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广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

2018-08-31 11:23
储能小知识
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若安全校核后正式出清发电单元序列调频备用容量不满足 系统要求,需征用序列外发电单元补充出清容量。其中,按调频里程排序价格由低到高顺序优先征用,多个发电单元调频里程排序价格相同时,优先征用综合调频性能指标大的发电单元,若综合调频性能指标相同,则优先征用 k值大的发电单元。

任一交易时间段内,市场运营机构值班调度员可根据需要安排临时出清,临时出清触发条件包括但不限于:

(1) 安全约束无法满足;

(2) 调度机构 AGC 异常;

(3) 中标发电单元 AGC 异常;

(4) 系统调频备用容量不足;

(5) 中标发电单元切换调频模式不成功。

临时出清的安全校核、发电单元移出、出清容量补充原则与正式出清相关原则保持一致。任何时间段的出清结果以该时间段最后一次有效出清为准。出清完成后,各调度机构值班调度员应对调频市场技术支持系统发送至 OCS 系统的出清结果,以及中标发电单元的 AGC 模式切换进行确认。

6.10 未中标发电单元调用实际运行中,若所有已成交的发电单元仍不满足系统调频容量需求时,电力调度机构按排序价格从低到高依次调用报价未出清的发电单元,相关收益按其申报的排序价格结算。

7 调频服务考核

7.1调频市场中标发电单元考核

调频市场中标发电单元或因电力系统运行需要调用未中标 发电单元,出现以下情况之一的,将取消对应中标时段的调频里程补偿和调频容量补偿。

(1) 未按照调度指令擅自退出 AGC 装置的。该时段调度机构因调频容量不足征用其他未中标发电单元,相关费用由退出AGC装置的相关责任方共同分摊,不纳入调频市场费用分摊。

(2) 中标时段内提供调频服务期间的综合调频性能指标 k小于 0.5。

7.2并网发电单元 AGC 考核

所有投入 AGC 的未中标发电单元,以 15 分钟为统计周期, 按附录 3 进行考核。

8 结算与计量

8.1总体原则

调频市场相关费用采用收支平衡、月清月结的方式结算。调频市场的相关费用分为补偿费用(包括调频里程补偿、调频容量补偿)、缴纳费用、考核费用三部分。

8.2调频里程补偿

中标发电单元在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频里程补偿。发电单元的调频里程补偿按日统计、按月进行结算,其月度调频里程补偿计算公式如下:

广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

其中,n为每月广东调频市场总的交易周期数,Di为该发电单元在第 i个交易周期提供的调频里程,Qi为第 i个交易周期的里程结算价格, 为发电单元在第i个交易周期的综合调频性能指标平均值。

8.3调频容量补偿

根据调频市场主体参与广东现货能量市场的情况,按照不同标准进行调频容量补偿,参与广东现货能量市场的发电单元按照上一个自然月的日前市场平均节点电价减去各自的核定成本后 进行结算,若小于零则不进行容量补偿,若大于零则按照以下公式进行补偿:

广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

其中,n 为每月广东调频市场总的交易周期数,Ci调频容量 为第

i个交易周期中标的调频容量, LMPi日前 为上一个自然月的日前市场平均节点电价, C核定成本 为发电单元的核定成本。

8.4调频考核费用

第 8.2 节的调频市场考核费用按月进行统计和结算,在下一个月度电量的电费支付环节兑现,月度总考核费用单独进行平衡结算,按并网发电厂上网电量及落地电量比例进行返还。并网发电厂月度考核结算费用等于该电厂月度考核返还费用减去月度 考核费用。当出现结算费用为负数,且当期发电上网电费不足以抵扣结算费用时,不足部分在下月结算,以此类推,直至将全部结算费用结清为止。

8.5调频市场缴纳费用

调频市场补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原则,参照第

5.3 条规定的市场费用缴纳者,调频市场补偿费用扣减第 8.1 节的调频市场考核费用后,按照其月度抄见电量比例进行缴纳。位于南方区域内,以“点对网”方式向广东送电并接入南方电网统一调频控制区的电源,按照广东落地电量比例计算广东调频市场补偿费用。

调频市场补偿费用缴纳具体公式如下:

广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

其中:n为每月广东调频市场总的交易周期数,Qi1为第 i个交易周期内本规则第5.3条第(1)、(2)、(3)、(4)项规定的市场主体总上网电量(落地电量)、Qi市场用户为第 i个交易周期内市场化用户下网电量, Ri调频市场费用为第 i个交易周期内的调频市场补偿费用,RQ1为本规则第5.3条第(1)、(2)、(3)、(4)项规定的市场主体缴纳费用, RQ市场用户为市场用户缴纳费用。

8.6 计量依据

调频服务计量的依据为:电力调度指令、调度运行控制系统

(OCS)等调度自动化系统采集的实时数据,以及电能量采集计

费系统的电量数据等。

9 信息披露

9.1信息分类

市场信息按公开对象分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众披露的数据和信息,公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息,私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员披露的数据和信息。

9.2信息披露原则和分工

电力调度机构应准确、及时、完整披露调频市场有关信息。由能源监管机构指定的电力调度机构负责广东调频市场信息发布工作,其他电力调度机构按调管范围做好广东调频市场信息发布工作。

9.3信息披露

市场运营机构应通过广东调频市场技术支持系统,向所有市场主体披露广东调频市场相关信息。

广东调频市场信息按时间尺度分为日信息及月度信息,内容包括所有市场主体名单、控制区调频容量需求、分布区调频容量需求、市场供给信息、市场限价、市场出清价格以及其他按有关规定应当发布的信息。

9.4日信息披露

日信息分为事前信息和事后信息。事前信息由调度机构在组织交易前披露,事后信息由调度机构在下一个工作日 12 时前发布。各发电企业如对日信息有异议,应于发布之日的 15 时前向电力调度机构提出核对要求。

10 市场干预

11.1 市场干预条件一

有下列情形之一的,能源监管机构会同政府部门可以做出中止调频市场的决定,并向电力市场成员公布中止原因:

(1) 调频市场未按照规则运行和管理的;

(2) 调频市场交易规则不适应电力市场交易需要,必须进行重大修改的;

(3) 调频市场交易发生恶意串通操纵市场的行为,并严重影响交易结果的;

(4) 调频市场技术支持系统(含调度运行技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等)发生重大故障,导致交易长时间无法进行的;

(5) 因不可抗力不能竞价交易的;

(6) 调频市场发生严重异常情况的。

11.2 市场干预条件二

发生以下情况时,能源监管机构可对市场进行干预,也可授权市场运营机构进行临时干预:

(1) 电力系统或技术支持平台发生故障、调频市场相关系统技术升级,导致市场无法正常进行时;

(2) 电网出现电力平衡紧张、调峰困难、断面约束矛盾严重等其它必要情况;

(3) 市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱。

市场干预的主要手段包括:

(1) 根据电网实时备用等情况调整调频容量需求及中标发电单元调频容量,调用第三方辅助服务提供者(包括符合市场准入条件的第三方辅助服务提供者与发电单元联合作为调频服务 提供者)调频容量;

(2) 制定或调整市场限价;

(3) 调整 AGC 投入资格标准;

(4) 暂停市场交易,处理和解决问题后重新启动。市场暂停期间所对应的结算时段,市场主体的补偿费用以最近一个交易日相同时段的调频市场价格作为结算价格。

11 其 他

广东调频市场由能源监管机构负责监督与管理。广东调频市场试运行期间,暂停执行《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》中 AGC 相关考核补偿条款。

附录 1

调频性能指标计算方法

发电单元运行期间每次响应 AGC 控制指令时,从调节速率、响应时间、调节精度三个方面对发电单元响应 AGC 指令后的动作情况进行评价衡量,具体如下。

一、调节速率 k1

指发电单元响应 AGC 控制指令的速率,计算公式如下:

k1=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.)

其中,调频资源分布区内 AGC 发电单元平均标准调节速率

(p.u.)=燃煤机组标准速率×分布区内燃煤装机占比+循环流化床机组标准速率×分布区内循环流化床装机占比+燃气机组标准 速率×分布区内燃气装机占比+水电机组标准速率×分布区内 水电装机占比+其它类型机组标准速率×分布区内其它类型机组装机占比。

燃煤机组标准调节速率为额定容量的 1.5%/分钟,循环流化床机组标准调节速率为额定容量的 1%/分钟,燃气机组标准调节速率为额度容量的 3%/分钟,常规水电机组标准调节速率为装机容量的 20%/分钟,其它类型机组按并网协议规定的标准调节速率。

为避免机组发电单元响应 AGC 控制指令时过调节或超调节,k1 最大值暂不超过 5。二、响应时间 k2指发电单元响应 AGC 控制指令的时间延迟,计算公式如下:

k2=1 -(发电单元响应延迟时间/5min)

发电单元响应延迟时间是指发电单元 AGC 动作与发电单元接到 AGC 命令的延迟时间。

三、调节精度 k3

指发电单元机组响应 AGC 控制指令的精准度,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)

其中,发电单元调节误差指发电单元响应 AGC 控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量,发电单元调节允许误差为其额定出力的 1.5%。

四、综合调频性能指标(k)

指发电单元响应AGC 控制指令的综合性能表现,计算公式如下:

k=0.25×(2×k1+k2+k3)

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。

附录 2

南方电网频率控制区划分

电力系统调频辅助服务通过自动发电控制(Auto Generate

Control,AGC)系统实现,调频辅助服务的控制目标是系统稳态频率偏差不超过±0.10Hz。

南方电网划分为南方电网统一调频控制区、广西、贵州、海 南和云南五个频率控制区,如图 1 所示。其中,南方电网统一调频控制区采用网省协调交互的定系统频率控制模式(Coordinated FlatFrequencyControl,CFFC)。

南方电网统一调频控制区内机组主要包括:广东中调、广州中调、深圳中调调管的所有机组,及南网总调调管的广东省内机组(阳西、调顺)和“点对网”方式向广东送电的机组(鲤鱼江、桥口、天一、天二、龙滩电厂)。

广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

附录 3

并网发电单元AGC

一、并网发电机组提供单机自动发电控制(AGC),其调节性能应达到以下三个标准。三个标准都满足时,合格率为 100%; 其中调节速率不满足时,合格率减 50%,响应时间不满足时, 合格率减 25%,调节精度不满足时,合格率减 25%。当 AGC 运行性能考核不合格时,该时段对应的 AGC 补偿为零。并网发电机组 AGC 调节范围应满足并网调度协议的约定。

(一)火电机组 AGC 响应时间应小于 1 分钟,水电机组 AGC的响应时间应小于 20 秒。

(二)燃煤机组标准调节速率为额定容量的 1.5%/分钟,循环流化床机组标准调节速率为额定容量的 1%/分钟,燃气、燃油机组标准调节速率为额定容量的 3%/分钟,常规水电机组标准调节速率为额定容量的20%/分钟,其它类型机组按并网调度协议规定的标准调节速率。

(三)AGC 调节量误差不超过 1%。按以下标准对并网发电机组单机 AGC 性能进行月度考核:

单机AGC考核电量=[1(- AGC调节响应时间合格率×0.5+调节速率合格率×0.25+调节误差合格率×0.25)]×机组额定容量×0.5 小时。

二、对并网发电机组提供的厂级自动发电控制(AGC)服务采用以下考核方式:根据单台机组的 AGC 调节速率、响应时间、调节精度情况,按照单个考核指标合格的机组台数与实际投运台数之比,将考核指标分档(其中调节速率为 50%-0 分档,响应时间为 25%-0 分档,调节精度为 25%-0 分档),计为厂级 AGC 调节速率、响应时间、调节精度,即:厂级 AGC 调节速率或响应时间或调节精度=(i/n)×M(其中,i 为单台机组任一考核指标合格的机组台数,n 为实际投运机组台数,M 代表调节速率为50%,代表响应时间为25%,代表调节精度为25%)。

当所有投运机组考核的三个标准都满足时,厂级 AGC 考核合格率为 100%。

按以下标准对并网发电机组厂级 AGC 性能进行考核:

厂级 AGC 考核电量=[1-(厂级 AGC 调节速率合格率×0.5+ 响应时间合格率×0.25+调节精度合格率×0.25)]×全厂装机容 量×0.5 小时。

三、并网发电机组有以下情况之一的,可免予 AGC 考核:

(一)AGC 的执行速率及精度受一次调频动作影响,造成考核时。

(二)当机组调节范围处在死区或超出调节范围时,由于AGC 调节误差达不到造成考核时。

(三)机组负荷平稳时段(即无 AGC 变化指令)造成考核时,超出 12 小时部分免予考核。

(四)水电机组因水头受限或在振动区运行造成考核时。

(五)混流、轴流转浆式水电机组低于额定水头 70%时,灯泡贯流式水电机组不考核调节范围。

(六)燃气轮机在达到温控运行时造成的考核。

四、因电厂原因导致 AGC 不能投运期间,其合格率按 0%计算,非电厂原因导致 AGC 退出运行期间合格率按 100%计算。

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