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电力系统频率的一次调节是指利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机组调速器的作用，来阻止系统频率偏离标准的调节方式。
电力系统负荷的频率一次调节作用为：当电力系统中原动机功率或负荷功率发生变化时，必然引起电力系统频率的变化，此时，存储在系统负荷（如电动机等）的电磁场和旋转质量中的能量会发生变化，以阻止系统频率的变化，即当系统频率下降时，系统负荷会减小；当系统频率上升时，系统负荷会增加。
发电机组的一次调频作用为：当电力系统频率发生变化时，系统中所有的发电机组的转速也发生变化，如转速的变化超出发电机组规定的不灵敏区，该发电机组的调速器就会动作，改变其原动机的阀门位置，调整原动机的功率，从而改善原动机功率或负荷功率的不平衡状况。亦即当系统频率下降时，汽轮机的进气阀门或水轮机的进水阀门的开度就会增大，增加原动机的功率；当系统频率上升时，汽轮机的蒸汽阀门或水轮机的进水阀门的开度就会减小，减少原动机的功率。
系统频率一次调节的特点如下：
1）系统频率一次调节由原动机的调速系统实施，对系统频率变化的响应快，电力系统综合的一次调节特性时间常数一般在10～30s之间。
2）由于火力发电机组的一次调节仅作用于原动机的进气阀门位置，而未作用于火力发电机组的燃烧系统。当阀门开度增大时，使锅炉中的蓄热暂时改变了原动的功率，由于燃烧系统中的化学能量没有发生变化，随着蓄热量的减少，原动机的功率又会回到原来的水平。因而，火力发电机组参与系统频率一次调节的作用时间是短暂的。由于蓄热量的不同，一次调节的作用时间为0.5～2min不等。
3）发电机组参与系统频率一次调节采用的调整方法是有差特性法，它不能实现对系统频率的无差调整。各机组有多少力出多少，没法精确出力的大小。
进行系统频率一次调节的意义如下：
1）自动平衡电力系统的第一种负荷分量，即那些快速的、幅值较小的负荷随机波动。
2）频率一次调节是控制系统频率的一种重要方式，但由于它的调节作用的衰减性和调整的有差性，因此不能单独依靠它来调节系统频率。要实现频率的无差调整，必须依靠频率的二次调节。
3）对异常情况下的负荷突变，系统频率的一次调节可以起某种缓冲作用。
综合系统一次调频的原理如图1-8所示，其流程如下：
1）初始状态：运行于 L 1 （ f ）与 G （ f ）的交点a，确定频率为 f 0 。
图1-8 综合系统一次调频原理图
2）负荷功率增加Δ P 1 ，负荷功频特性变为 L 2 （ f ），发电机进行一次调频，发出功率Δ P g ， L 2 （ f ）与 G （ f ）相交于c点，确定频率 f 1 。
3）此时，频率的偏差为Δ f ，一次调频结束。
4）若为瞬间的波负荷，Δ P 1 消失，频率回归。
5）若不为瞬间的波负荷，如需要频率回到 f 0 ，需进行二次调频，发电机增发Δ P d 的功率。
频率的二次调节就是移动发电机组的频率特性曲线，改变机组有功功率与负荷变化相平衡，从而使系统的频率恢复到正常范围。
各二次调频控制区采用集中的计算机控制，控制发电机组调速系统的同步电机，改变发电机组的调差特性曲线的位置，实现频率的无差调节，调整原动机功率的基准值，从而达到改变原动机功率的目的。
系统频率二次调节特点如下：
1）对系统频率实现无差调整。
2）在区域控制的火力发电机组中，由于受能量转换过程的时间限制，频率二次调节对系统负荷变化的响应比一次调节要慢，它的响应时间一般需要1～2min。
3）在频率的二次调节中，对机组功率往往采用简单的比例分配方式，常使发电机组偏离经济运行点。
系统频率二次调节的作用如下：
1）由于系统频率二次调节的响应时间较慢，因而不能调整那些快速变化的负荷随机波动，但它能有效地调整分钟级和更长周期的负荷波动。
2）频率二次调节可以实现电力系统频率的无差调节。
3）由于响应时间的不同，频率二次调节不能代替频率一次调节的作用；而频率二次调节的作用开始发挥的时间与频率一次调节作用开始逐步失去的时间基本相同，因此两者基在时间上配合好，对系统发生较大扰动时快速恢复系统频率相当重要。
4）频率二次调节带来的使发电机组偏离经济运行点的问题，需要由频率的三次调节来解决；同时，集中的计算机控制也为频率的三次调节提供了有效的闭环控制手段。
系统频率二次调节的原理如图1-9所示，其流程如下：
1）发电与负荷的起始点为a，频率为 f 1 。
2）负荷增大，负荷特性曲线由 P la变化至 P lb ，发电机组特性曲线为 P ga ，则发电与负荷的交点由a移至b点，频率由 f 1 降至 f 2 。
3）增加系统发电，发电机组的频率特性曲线从 P ga 改变到 P gb ，发电与负荷的交点由b移至d点，系统频率保持在原来的 f 1 。
4）负荷减小，原理类似。
图1-9 二次调频原理图
自动发电控制的执行依赖于发电机组对其控制指令的响应，而发电机组的响应特性又与机组的类型和其控制方式有关，典型发电机组的响应特性见表1-3。
表1-3 典型发电机组的调频响应特性
①MCR（Maximum Capacity Rating）为最大额定容量，最大额定出力。
电力系统由于网架结构、装机容量、负荷特性等不尽相同，因此对系统频率控制的要求也不尽相同。表1-4列出了英国、美国、澳大利亚和我国电网对频率控制的不同要求。
表1-4 某些国家和地区电力系统对频率偏差的要求（单位：Hz）
各国电力系统对频率控制的指标要求不尽相同，大致可分为以下两种类型：
1）频率合格率指标。即对频率控制效果的评价，以将频率控制在规定范围内的时间为依据。澳大利亚和我国电力系统采用的是这种评价方法。
澳大利亚国家电力市场要求频率控制在（50±0.1）Hz范围内的时间应达到99%以上。我国国家标准GB/T 15945—2008规定，电力系统频率控制在（50±0.2）Hz范围内的时间应达到98%以上。
2）频率分布统计指标。频率合格率的评价方法是存在缺陷的，频率的分布情况更能反映频率控制的效果。其方法是统计全年系统频率偏离标准频率（50Hz或60Hz）的偏差值的均方根 σ ，即
式中 f i ——时段 i 的频率平均值；
f 0 ——电力系统的标准频率；
n ——频率平均值的个数。
1.一次调频容量要求
由于各控制区的负荷变化规律不同，对以适应调整较长周期负荷变化需要的，参与自动调节的机组容量需求虽不同，但一般为系统最高负荷的1%～3%。这主要是因为：①尽管发电计划曲线非常接近实际负荷变化的情况，但负荷预计本身一般存在着1%～2%的偏差；②发电厂在执行发电计划曲线时，存在着未能精确按照规定时间加减出力的情况。
系统对频率一次调节容量的要求一般仅考虑失去系统中单机容量最大的发电机组、单台容量最大的负荷或容量最大的单条区外来电线路所引起的功率突变。因为在确定系统对频率一次调节容量的要求时，要考虑两个因素：一是负荷的随机波动；二是由于电力系统设备故障引起的负荷或发电功率的突变。在一般情况下，负荷的随机波动的幅值远小于因设备故障引起的负荷或发电功率突变的幅值。
2.二次调频容量要求
对参与AGC运行的机组容量和AGC可调容量均有目标要求，我国的电力系统一般要求参与AGC机组的额定容量占系统总装机容量的50%以上，参与AGC机组的可调容量占系统最高负荷的15%以上。
自动发电控制系统要求每个控制区的发电机组有足够的调节容量，以确保控制的发电功率、电力负荷及联络线交易的平衡。控制区的控制性能是以该区域控制偏差ACE的大小来衡量的。从北美电力可靠性协会（NERC）的运行手册中可以发现，对AGC的性能评价经历了从A1、A2的评价标准，到以CPS1（Control Performance Standard 1）、CPS2的评价标准的发展过程。
1）A1/A2评价标准。A1标准要求在任何一个10min间隔内，ACE必须过零。A2标准规定了ACE的控制限值，即ACE的10min平均值要小于规定的 L d 。
根据NERC的要求，根据A1/A2标准对每个控制区的ACE性能进行评价，其合格指标为：A1≥100%，A2≥90%。
2）CPS1/CPS2评价标准。CPS1标准是指控制区在一个长时间段（如一年）内，其区域控制偏差ACE应满足式（1-2）中的要求：
CPS2标准是指在一个时段内（如1h），控制区ACE的10min平均值，必须控制在特殊的限值 L 10 内。
对每个控制区，按照CPS1、CPS2的标准对其区域AGC性能进行评价，其控制指标要求CPS1≥100%，CPS2≥90%。
电网的传统调频厂爬坡速度慢，不能精确出力，而且由于调频需求而频繁地调整输出功率会加大对机组的磨损、影响机组寿命等，使得其提供调频服务受限。
尤其对于北方电网，冬季负荷峰谷差较大，为满足地方供热需求，用于供热的火电机组其出力调节能力有限。冬季枯水期间，水电机组大部分停运，此时在系统负荷尖峰情况下，很多火电机组接近满发，调频能力受出力上限限制导致系统中一次调频上调能力降低，有时可能会带来调频问题。
若电网的规模发展不那么迅速，已有的传统调频能力也能比较好地满足调频需求，但随着日益扩大的新能源比例，使得目前新能源集中接入量大的地区调频问题日益突出，现有的调频能力不能很好地满足调频需求。在美国一个针对风电接入容量的研究中，CAISO得出风电装机容量（在4250MW和8000MW接入水平之间）每增加1000MW，调频需求会增加9%。传统意义上，辅助服务由传统热电厂、水电厂和其他发电设备提供。在加利福尼亚州，2009年的调频需求是419MW，CAISO预测为了满足2020年33%的可再生能源配比，则需要1114MW的调频容量。
在2010年，加利福尼亚州能源委员会针对20%和33%的可再生能源接入比例进行了系统可靠性和性能的模拟。结果表明，在20%的情况下，系统性能严重下降，在33%时面临崩溃。如果不考虑加入储能等其他的调频方式，面对2020年接入33%的可再生能源，为了应对早晨和晚上的“爬坡”时段，使系统性能维持在一个可接受水平，传统发电需要的调频功率是3000～5000MW。相比之下，加入储能后只需要大概390MW的上调容量和360MW的下调容量。
为解决风电规模化并网导致系统调频需求急剧增大这一瓶颈，国内目前采用的主要手段有两种：一是通过“风火捆绑”，将混合发电量输送并网；二是采用抽水蓄能，将不稳定的风电转化为水能，再利用水能发电。但是，上述两种方案在我国的实际应用中均有弊端和障碍。“风火捆绑”模式增加了小火电机组的装机容量，违背了“上大压小”和“节能减排”的国家能源结构调整战略，同时，机组固有的机械惯性，导致调频响应时间较长，很难匹配波动性更强的风力发电功率。由于我国风能资源丰富地区分布在偏远的“三北”地区，干旱少雨，水能资源匮乏，蒸发量大，开发有效的“抽水蓄能”电站的空间不足，因此，需要发展响应快速、安装灵活、经济合理、环境友好的调频电源和旋转备用手段。为了保证电网可靠性，需要投建额外的传统发电设备（例如排放温室气体的燃气轮机和燃煤的蒸汽机），或者把非发电装置（例如储能）与现有的电网结构实现一体化。而储能是一种能够满足对辅助服务日益增长需求，在经济和环境方面，比传统方法更高效更低成本的手段。
大规模储能系统应用于电网，辅佐传统调频技术手段来调频是一个新的研究方向，其可行性逐步被业界认可。最近几年，日本、美国、欧洲及中东地区的一些国家和地区正在大力推广和应用先进的大容量电池储能技术，通过与自动发电控制系统的有效结合，维护电力系统的频率稳定性。
