂并网运行管理实施细则,二、西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,第二条 本细则所称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，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的服务，包括：调频、调峰、自动发电控制（AGC）、无功调节、自动电压控制（AVC）、备用、黑启动等。,第三条 本细则适用于西北区域省级及以上电力调度机构直调的发电厂（含并网自备发电厂）和由地调直调的风电、光伏、装机容量50MW及以上的水电站。地调电网内的其它发电厂并网运行管理参照本实施细则执行。自备电厂有上网电量的以上网电量部分承担辅助服务费用。新建火电、水电机组通过整套启动试运行后纳入本细则管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为辅助服务管理试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。网留电厂暂不参加补偿与分摊。,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,第五条 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，包括基本调峰、基本无功调节。（一）基本调峰：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、按照一定调节速率进行的发电机组出力调整所提供的服务。燃煤火电机组基本调峰范围100%-50%额定出力，燃气机组和水电机组基本调峰范围100-0额定出力。风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组在电网安全和供热受到影响时，应通过购买辅助服务等方式适当参与调峰。（二）基本无功调节：发电机组在发电工况时，在迟相功率因数0.85至1范围内向电力系统发出无功功率或在进相功率因数0.97至1范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务。,第七条 有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括一次调频、有偿调峰、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、旋转备用、调停备用、有偿无功调节和黑启动等。（一）一次调频：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。由于目前西北电网机组一次调频性能差异较大，承担该项服务义务不均，为改善全网频率质量，促进发电厂加强一次调频管理，将一次调频确定为有偿服务。（二）自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪调度自动控制指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。（三）自动电压控制（AVC）是指在自动装置的作用下，发电厂的无功出力、变电站和用户的无功补偿设备以及变压器的分接头根据电力调度指令进行自动闭环调整，使全网达到最优的无功和电压控制的过程。本办法规定的自动电压控制（AVC）服务仅指发电机在规定的无功调整范围内，自动跟踪电力调度指令，实时调整无功出力，满足电力系统电压和无功控制要求所提供的服务。,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,（四）有偿无功调节：发电机组在迟相功率因数小于0.85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的情况下从电力系统吸收无功功率，以及发电机组在调相工况运行时向电力系统发出无功功率所提供的服务。（五）有偿调峰分为深度调峰和启停调峰：深度调峰是指燃煤火电机组有功出力在其额定容量50%以下的调峰运行方式。启停调峰指并网发电机组由于电网调峰需要而停机（电厂申请低谷消缺除外），并在72小时内再度开启的调峰方式。（六）旋转备用：是指为了保证可靠供电，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务，且必须能够实时调用。（七）调停备用：燃煤发电机组按电力调度指令要求超过72小时的调停备用。（八）黑启动：电力系统大面积停电后，在无外界电源支持情况下，由具备自启动、自维持或快速切负荷（FCB）能力的发电机组（厂）所提供的恢复系统供电的服务。（九）稳控装置切机服务：因系统原因在发电厂设置的稳控装置正确动作切机后应予以补偿。,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,第十八条 自动发电控制（AGC）服务补偿自动发电控制（AGC）服务补偿仅限于提供调频、调联络线服务时予以补偿。（一）AGC补偿按机组计量。（二）可用率补偿：月可用率达98%以上，每提高1%按0.5分/万千瓦补偿。（三）调节容量补偿：按日统计AGC机组的实际最大出力和最小出力，计算调节容量，按0.02分/万千瓦补偿。（四）贡献电量补偿：AGC每次下发调整指令期间贡献电量为实际功率与初始功率差值（实际功率与AGC指令目标功率同向为正，反向为负）的积分值，按日统计机组AGC投运期间贡献电量累计量（每次贡献电量代数和）。贡献电量累计值为正时，火电机组按3分/万千瓦时补偿，水电机组按 0.5分/万千瓦时补偿。,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,第二十七条 辅助服务补偿费用主要来源于以下方面：全部并网运行管理考核费用；发电机组调试运行期差额资金的50%;符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需总金额的差额部分由各省（区）内发电企业按照上网电量的比例进行分摊。,辅助服务补偿所需总费用与并网运行管理考核总费用依照并网发电企业并网考核与辅助服务补偿分值计算，每分对应金额均为1000元。并网发电企业结算金额=1000（有偿辅助服务补偿分数-并网运行管理考核分数）+分摊费用。,西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则,响应时间：60S,指令完成时间：2min,调节速率Abs（目标出力当前出力）/机组额定有功功率/（目标出力达到时间命令下发时间） 100%（单位：机组调节容量占额定有功功率的比例/分钟）,(208.5-200)/2min=4.25MW/min /300MW*100%=1.42%,对于火电机组：直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组为每分钟机组额定有功功率的1.5%；,某300MW机组一个指令周期,计算全月该机组所有有效指令周期调节速率的平均值；,计算全月该机组全部有效指令周期响应时间超时的次数；,计算全月该机组全部有效指令周期贡献电量总和；,200,198.5,201.5,MW,59S,120S,61S,15min,100S,是否为有效指令周期：-1,1,1,-1,1,SUB模式：,