電力系統調頻輔助服務市場交易實施細則

1總述

為構建有效的南方（以廣東起步）調頻輔助服務市場（以下簡稱“廣

東調頻市場”）機制，保障市場成員合法權益，激勵發電企業提供更優質

的調頻輔助服務，保障電力系統安全、穩定、經濟運行，制定本細則。

1適用范圍

本細則適用于電能量現貨市場運行后的廣東調頻市場運營及管理，根

據電力現貨市場進移逐步完善C

2引用文件

中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見

（中發〔2015〕9號）及其相關配套文件電力監

管條例（國務院令第432號）

電網調度管理條例（國務院令第588號）

電網運行規則（試行）（GB/T31464-2015）電力

系統安全穩定導則（DL755-2001）廣東電力

市場運營基本規則（試行）

并網發電廠輔助服務管理暫行辦法（電監市場〔2006〕43

號）

南方區域發電廠并網運行管理實施細則（2017版I南方能監市場〔2017〕

44（）號）

南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則（2017版）（南方能監市

場〔2017〕440號）

中國南方電網電力調度管理規程（中國南方電網有限責任公司企業標

;tQ/CSG212045-2017)

中國南方電網調度工作評價標準(2016版)(系統〔2016〕

35號)

南方電網調頻管理業務指導書(中國南方電網有限責任公司企業標準

Q/CSG432029-2014)

中國南方電網電力調度管理規程(Q/CSG2012045-2017)廣東電

力系統調度規程(Q/CSG-GPG212001-2011)

3術語定義

K調頻輔助服務：調頻輔助服務(以下簡稱“調頻服務，是指發電機二

次調頻備用容量以及第三方輔助服務提供者，能夠通過自動發電控制裝置

(AGO自動響應區域控制偏差(ACE)按照一定調節速率實時調整有功功

率，滿足ACE控制要求的服務，其調節效果通過調頻里程衡量。

XAGC發電單元:AGC發電單元以AGC裝置為單位進行劃分，

一個AGC發電單元指電廠一套AGC裝置所控制的所有機組的總稱

(以下簡稱“發電單元”)

M調度端AGC基本控制模式：分為定聯絡線功率與頻率偏差控制

模式(Tie-lineLoadFrequencyBiasControl,TBC)定系統頻率控制模式(Flat

FrequencyControl,FFC)定聯絡線交換功率控制模式(FlatTie-lineLoad

Control,FTC)基于網省協調交互的定系統頻率控制模式(Coordinated

FlatFrequencyControl,CFFC\由南網總調統一調頻控制(Unified

FrequencyControl,UFC)模塊統籌計算、下發各調度機構承擔的系統調頻

任務，調度機構將調頻任務按照確定比例分解下發至調管電廠執行。

4調頻里程：某時間段內的總調頻里程為該時段內發電單元響

應AGC控制指令的調整里程之和。其中，發電單元每次響應AGC控

制指令的調頻里程是指其響應AGC控制指令后結束時的實際出力值與

響應指令時的出力值之差的絕對值。

總調頻里程計算公式為:

D=jVJ

式中，Dj為發電單元第j次的調頻里程，單位為兆瓦，n為調節次

數。

出綜合調頻性能指標：綜合調頻性能指標（k）用于衡量發電單

元響應AGC控制指令的綜合性能表現，包括調節速率內、響應時間k2

和調節精度k3三個因子。

調節速率kl,指發電單元響應AGC控制指令的速率。

響應時間k2,指發電單元響應AGC控制指令的時間延遲。調節精

度k3,指發電單元機組響應AGC控制指令的精準度。各發電單元調頻性

能指標計算公式見附錄1o

A運行日：本細則中涉及的“運行日”指發電單元投入

AGC運行，能夠產生AGC運行記錄的自然日。

X工作日：工作日，指不包含國家法定公休日和節假期的標準

工作日。

a競價日：運行日前一個工作日。市場主體在競價日進行報價，

電力調度機構按照確定的規則進行市場預出清。

4市場成員

4.1成員分類

市場成員包括市場主體、電力調度機構、電力交易機構、電網企業等。

其中，市場主體包括調頻服務提供者和調頻服務補償費用繳納者。

4.2調頻服務提供者

調頻服務提供者需具備以下基本條件:

4.4電力調度機構

電力調度機構包括南方電網電力調度控制中心，廣東電網電力調度控制

中心，廣州電網電力調度控制中心、深圳電網電力調度控制中心(以下分別簡

稱“南網總調”“廣東中調”“廣州中調”“深圳中調”用

由能源監管機構指定的電力調度機構負責廣東調頻市場運營，其他電

力調度機構按調管范圍配合開展調頻市場相關工作。

4.5電力交易機構

電力交易機構負責調頻市場報價發電單元和獨立第三方輔助服務提

供者的注冊管理。條件成熟后，由廣東電力交易中心負責出具調頻等輔助服務

結算依據。

4.6電網企業

電網企業主要指中國南方電網有限責任公司及超高壓輸電公司、廣

東電網有限責任公司、廣州供電局有限公司、深圳供電局有限公司。電網經營

企業根據結算依據進行調頻服務費用結算。

4.7市場主體權責

市場主體的權利和義務：

Q)按細則參與調頻市場，提供調頻服務并獲得補償收益；

0服從電力調度機構調度指令，確保電網運行安全；

0)按規定繳納調頻服務補償費用；

④按規定發布和提供信息.，獲得市場交易和輸配電服務等相關

信息；

6)法律法規規定的其他權利和義務。

4.8市場運營機構權責

市場運營機構的權利和義務：

(1)組織和管理調頻市場交易；

(2)進行日前和日內安全校核，按交易結果調用調頻資源；

(3)建設和維護調頻市場交易技術支持系統；

(4)緊急情況下中止市場運行，保障系統安全運行；

(5)按規定發布電網運行和市場運營的相關信息；

(6)提供調頻市場運營數據，由交易機構出具結算依據；

(7)法律法規規定的其他權利和義務。

4.9其他調度機構權責

其他電力調度機構權利和義務：

(1)配合開展調頻市場交易，提供調頻服務數據；

(2)按照調管范圍，配合進行日前和日內安全校核，按交易結果

調用調頻資源；

(3)按規定發布電網運行和市場運營的相關信息；

(4)法律法規規定的其他權利和義務。

5交易要求

5.1調頻市場參與方式

對于參與廣東調頻市場、但不參與廣東現貨能量市場的發電單元，在運行

日全天的交易時段內，調頻容量不進行補償，調頻里程補償不參與市場定價，

作為市場價格接受者。

對于同時參與廣東調頻市場與現貨能量市場的發電單元，在運行日全天的

交易時段內，調頻里程補償參與市場定價，對調頻容量及調頻里程進行補償。

5.2調頻服務技術要求

參與調頻市場的發電單元和第三方輔助服務提供者須滿足下述條件:

(1)按并網管理有關規程規定裝設AGC裝置；

(2)AGC性能指標按發電單元為單位統計。電力調度機構按日發布

發電單元的綜合調頻性能指標，以最近8個中標小時計算綜合調頻性能指標。廣

東調頻市場的準入門檻為綜合調頻性能指標不小于0.5,并視廣東調頻市場運行情

況調整。超過6個月未中標的發電單元，可向所屬電力調度機構申請測試綜合調頻性

能指標，測試期間AGC應連續8小時投入調頻模式；發電單元在AGC調節性能發生顯

著變化的，可向電力調度和用申請AGC試驗。測試與試驗期間，調頻里程與調頻

容量均不支付補償費用。

5.3廠級AGC參與形式

裝設廠級AGC的市場主體應在日前報價時自行選擇以下兩種模式之

一參與廣東調頻市場，并須保證報價時選擇的AGC模式與實際投入模式一致，

且實時運行中原則上不允許更改：

0投入廠級AGC模式，以多機為一個發電單元參與廣東

調頻市場；

0投入單機AGC模式，以單機為一個發電單元參與廣東調頻市場。

5.4交易系統

廣東調頻市場交易系統作為電力市場交易系統組成部分，發電企業須

通過廣東電力市場技術支持系統申報交易信息。

5.5交易人員

各發電企業進行市場注冊時，應提交參與調頻市場交易人員注冊信息，交

易人員在廣東電力市場技術支持系統中的報價行為視為所在企業意愿。

6調頻市場組織實施

6.1調頻資源分布區劃分

為確保系統備用分布合理和電網運行安全，根據電網主要斷面控制要求,

在南方電網統一調頻控制區內劃分調頻資源分布區。目前劃分為調頻

資源分布A區和B區，暫以南方電網統一調頻控制區的兩廣交流斷面為

界。后期，可視系統運行情況調整調頻資源分布區劃分。

6.2調頻容量需求

電力調度機構根據系統實際運行情況，每日組織交易前向市場主體發

布南方電網統一調頻控制區及調頻資源分布區調頻容量需求值。實時運行

中，當值調度員可根據系統運行需要修改，并按照本細則要求進行事后信

息發布。

6.3調頻容量申報

發電單元申報調頻容量，為防止調頻造成系統潮流分布大幅變化影響系統

穩定運行，規定單個電廠的中標發電單元調頻容量之和不超過控制區調頻容量

需求值的20%o發電單元申報調頻容量范圍的計算公式如下：

調頻容量申報上限=口山（發電單元最近8個中標時段實測

調節速率X3分鐘，發電單元容量X15%,控制區調頻容量需求值的20%/

全廠申報發電單元數）

調頻容量申報下限二〃〃力（發電單元最近8個中標時段實測調節速率

XI分鐘，發電單元可調節容量X3%）

其中，水電機組發電單元容量按當前水頭對應的最大出力計算。發電單元

可調節容量為具備AGC的發電單元可調節最大出力與最小出力的差值。

獨立第三方輔助服務提供者以其額定功率進行市場調頻容量申報。

6.4交易模式

調頻市場以發電單元的調頻里程和調頻容量為交易標的。調頻市場交易

組織采用日前報價、E內集中統一出清的模式）發電企業在日前對發電單元

進行運行日的調頻容量和里程價格申報，并將申報信息封存到實際運行

日，實際運行日以小時為周期集中統一出清。

6.5交易流程

調頻市場采用集中競價、邊際出清、日前報價、日內出清的組織方式，

具體交易流程如下：

（1）每日12:00前，電力調度機構發右調頻市場信息，包括

但不限于：可參與調頻市場的調頻服務提供者；次日24小時各時段調

頻控制區和調頻資源分布區的調頻容量需求值（MW）調頻市場的里程報

價上限；調頻市場申報開始、截止時間；調頻市場其他要求等。

Q）每日13:00前，發電單元對次日遂行調頻里程價格及調頻容量申

報。

0）在日前電能量市場形成的運行日機組開機組合基礎上，計算調

頻輔助服務市場的預出清結果，修改相應發電單元的出力上、下限。

⑷日內實時運行中，電力調度機構根據系統實際運行情況組織

正式出清，正式出清應在實際運行時段起始時間點的30分鐘前完成。

6.6市場申報

調頻市場為全年全天運行的市場，各發電單元需每日向市場運營機構提交申

報信息，遲報、漏報或不報者均默認采用缺省值作為申報信息。發電企業以發電單元

為單位參與調頻市場，以每小時為一個時段，在日前申報次日的調頻里程價

格（單位：元/兆瓦）申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。系統耨對各發

電單元的申報價格進行自動審核，確認申報價格是否在上限范圍以內，對

于申報價格超出范圍的，系統自動識別為無效申報價格。市場主體通過調頻

市場技犬支持系統對所屬發電單元在運

行日內進行調頻里程報價。在報價時間窗口內：市場主體可以隨時更改報價信

息，最終報價以最后一次報價為準。在報價截止時間前，市場主體沒有完成至少

一次報價，調頻市場技術支持系統默認該市場主體所屬發電單元報價缺省值

為最終報價。

6.7報價調整

為便于橫向比較發電單元間性能差異，每天組織交易前將發電單元最近

8個中標時段的綜合調頻性能指標平均值進行歸一

化處理。設第/臺發電單元的綜合調頻性能指標為自，其所屬的調

頻資源分布區內所有發電單元的綜合調頻性能指標中最大值

為kmm3*x，歸一化之后的綜合調頻性能指標用〃表示，歸一化公式：

p.h

1k

max

歸一化之后，性能指標最大值為lo

以歸一化后的發電單元綜合調頻性能指標P將各發電單元的調頻里

程報價進行調整，作為調頻里程排序價格。調頻里程排序價格計算公式為：

調頻里程排序價格二調頻里程報價/〃

6.8日前預出清程序

7.8.1預出清程序

調頻市場日前預出清程序如下：

(1)根據各發電單元的調頻里程排序價格，以發電單元次日開停機

狀態為約束條件，從低到高依次進行出清，直至中標發電單元調頻容量總和

滿足控制區及分布區調頻容量需求值。

(2)當發電單元排序價格相同時，優先出清P值高的發電單元；

當發電單元P值相同時，優先出清k值高的發電單元。

7.8.2安全校核

調度機構負責按照調管范圍對預出清發電單元序列進行安全校核，

并將結果交由市場運營機構匯總，校核條件包括但不限于：

(1)預出清涉及運行日各時段調頻需求容量、調頻資源分布區調

頻需求容量、總體及局部電網有功和無功平衡等耍求；

(2)電力系統穩定約束要求；

(3)水庫調度約束要求，包括水電機組振動區、上下游電廠流量

匹配約束等要求；

(4)清潔能源消納相關政策執行的安全保障，是否增加或造成棄

水風險;

(5)市場準入要求。

7.8.3預出清出清結果調整

對于不滿足以上安全校核條件的發電單元，需從預出清發電單元序列中

移出，并注明移出原因。因同一原因需移出中標序列的發電單元，按照調頻里程

排序價格從高到低的順序移出；調頻里程排序價格一致的發電單元，按照綜合

調頻性能指標從小到大的順序移出，若綜合調頻性能指標相同，則按照上值從

小到大的順序移出。

若安全校核后預出清發電單元序列調頻備用容量不滿足系統運行要

求，或機組組合、電網檢修、安全約束條件、負荷預測、清潔可再生能源預測等邊

界條件發生變化，需對預出清發電單元序列進行調整，按調頻里程排序，介格由低

到高順序優先征用，多個發電單元調頻里程排序價格相同時，優先征用綜合調

頻性能指標大的發電單元，若綜合調頻性能指標相同，則優先征用左值大的發

電單元。

6.9日內正式出清過程

791正式出清程序

調頻市場日內正式出清程序如下：

(1)考慮發電單元的供熱要求、AGC狀態、水電廠上下游流量及經

安全校核后的發電計劃是否滿足發電單元調頻容量要求后，按照調頻里程

排序價格，從低到高依次進行出清，直至中標發電單元調頻容量總和滿足本

時段控制區及調頻資源分布區調頻容量需求值。

(2)中標發電單元調頻容量不超過發電單元標準調頻容量，任一電

廠中標發電單元調頻容量之和不超過控制區調頻容量需求值的20%o

(3)當發電單元排序價格相同時，優先出清產值高的發電

單元；當發電單元P值相同時，優先出清k值高的發電單元。o

(4)最后一個中標的發電單元排序價格為調頻市場的統一出清價

格。

(5)中標發電單元在對應中標時段的起始(結束)時刻，自動化

系統自動切換其投入(退出)AGC自動調頻模式，采用中標發電單元先

投入、未中標發電單元后退出AGC自動調頻模式的方式。

7.9.2安全校核

調度機構值班調度員根據系統實際情況，按照調管范圍對正式出清發電

單元序列進行安全校核，校核條件包括但不限于：

(1)單個發電單元中標調頻容量滿足市場交易規則規定；

(2)正式出清發電單元序列中標調頻總容量滿足控制區及調頻資

源分布區調頻需求值；

(3)電力系統穩定約束要求；

(4)水電機組振動區約束要求；

(5)清潔能源消納相關政策執行的安全保障，是否增加或造成棄

水風險。

7.9.2正式出清結果調整

對于不滿足以上安全校核條件的發電單元，需從正式出清發電單元序列

中移出，并記錄移出原因C因同一原因需移出正式出清發電單元序列的機組，

按照調頻里程排序價格從高到低的順序移出；調頻里程排序價格一致的發電單元,

按照綜合調頻性能指標從小到大的順序移出，若綜合調頻性能指標相同，則按

照k值從小到大的順序移出。

若安全校核后正式出清發電單元序列調頻備用容量不滿足系統要

求，需征用序列外發電單元補充出清容量。其中，按調頻里程排序價格由低到

高順序優先征用，多個發電單元調頻里程排序，介格相同時，優先征用綜合調頻

性能指標大的發電單元，若綜合調頻性能指標相同，則優先征用4值大的

發電單元。

任一交易時間段內，市場運營機構值班調度員可根據需要安排臨時出清,

臨時出清觸發條件包括但不限于：

(1)安全約束無法滿足；

(2)調度機構AGC異常；

(3)中標發電單元AGC異常；

(4)系統調頻備用容量不足；

(5)中標發電單元切換調頻模式不成功。

臨時出清的安全校核、發電單元移出、出清容量補充原則與

正式出清相關原則保持一致。任何時間段的出清結果以該時間段最后一次有效

出清為準。出清完成后，各調度機構值班調度員應對調頻市場技術支持系統

發送至OCS系統的由清結果，以及中標發電單元的AGC模式切換進行

確認。

6.10未中標發電單元調用

實際運行中，若所有已成交的發電單元仍不滿足系統調頻容量需求時，電

力調度機構按排序價格從低到高依次調用報價未出清的發電單元，相關收益按

其申報的排序價格結算。

7調頻服務考核

7.1調頻市場中標發電單元考核

調頻市場中標發電單元或因電力系統運行需要調用未中標發電單

元，出現以下情況之一的，將取消對應中標時段的調頻里程補償和調頻容量補

償。

0未按照調度指令擅自退出AGC裝置的。該時段調度機構因調

頻容量不足征用其他未中標發電單元，相關費用由退出AGC裝置的相

關責任方共同分攤，不納入調頻市場費用分攤。

0中標時段內提供調頻服務期間的綜合調頻性能指標k

小于0.5o

7.2并網發電單元AGC考核

所有投入AGC的未中標發電單元，以15分鐘為統計周期，按附錄

3進行考核。

8結算與計量

8.1總體原則

調頻市場相關費用采用收支平衡、月清月結的方式結算。調頻市場的相

關費用分為補償費用（包括調頻里程補償、調頻容量補償）繳納費用、考核

費用三部分。

8.2調頻里程補償

中標發電單元在調頻市場上提供調頻服務可以獲得相應的調頻里程

補償。發電單元的調頻里程補償按日統計、按月進行結算，其月度調頻里程

補償計算公式如下：

n

氏月度調頻里程補償二Z（2xQixK?

i=l

其中，〃為每月廣東調頻市場總的交易周期數，D?為該發電單元在笫

，?個交易周期提供的調頻里程，為第i個交易周期的里程結算價格，K.

為發電單元在第i個交易周期的綜合調頻性能指標平均值。

8.3調頻容量補償

根據調頻市場主體參與廣東現貨能量市場的情況，按照不同標準進行調

頻容量補償,參與廣東現貨能量市場的發電單元按照上一個自然月的日前市場

平均節點電價減去各自的核定成本后進行結算，若小于零則不進行容量補

償，若大于零則按照以下公式進行補償：

A月度調頻容量補償調頻容量'(LM4日前一。核定成本》

I=1

〃

其中，刀為每月廣東調頻市場總的交易周期數，G調頻容量為第7

個交易周期中標的調頻容量，"在汨前為上一個自然月的日前市場平均

節點電價，。核定成本為發電單元的核定成本。

8.4調頻考核費用

第8.2節的調頻市場考核費用按月進行統計和結算，在下一個月度電

量的電費支付環節兌現，月度總考核費用單獨進行平衡結算，按并網發電廠上

網電量及落地電量比例進行返還。并網發電廠月度考核結算費用等于該電廠

月度考核返還費用減去月度考核費用。當出現結算費用為負數，且當期發

電上網電費不足以抵扣結算費用時，不足部分在下月結算，以此類推，直至將

全部結算費用結清為止。

8.5調頻市場繳納費用

調頻市場補償費用按照“誰受益、誰承擔”的原則，參照第

5.3條規定的市場費用繳納者，調頻市場補償費用扣減第8.1節的調頻市場考

核費用后，按照其月度抄見電量比例進行繳納。位于南方區域內，以“點對網”

方式向廣東送電并接入南方電網統一調頻控制區的電源，按照廣東落地電量比例

計算廣東調頻市場補償費用。

調頻市場補償率用繳納具體公式如下：

R市場用戶調頻市場費用1

°幻［嬲I二丁一

R=*「Qz?市場用戶x々調頻市場費用

。市場用戶1二"

z=l2J

L

其中：〃為每月廣東調頻市場總的交易周期數，Q"為第i個交易周

期內本規則第5.3條第(1),(2X3X4)項規定的市場主體總上網電量(落

地電量)。沛場用戶為第i個交易周期內市場化用戶下網電量，々調頻

市場費用為第》個交易周期內的調頻市場補償費用，RQ1為本規則第

5.3條第(1\(21(3\(4)項規定的市場主體繳納費用，RQ市場用戶為

市場用戶繳納費用。

8.6計量依據

調頻服務計量的依據為：電力調度指令、調度運行控制系統

(OCS)等調度自動化系統采集的實時數據，以及電能量采集計

費系統的電量數據等。

9信息披露

9.1信息分類

市場信息按公開對象分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息

是指向社會公眾披露的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的

數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員披露

的數據和信息。

9.2信息披露原則和分工

電力調度機構應準確、及時、完整披露調頻市場有關信息。由能源監

管機構指定的電力調度機構負責廣東調頻市場信息發布工作，其他電力調

度機構按調管范圍做好廣東調頻市場信息發布工作。

9.3信息披露

市場運營機構應通過廣東調頻市場技術支持系統，向所有市場主體披露

廣東調頻市場相關信息。

廣東調頻市場信息按時間尺度分為日信息及月度信息，內容包括所有市

場主體名單、控制區調頻容量需求、分布區調頻容量需求、市場供給信息、市

場限價、市場出清價格以及其他按有關

規定應當發布的信息。

9.4日信息披露

日信息分為事前信息和事后信息。事前信息由調度機構在組織交易前披

露，事后信息由調度機構在下一個工作日12時前發

布。各發電企業如對日信息有異議，應于發布之日的15時前向電力調度

機構提出核對要求。

10市場干預

11.1市場干預條件一

有下列情形之一的，能源監管機構會同政府部門可以做出中止調頻市場

的決定，并向電力市場成員公布中止原因：

(1)調頻市場未按照規則運行和管理的；

(2)調頻市場交易規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大

修改的；

(3)調頻市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重鬃響交

易結果的；

(4)調頻市場技術支持系統(含調度運行技術支持系統、自動化系

統、數據通信系統等)發生重大故障，導致交易長時間無法進行的；

(5)因不可抗力不能競價交易的；

(6)調頻市場發生嚴重異常情況的。

11.2市場干預條件二

發生以下情況時，能源監管機構可對市場進行干預，也可授權市場運營機

構進行臨時干預：

(1)電力系統或技術支持平臺發生故障、調頻市場相關系統技術

升級，導致市場無法正常進行時；

(2)電網出現電力平衡緊張、調峰困難、斷面約束矛盾嚴重等其

它必要情況；

(3)市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約等情況導致市場

秩序受到嚴重擾亂。

市場干預的主要手段包括：

(1)根據電網實時備用等情況調整調頻容量需求及中標發電單元

調頻容量，調用第三方輔助服務提供者(包括符合市場準入條件的第三方輔

助服務提供者與發電單元聯合作為調頻服務提供者)調頻容量；

(2)制定或調整市場限價；

(3)調整AGC投入資格標準；

(4)暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。市場暫停期間所

對應的結算時段，市場主體的補償費用以最近一個交易

日相同時段的調頻市場價格作為結算價格。

11其他

廣東調頻市場由能源監管機構負責監督與管理。廣東調頻市場試運行

期間，暫停執行《南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》《南方區域發電

廠并網運行管理實施細則》中AGC相關考核補償條款。

附錄1

調頻性能指標計算方法

發電單元運行期間每次響應AGC控制指令時，從調節速率、響應時間、

調節精度三個方面對發電單元響應AGC指令后的動作情況進行評價衡量,

具體如下。

一、調節速率kl

指發電單元響應AGC控制指令的速率，計算公式如下：

kl二發電單元實測速率/調頻資源分布區內AGC發電單元平均標準

調節速率(p.u.)

其中，調頻資源分布區內AGC發電單元平均標準調節速率(p.u.尸

燃煤機組標準速率X分布區內燃煤裝機占比+循環流化床機組標準速率

X分布區內循環流化床裝機占比+燃氣機組標準速率X分布區內燃氣

裝機占比+水電機組標準速率X分布區內水電裝機占比+其它類型機

組標準速率X分布區內其它類型機組裝機占比。

燃煤機組標準調節速率為額定容量的1.5%/分鐘，循環流化床機組標

準調節速率為額定容量的1%/分鐘，燃氣機組標準調節速率為額度容量的

3%/分鐘，常規水電機組標準調節速率為裝機容量的20%/分鐘，其它類型機

組按并網協議規定的標準調節速

率

為避免機組發電單元響應AGC控制指令時過調節或超調

節，ki最大值暫不超過50二、

響應時間k2

指發電單元響應AGC控制指令的時間延遲，計算公式如下：

k2=l■(發電單元響應延遲時間/5min)

發電單元響應延遲時間是指發電單元AGC動作與發電單元接到

AGC命令的延遲時間。

三、調節精度k3

指發電單元機組響應AGC控制指令的精準度，計算公式如

下：

k3=l-(發電單元調節誤差/發電單元調節允許誤差)

其中，發電單元調節誤差指發電單元響應AGC控制指令后

實際出力值與控制指令值的偏差量，發電單元調節允許誤差為其額定出力的

1.5%。

四、綜合調頻性能指標(k)

指發電單元響應AGC控制指令的綜合性能表現，計算公式如

下：

k=0.25X(2Xki+k2+k3)

不同時間周期內發電單元綜合調頻性能指標k的算術平均

值，即對應統計周期內的綜合調頻性能指標ko

附錄2

南方電網頻率控制區劃分

電力系統調頻輔助服務通過自動發電控制（AutoGenerateControl,

AGC）系統實現，調頻輔助服務的控制目標是系統穩態頻率偏差不超過

±0.10Hzo

南方電網劃分為南方電網統一調頻控制區、廣西、貴州、海南和云南五個

頻率控制區，如圖1所示。其中，南方電網統一調頻控制區采用網省協調交互

的定系統頻率控制模式（CoordinatedFlatFrequencyControl,CFFC%

南方電網統一調頻控制區內機組主要包括：廣東中調、廣州中調、深圳中

調調管的所有機組，及南網總調調管的廣東省內機組（陽西、調順）和