1 调频概述
频率、电压和波形等三项是表征电能质量的主要指标。在稳态情况下，同一交流电力系统的频率是一致的。当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时，频率将随之发生变化。因此，频率是最为敏感、最能直接反映电力系统有功功率平衡运行参数，也是电能质量指标中要求最为严格的一项指标。所以，独立电力系统有功功率的平衡问题也就成了对系统频率的监视和对发电机功率的调节问题。当发电量小于用电负荷时，系统频率降低，反之升高。
我们知道，电能具有瞬时特性，调度人员在任意时刻，都要努力实现发电与用电负荷相等，以此将频率调节在安全范围内，比如国内频率50Hz，3GW以上的大容量电力系统允许偏差为±0.2Hz，中小容量电力系统允许偏差为±0.5Hz。电力系统典型的频率曲线图如下：
2 频率调节及AGC
电力系统中频率调节的主要方式是根据区域内用电负荷的变化来调配相应的发电机组，提供对等的发电量。然而电力系统的负荷无时无刻都在发生不规则的变动，我们每一个人对用电设备的操作都会对区域负荷造成影响。分析负荷变动的特性，可将其变动规律分解为三种不同变化的分量（如下图）：
（1）随机分量
负荷变化周期短，一般在10秒钟以内，浮动在区域负荷的1%以内，,波动频繁，每小时高达上百次；
（2）脉动分量
负荷变化周期较长，一般在10秒钟到15分钟之间，浮动在区域负荷的2.5%以内，,波动次数，每小时20到30次；
（3）持续分量
负荷变化周期长，浮动在区域负荷的40%左右,波动次数少，每天十次以内。
至此，摸清负荷特性之后，我们对症下药，在发电侧寻找对应的设备，实现高效经济调节：
（1）对于随机分量，仅利用电厂发电机组的惯性、调速器以及负荷本身的自调节效应自然吸收，无须干预，我们称为一次调节。
（2） 对于脉动分量，通过控制发电机组的调频器来跟踪，我们称之为二次调节；
（3） 对于持续分量，需要根据负荷预测、确定机组并安排发电计划曲线进行平衡，我们称之为三次调节。
下面从发电侧精确解读一下一次调频、二次调频和三次调频。
我们知道，频率变化受到用电负荷PL，发电量PG的双重作用，行业通常将频率随用电负荷PL的变化称之为负荷特性，将频率随发电量PG的变化称之为发电特性或机组特性。负荷曲线与发电曲线的交叉点，为系统实时状态点。如下图中的a、b、c、d点。比如a点，发电量PG=负荷PL，频率保持在f，此时系统平稳运行，状态坐标为（f，PG，PL）。
继续解读上图，理解了这幅图，基本就理解了调频原理。对于电力系统而言，稳定是短暂的，用电负荷处于时刻变化中，假设在某一时刻，用电负荷PL突然增加到PL_h，若要维持频率f不变，理论上发电量由PG增加到PG_h ,达成新的状态点b（f，PG_h，PL_h）。然而这一切都需要来自发电侧的响应。
假如发电侧不动作，即PG不变（PG<PL_h)，此刻频率果断下降，系统状态点将沿着负荷曲线2由b下降到c（fL，PG_h，PL_h）。但是发电机组有自动调节功能，在发电机组调速器的作用下，将因频率的下降而增加出力，机组状态将由a点出发，沿着发电曲线一路抬升，与负荷曲线2形成十字交叉点d，达到新的平衡点。此刻的状态坐标为d（fm，PG_m，PL_m) 。以上调节过程为机组自发过程，也就是一次调频。
细致观察后我们看到，一次调节平衡点d并不是我们目标状态点，它离目标点b（f，PG_h，PL_h）还有差别，频率差别Δf=f - fm，发电功率差别ΔPG=PG_h- PG_m。因此，我们将机组自主进行的一次调频称为有差调节。
于是需要二次调节，机组接受指令，增加ΔPG的出力，调节系统达到目标状态点b，频率回到初始点f，这一过程称之为二次调频。
二次调频有人工调节和自动调节2种，人工调节误差大，响应慢，逐渐被自动调节替代，这个自动调节过程也就是我们常常提起的AGC调频。AGC调节同样适用于三次调频。
3 调频效果表征参数
表征AGC机组调频性能的参数有4个，分别是调节速率、响应时间、调节精度以及综合指标；
3.1 调节速率
调节速率，代号K1，指发电机组或发电单元响应AGC控制指令的速率，有一个计算公式：
K1=本台机组实测速率/控制区域内所有AGC机组的平均调节速率
这里强调一下，参与AGC调频的不止于燃煤电厂，还包括燃气发电，水力发电以及核电，他们的调节速率各不相同，常规煤电调节速率为额定容量的1.5%/min,例如600MW煤电机组的调节速率在9MW/min;燃气机组调节速率更快，为装机总容量的3%/min，水电调节速率更快，约为装机容量的20%/min;对于核电，更适合平稳运行，非特殊情况，不用核电调频。
关于K1的计算，比如某区域内机组总装机1600MW，共有2台600MW燃煤机组，占比77.4%；2台150MW燃气机组，占比19.4%；一台50MW水电，3.2%。
则区域内AGC平均调节速率为:
Vp=1.5%×77.4%+3%×19.4%+20%×3.2%=1.75%/min;
燃煤机组的K1=1.5%/Vp=0.85
燃气机组的K1=3%/Vp=1.71
水电机组的K1=20%/Vp=11.4
在南网，为避免机组响应AGC指令时过调节过超调节，对K1的值做了封顶，K1≤5，即水电机组K1=11.4，按照5来算；
对比看出，煤电的K1最低，普遍在1以下，燃气K1值较大，普遍在1以上，水电机组K1值最高，达到满分。
3.2 响应时间
响应时间，代号K2，指的是发电单元响应AGC指令的时间延时，定量化的核定公式如下：
K2=1-发电单元响应延迟时间/5min
这里的时间差指的是接到AGC指令到机组动作之间的延迟，比如燃煤机组
响应时间普遍在1分钟左右，最差2分钟，最好30s以内，因此K2值在0.6-0.9之间；水电响应时间通常在20s以内，其K2值在0.93以上。
3.3 调节精度
调节精度，代号K3，指的是发电单元响应AGC指令的精度
K3=1-发电单元调节误差/发电单元调节允许误差
其中发电单元调节允许误差为其额定出力的1.5%，比如本次AGC指令为10MW，则其偏差在±150kW。燃煤机组调节误差在1%以内，因此K3在0.7-0.9之间。
3.4 综合指标
综合指标，代号K，是以上3个参数的综合性能算数平均：
K=0.25×（2K1+K2+K3）
根据南方电网规则，K1最高为5，K2、K3最高为1，因此综合指标K值最大为3。下图为某燃煤电厂某台发电机组AGC性能能统计曲线。
以上性能指标除了表征调频单元参与AGC响应效果之外，更重要的是性能指标的高低直接影响机组调频收益。调度机构将单位报价V与K值的比值（V/K)作为竞价排名的指标P，依次从低到高排序，排名靠前者中标，比如A机组报价10元/MW,K值0.8，B机组报价13元/MW，K值1.5，则调频性能指标PA=12.5，PB=8.66，于是价格高B机组反而优先中标。这种综合指标评定法做到了K值越高，收益越好，也实现为效果付费的承诺。另外，针对K值高的机组，调度中心还能增加调频里程（单位MW），机组收益进一步扩大，如下图为K值与调频里程的相关性曲线。
下图是各级组参与AGC响应的日收益与其K值的对比曲线，我们可以看出调频收益与K值的正相关性。图中望洋电厂为燃气机组，其K值高达1.65，常规燃煤机组普遍在0.6-0.9之间，和燃气机组存在显著的差距，为了提升燃煤机组K值水平，增加调频收益，常规电厂在寻找各种优化方式，其中借助储能系统被证明是一种行之有效的路线。
4 储能联合调频
近年来，随着储能电池成本的显著下降，储能系统的商业化逐渐成为可能，储能系统在电力系统发输配用各个领域的应用迅速展开，火电AGC调频是储能系统商业化的典范。
储能+火电的联合调频系统可以说是绝配，两者相互补充，发挥各自优势，使得常规燃煤机组调频性能直追燃气机组。对于高频波动的随机负荷分量及部分脉动分量，储能系统具备几乎实时响应的能力，而对于小波动，缓慢出力的脉动分量及持续分量（参考电网负荷分解曲线），火电机组应对的游刃有余。储能在此有2个方面的优势：提高机组性能K值，延长机组运行寿命。
储能系统的投入大幅度抬高了机组K值。我们来逐个分析：对于调节速率K1，若调频出力在储能系统的额定处理范围之内，系统可以在几秒钟之内出力100%，K1直接拿满分5分，当然每天会综合煤电机组的调节速率（0.9左右），联合调频的平均调节速率会在2.5以上；响应时间K2：储能响应时间在2S以内，按公式计算K2=0.993以上，约等于理论最高值1；调节精度K3也会因储能的协作有所提高，在0.9以上，但优化效果并不像K1和K2一样立竿见影。带入上述数据，保守估算综合指标：
K=0.25×（2K1+K2+K3）=0.25×（2×2.5+0.993+0.9）=1.725
该指标大于燃气机组的1.65。根据实际运行数据反馈，储能联合调频系统的K值可高达2.0以上。
储能的参与还可以延长火电机组使用寿命。我们知道一个燃煤机组最小300MW，目前主流在600MW以上，我们以600MW为例，机组调节速率在9MW/min,调度来了个6MW的指令，要动作，90MW甚至200MW的指令，机组同样需要动作。而经过测算，6MW的指令，机组仅运行40s钟，在这40s中内，要进出一次死区，这里的死区并非无人区，而是调速阀门开启和闭合的静态惯性区间。比如50Hz系统发电机转速为3000转，当转述在±2转/分钟（对应频率变化为±0.034Hz）波动时，机组继续平稳运行，不做任何响应，超过这一限度，调速器就要动作。调速阀门动作越多，磨损越重，运维次数响应增多，长期积累下来，机组寿命必然会缩短。
储能设备的加入，可将随机负荷分量以及部分脉动分量承担下来，启动瞬间充放电功能，避免机组的频繁动作。若机组因加装了储能系统而延长了一年的使用寿命，则仅这一项带来的额外收益，足以抵消储能系统的投资。
5调频储能系统
调频储能系统，本质上还是一套储能系统，只是应用场景和接入点不同，电池，BMS，电池簇组成了储能系统的直流侧，PCS，变压器组成了储能系统的交流侧，交流侧接入高厂变的低压端，至此完成储能系统与发电机组的对接。储能容量配置，通常按照机组额定出力的1.5%-3%，比如600MW的机组，配置9MW-18MW之间，电池路线选用磷酸铁锂，电池倍率行业惯用2C-1C之间，比如智中储能中变的广州华润2×300MW热电厂项目，杜宏团队采用的是9.6MW/4.8MWh方案，再比如智光电气五沙2×300MW热电项目，付金建团队采用了9MW/6MWh方案。储能系统多采用集装箱设计，配上消防和空调系统，集装箱内外的布置见下图。
6 储能技术路线
当前调频储能技术路线有3种，一是常规系统；二是分散集中式系统；三是高压级联系统。
6.1 常规系统
常规系统是使用最多，技术最成熟的方案，其特点是通过直流电池端的并联汇流，实现储能单元容量的提升，比如力信标准电池簇容量122kWh，7台电柜出线端并联，汇流后接入500kW储能逆变器（PCS柜），组成800kWh储能单元，PCS之间并联接入变压器，对外供电。
以上方案的不足之处是并联电池柜之间存在环路电流，电池均衡存在木桶效应，不利于电池的精细化管理，交流侧PCS并联升压，整个系统损耗较大，转化效率偏低。
6.2 分散集中系统
关于分散集中的思路是我的好朋友倪同提出。记得16年，他在刚成立新艾电气不久后，到南京找我聊储能的前景，他仗着自己是艾默生的总工程师，和我聊储能变换，我凭着自己做过几年开发，跟他聊储能电池。其中一个重要的话题就是电池柜的精细化管理，拒绝电池簇之间的直流汇流，消除簇间环流，消除容量短板效应，提高电池使用寿命，这也是分散集中式储能系统的核心。现在来看，倪同在这条路上越走越远。它的主要技术手段是将PCS离散化，比如将单台500kW的PCS离散为7台70kW的PCS小机，每台小机的交流侧集中并联，保证外特性的不变，对内分散，即每台小机直流侧接入一簇电池。拓扑如见下图。当储能逐渐商业化以后，这种系统的优势会逐步显现。
6.3 高压级联储能系统
解决了电池簇间环流问题，还有人不满足，那就是智光电气，他们借助在高压侧的多年经验，在分散集中式系统上再做变革升级，将PCS小机的交流侧由并联改为串联，拓扑结构如下图：
该系统与前两种相比，最显著的差别是省去了变压器，无需再升压，系统效率更高，相同出力下，电流更低，电池寿命更长。更多关于级联系统的特点，请找我的好朋友付金建，保证他会滔滔不绝，我只介绍力信电池系统的设计。以智光5MW/3MWh方案为例，分为3相，每相配置为1.7MW/1MWh，设备集成在一个40尺集装箱内。其中的电池簇由18个PACK组成，总电压691.2V，总容量83kWh；每个PACK由36颗40Ah电芯以3P12S方式成组，每簇电压38.4V，结构如下图。
7 结论与展望
随着电网现货市场政策的推行以及新能源渗透比例的不断提升，电网对调频里程的需求将会显著提升，调频机组参与AGC响应的需求也会随之提升，储能与火电机组的联合是调频领域的一次有效尝试，也是储能实现其价值的舞台。
8 参考文献：
1 《自动发电控制(AGC)的原理及应用》，黄文伟，贵州电力调度通信局
2 《南方监能市场[2017]374号】关于组织开展广东调频辅助服务市场模拟运行的通知》
3 《南方（以广东起步）调频辅助服务市场模拟运行情况-20180410（赴能监局汇报）》
4 《大规模储能系统辅助常规机组调频技术分析_李建林》
5 《储能在发电侧调峰调频服务中的应用现状和前景》，中关村储能产业联盟
6 《储能产品在调频中的价值研究》 https://wenku.baidu.com/view/
7《发电厂电化学储能调频辅助服务政策与技术研究》 智中储能，杜宏
8 《级联高压大容量储能技术研究进展》 智光电气，付金建
9 《组串式变流器规格书》 新艾电器，倪同
10 《基于大规模储能的调频技术研究》，四方亿能，刘千杰等
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