南方区域发电厂并网运行及辅助服务管理

南方区域发电厂并网运行及辅助服务管理

南网总调调度处2010年3月一、背景

二、两个细则简介

三、技术支持系统简介

四、考核和补偿算法

五、运行情况

一、背景2008年11月26日，国家电监会印发了电监市场56号文，同意颁布实施《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》（以下简称《两个细则》）。2009年1月4日，南方电监局印发了南方区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施方案（南方电监市场【2009】3号）和关于印发《两个细则》的通知（南方电监市场【2009】5号），标志着南方区域发电厂两个细则实施工作的正式启动。2.装机概况一、意义规范发电厂并网运行管理提供辅助服务市场化改革解决方案2.装机概况一、背景

二、两个细则简介

三、技术支持系统简介

四、考核和补偿算法

五、运行情况

二、两个细则简介1.并网运行管理细则运行管理涉及安全管理、调度运行管理、检修管理、技术指导与管理四个方面，量化的考核指标共11类，加上《辅助服务管理细则》中对未能按要求提供黑启动服务机组的考核，共计12类。二、两个细则简介并网运行管理安全管理1违反电力生产事故调查要求调度运行管理2违反调度纪律3擅自改变设备（装置）状态或参数4日发电计划曲线执行偏差考核5非计划停运考核6一次调频投入情况及相关性能考核7自动发电控制（AGC）服务考核8电压曲线合格率考核9调峰和旋转备用服务考核检修管理10检修工作异常考核技术指导与管理111）继电保护和安稳装置运行考核；2）通信装置运行考核；3）自动化装置运行考核；4）电气设备运行考核；5）水库调度运行考核辅助服务管理黑启动12黑启动服务考核二、两个细则简介2.辅助服务管理细则辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。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，共3项内容。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，共6项内容。二、两个细则简介基本辅助服务（无补偿）1一次调频2基本调峰：50％至10％额定出力3基本无功调节：1）迟相功率因数在0.9至1范围内2）进相功率因数在0.97至1范围内有偿辅助服务（有补偿）1自动发电控制（AGC）1）容量补偿2）电量补偿2有偿调峰1）深度调峰2）启停调峰3旋转备用补偿4有偿无功调节1）迟相功率因数低于0.902）进相功率因数低于0.975黑启动1）能力费用2）使用费用6省（区）级电网企业之间的电能交易及区外电源对其深度调峰进行补偿二、两个细则简介3.考核和补偿的平衡结算

发电厂并网运行考核和辅助服务补偿结算的基本原则为分省平衡、专门记账、收支平衡。并网发电厂实际结算金额=实际上网电量结算金额＋辅助服务补偿金额－并网运行考核金额（国家审批价格折算）－辅助服务考核金额－分摊金额。

二、两个细则简介4.专业管理和工作流程

一、背景

二、两个细则简介

三、技术支持系统简介

四、考核和补偿算法

五、运行情况

三、技术支持系统

1.工作思路采用“1+X”模式开展两个细则技术支持系统的建设工作，即由广东中调承担系统的主要开发工作，负责建设标准系统，然后在总调和其他中调推广实施。两个细则实施工作遵循“由简至繁，从易到难”的思路，先立足于总调及各省区中调的现状，在已有技术基础上启动部分考核模块，然后扩展到复杂功能模块开发，最终到全面功能模块的实现。实施工作涉及的专业部门是根据系统开发进度和工作推进程度由调度、自动化专业，逐步推广至所有相关的专业管理部门

三、技术支持系统

2.系统开发建设广东电网技术支持系统建设情况

系统建设开发阶段：2009年3月--2009年10月系统试运行阶段：2009年10月初–至今总调及各省区中调系统建设情况系统建设开发阶段：2009年6月--2009年12月系统试运行阶段：2010年1月1日–至今三、技术支持系统

3.系统特点“1+X”建设模式南方电网两个细则技术支持系统采用“1+X”建设模式，即由总调统一制定各考核模块的执行流程和算法规范，统一规范各省区中调数据采样、存储和交换标准，广东中调承担系统的主要开发工作，负责建设标准系统，其他省（区）中调负责源数据的采样、生成和导出。统一算法和数据标准

形成《南方电网电厂辅助考核技术支持系统源数据交换规范（试行）》、《南方电网电厂辅助考核技术支持系统算法规范（试行）》两个规范，确定了各开发方统一的技术标准。一、背景

二、两个细则简介

三、技术支持系统简介

四、考核和补偿算法

五、运行情况

三、考核和补偿算法1.发电计划考核

发电计划考核对象为电厂，主要根据电量电厂实际电量和计划电量的偏差，计算考核电量。考核电量（15分钟）=3*（电量偏差率-2.5%）*计划电量，偏差率>2.5%-1*（电量偏差率+2.5%)*计划电量，偏差率<-2.5%0-2.5%<偏差率<2.5%

偏差电量=实际电量-计划电量，偏差电量应该减去一次调频合格导致的理论偏差值，再计算电量偏差率。

三、考核和补偿算法1.发电计划考核发电计划免考：

1）下发计划与执行变动计划的时间差小于30分钟免考；算法如下：下发时间本15分钟、下15分钟时段免考，时间差<=15分钟下发时间下两个15分钟时段免考，15分钟<偏差率<30分钟正常考核-时间差>30分钟2）电厂有台机组AGC受控时，电厂发电计划免考；3）机组正常启动和停运过程，电厂发电计划免考；三、考核和补偿算法1.发电计划考核4）全厂出力计划低于开机机组的稳燃出力和时免考;5）系统出现紧急情况，机组按照调度指令紧急调整出力后，发电计划免考；6）机组发生非计划停运超过1小时的部分免考：如果电厂上送的全厂上限低于开机机组总容量且低于在线机组总出力，一小时内的偏差电量记入发电计划考核，超过一小时后额定容量和上限的差值部分纳入等效非停。三、考核和补偿算法2.一次调频考核一次调频按机组考核，分为投运率考核和合格率考核，总考核电量不超过机组当月发电量的0.5%。

月投运率考核算法：月投入率=月一次调频投入时间/月并网时间一次调频投运率以90%为基准，每低于90%一个百分点（含不足一个百分点），当月机组发电量的0.1％计为考核电量;月合格率考核算法：月合格率=1-N/M其中:M为应该动作的次数，N为动作评价不合格记录次数。一次调频合格率以100%为基准，当月合格率每降低0.1个百分点，按当月机组发电量的0.1%作为考核电量；三、考核和补偿算法2.一次调频考核机组一次调频动作评价不合格判断条件：ACT_ENG/THEORY_ENG<50%其中：ACT_ENG为实际动作积分电量；THEORY_ENG为理论动作积分电量；理论积分时间和实际积分时间保持一致，积分开始时间为频率过死区时间加上延时6秒，积分结束时间为频率回到死区的时间，最长不超过1分钟。三、考核和补偿算法2.一次调频考核

一次调频合格率免考条件：

1)如果开始时间到结束时间内，机组出力是否已上升至额定容量或下降至机组稳燃出力，或者该时段内机组未投一次调频信号，则该时段免考；

2)由于机组正在执行AGC指令时，导致一次调频不合格，免除一次调频考核。

三、考核和补偿算法3.

AGC考核

AGC考核以PLC为考核对象，分为调节范围、调节速率和调节精度考核三部分。

调节范围考核：其中：Pk上限i为电厂上送的机组k的调节上限值，Pk下限i为电厂上送的机组k的调节下限值，Pke为机组k的额定出力，Pk稳燃为火电机组的最低稳燃出力。三、考核和补偿算法3.

AGC考核调节速率考核：其中：Pk上限i为电厂上送的机组k的调节上限值，Pk下限i为电厂上送的机组k的调节下限值，Pke为机组k的额定出力，Pk稳燃为火电机组的最低稳燃出力。三、考核和补偿算法3.

AGC考核调节精度考核：在理论时间内实际出力达到调节死区，则取其后10s的平均有功和指令目标出力计算差值比较判断；在理论时间内未达到调节死区，则拿理论时间最后一点的有功和指令目标出力计算差值比较判断。

AGC考核电量：

并网发电机组的自动发电控制（AGC）服务应达到以下三个标准。三个标准都满足时，合格率为100％；其中一个不满足，合格率减33％。机组AGC考核电量公式：三、考核和补偿算法4.母线电压考核母线电压考核：并网发电厂的母线电压曲线越限时间统计为不合格时间；合格时间与机组并网运行时间的百分比统计为电压合格率。电压合格判断条件（1分钟）：

15分钟考核电量：当月电压曲线考核电量最大不超过当月机组发电量的0.5%三、考核和补偿算法5.调峰考核对无法达到调峰能力下限的缺额部分进行考核，每日按照以下公式计算的电量计为考核电量：考核电量=|申报下限最高值-机组最小技术出力|*0.2。必须有当天的申报下限数据，否则不计算考核结果；当天申报下限最高值如果低于稳燃出力值，则不计算考核结果。当月所有机组的累计考核电量不超过所有机组当月发电量的0.5%。

三、考核和补偿算法1.

AGC补偿AGC补偿分为容量补偿和电量补偿两部分。

AGC容量补偿费用=AGC容量服务供应量×R1

其中，AGC容量服务供应量=AGC当月投运率×每个调度时段的容量服务供应量之和。每个调度时段的容量服务供应量=每个调度时段征用的机组AGC调节容量（兆瓦）×调度时段的长度(小时)AGC调节容量为机组当前出力点在3分钟内向上可调容量与向下可调容量之和。

三、考核和补偿算法1.

AGC补偿

AGC电量补偿费用=AGC实际调节电量(兆瓦时)×R2AGC实际调节电量为机组根据AGC调度指令要求比计划发电曲线增发、减发电量之和；根据两条AGC指令，计算此间机组实际动作积分电量。上调指令：Σ（当前实际有功－上一条AGC指令开始时刻有功）*2/3600

当前实际有功如果大于上一条设点出力，按上一条设点出力计算。下调指令：Σ（上一条AGC指令开始时刻有功-当前实际有功）*2/3600

当前实际有功如果小于上一条设点出力，按上一条设点出力计算。

三、考核和补偿算法2.调峰补偿

调峰补偿分为启停调峰和深度调峰补偿两部分。

启停调峰补偿按照启停次数计算：启停调峰补偿费用=启停次数×机组容量×R3

深度调峰定义为机组出力低于额定容量的50%

深度调峰补偿费用=深调服务供应量×3R4

其中，深调服务供应量为机组额定容量的50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分。三、考核和补偿算法3.旋转备用补偿

有偿旋备定义因水火而异，火电为机组出力低于额定容量的70%，水电为机组出力低于额定容量的20%。机组限出力免补偿，出力上限比额定容量小免补偿。

旋转备用补偿费用=旋转备用服务供应量×R4

火电旋转备用服务供应量：

水电旋转备用服务供应量：三、考核和补偿算法4.无功补偿

有偿无功调节是指根据电力调度运行需要，发电机组迟相功率因数低于0.90向电力系统注入无功功率或进相功率因数低于0.97从电力系统吸收无功功率所提供的服务。

无功补偿费用=多发无功服务供应量×R5+进相运行吸收无功服务供应量×3R5

一、背景

二、两个细则简介

三、技术支持系统简介

四、考核和补偿算法

五、运行情况

五、运行情况

1.

广东电网模拟运行情况广东电网技术支持系统建成后，基于2009年8-10月份源数据进行了模拟运行。广东省调管辖范围内共计53家电厂（不含核电和蓄能）参加模拟运行。五、运行情况

2009年8月2009年9月2009年10月整体概况参加补偿和考核统调电厂数53家53家53家累计上网电量

179亿kWh189亿kWh169亿kWh并网运行考核费用

7152.49万8575.88万5881万占月度结算电费比例

1%1.2%0.88%辅助服务补偿费用

762.85万1941.69万1809万占月度结算电费比例

0.1%0.2%0.26%平衡结算净收入最大电厂妈湾电厂能东电厂妈湾电厂净收入最大金额151.15万448.69万198.11万净收入最小电厂瑞明电厂韶关电厂螺阳电厂净收入最小金额-550.72万-695.21万-395.54万五、运行情况

2009年8月2009年9月2009年10月并网运行考核并网运行考核费用最大电厂瑞明电厂韶关电厂柘林电厂并网运行考核费用最大数额

599.19万815.4万461.96万主要被考核项目

发电计划执行发电计划执行发电计划执行主要被考核项目产生考核费用

568.6万734.56万312.78万辅助服务补偿辅助服务补偿费用最大电厂

洪湾电厂能东电厂海门电厂辅助服务补偿费用最大数额

95.67万374.28万49.77万主要补偿项目

调峰补偿

调峰补偿备用补偿主要补偿项目产生补偿费用

95.49万348.84万29.34万五、运行情况

2.广东电网模拟运行情况分析考核费用大于补偿费用。考核费用较多的原因一方面是部分电厂运行水平较低，另一方面是模拟运行阶段部分电厂未足够重视，大量可申请豁免的考核项目没有提出免考核申请，而补偿金额较少的主要原因是细则中对于有偿辅助服务补偿参数设置值较低。电厂被考核的项目主要集中于执行计划发电曲线不合格和一次调频不合格，考核电量较多的电厂主要是茂名、韶关等调节性能差的电厂；电厂被补偿的项目主要集中于调峰补偿，补偿金额较多的电厂主要是大容量、调节性能好的机组和9E、9F等两班制机组。平衡结算后获得净收入多的机组主要是大容量机组，因为补偿金额小于考核金额，装机容量较大的电厂可以获得较多的分摊资金；净收入少（负值）的机组主要是调节性能差的电厂。五、系统运行情况

3.广东电网试运行情况

广东电网两个细则实施工作于2009年11月1日进入试运行阶段，开始正式结算。五、系统运行情况

2009年11月2009年12月整体概况参加补偿和考核统调电厂数53家53家累计上网电量

158亿kWh165亿kWh并网运行考核费用

2040万2575万占月度结算电费比例

0.25%0.3%辅助服务补偿费用

1530万1588.4万占月度结算电费比例

0.19%0.18%平衡结算净收入最大电厂能东电厂能东电厂净收入最大金额265.97万278.39万净收入最小电厂沙角B厂润州B厂净收入最小金额-74.09万-362.54万五、系统运行情况

2009年11月2009年12月并网运行考核并网运行考核费用最大电厂

海门电厂润州B厂并网运行考核费用最大数额

116.68万386.99万主要被考核项目

一次调频发电计划曲线主要被考核项目产生考核费用

101.88万250.46万辅助服务补偿辅助服务补偿费用最大电厂

能东电厂

能东电厂辅助服务补偿费用最大数额

301.01万

272.24

万主要补偿项目

调峰补偿

调峰补偿主要补偿项目产生补偿费用

275.81万247.43万五、系统运行情况

4.广东电网试运行情况分析

电厂方参与程度明显提高，落实各项数据上报，及时申报免考核内容，严格执行调度指令