电力系统频率的稳定性是衡量电能质量的核心指标，也是保障电网安全、可靠运行的基石。我国电网标准频率为50Hz，运行偏差需控制在±0.2Hz的极窄范围内。电力供需匹配是新型电力系统核心痛点，本文重点讲一下电力系统中的一次调频与二次调频机制，以及电化学储能系统在其中扮演的关键角色及其市场价值。
一、电力系统频率调节原理
为应对功率扰动引发的频率偏差，电力系统构建了多层次的协同调频体系，其中一次调频和二次调频是核心环节。
根据《电力辅助服务市场基本规则》，电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务。调频服务是指运营主体通过调速系统、自动功率控制等，减少系统频率偏差(或联络线控制偏差)所提供的服务。调频服务分为一次调频服务和二次调频服务。
1. 一次调频
一次调频是电力系统应对频率扰动的第一道防线 ，是一种基于发电机组自身调速器特性实现的、分散式的、自动的快速响应。其核心原理是利用同步发电机组的下垂控制特性。
调节原理：
当系统频率偏离额定值时，各并网机组的调速器会自动调整其有功功率输出，以减缓频率变化速率。这是一种有差调节 ，即调节作用的大小与频率偏差成正比，但无法完全消除频率偏差，系统最终会稳定在一个新的、有静差的频率点。
技术指标：
响应时间：通常在数秒内启动，持续时间为数十秒。
控制死区：为避免对微小扰动频繁响应，设置有控制死区。例如，火电机组的一次调频死区通常为50±0.033Hz。
调节目标：快速抑制频率突变，防止因频率大幅偏离而引发的连锁故障。
2. 二次调频
二次调频，通常通过自动发电控制（AGC） 系统实现，是消除一次调频后残留频率偏差、将系统频率精确恢复至额定值的中心化控制过程。
调节原理：
电网调度中心根据区域控制误差（ACE）计算出总调节需求，并按一定策略将调节指令下发给指定的AGC机组。这是一种包含无差调节 的闭环控制，旨在将频率偏差和联络线交换功率偏差的积分值清零。
技术指标：
响应时间：响应速度慢于一次调频，通常为数十秒至数分钟。
调节精度：精度高，目标是将频率恢复至50Hz±0.05Hz的更严格范围内。
调节目标：实现频率的无差恢复，并维持计划的联络线功率交换。
3. 调频容量与调频里程
调频容量是指调频单元为提供调频服务而预留的向上或向下调节容量。
调频里程是指调频单元响应AGC控制指令结束时的实际出力值与响应指令开始时的实际出力值之差的绝对值。一个交易时段内的调频里程为调频单元在该时段内产生的调频里程之和。
4. 综合调频性能指标
调频服务是一种同量不同质的服务，综合调频性能指标是评价调频服务质效的综合性指标，由调节速率、响应时间和调节精度三个子指标组成。
5. 交易组织流程
调频市场采用集中竞价、边际出清、日前预出清、日内逐小时滚动出清调用的方式开展交易。
二、储能系统在频率调节中的技术实现与优势
电化学储能系统凭借其独特的物理特性，在一次和二次调频中均展现出传统发电机组无法比拟的技术优势，可同时参与两种调频服务。
1. 参与调频的技术路径
一次调频：储能系统通过其功率转换系统（PCS）执行虚拟下垂控制策略。当监测到系统频率偏差超出死区时，PCS能在毫秒级时间内快速、按比例地响应，进行充放电，从而提供快速的虚拟惯量支撑。
二次调频：储能系统作为高度灵活的AGC资源，直接接收并精准执行调度中心下发的功率调节指令。其秒级的爬坡速率和精确的功率控制能力，使其能高效完成AGC调节任务。
2. 核心技术优势
相较于传统火电机组，储能参与调频的优势显著：
快速响应能力：储能的响应时间可达毫秒级，远快于火电机组的数秒级，能更有效地抑制频率初始变化率。
高调节精度：储能的功率输出控制精准，调节偏差小，能更精确地跟踪AGC指令，实现高质量的频率调节。
双向调节灵活性：储能可以快速在充电和放电状态间切换，既能提供正向调节（增发功率），也能提供反向调节（吸收功率），完美契合频率双向波动的调节需求。
运行状态独立：其调节能力不受机组启停、燃料等机械或化学过程的限制，部署和调用更为灵活。
三、储能参与调频辅助服务的市场化收益模式
在电力市场化改革背景下，储能通过参与调频辅助服务市场，可将其技术优势转化为经济收益。其收益主要由以下几部分构成：
1. 调频里程补偿
这是收益的基础部分，根据储能系统在调频过程中实际响应指令而产生的充放电能量（即"调频里程"）进行补偿。计算方式通常为：
调频里程补偿 = Σ（单次调频调用功率 × 单次调用时长 × 里程单价）。
2. 调频性能补偿（K值）
为激励提供高质量的调频服务，市场引入了性能系数（K值）作为收益乘数。K值综合评价了资源的调节速率、响应时间和调节精度。根据南方区域的规则，综合调频性能评价指标 Ki 的计算公式为：
3. 容量补偿
部分地区为保障调频资源的可用性，设置了容量补偿机制。该补偿与储能系统的可用调频容量挂钩，按月或年进行结算，为储能项目提供了一部分固定收益。计算公式为：容量补偿 = 储能可用容量 × 容量补偿标准 × 投运率。
四、结论
一次调频与二次调频作为保障频率安全的协同机制，对调节资源的技术性能提出了更高要求。电化学储能系统凭借其快速响应、高精度的功率控制和灵活的双向调节能力，成为参与频率调节的理想技术选择。随着电力辅助服务市场的不断完善，储能的技术优势能够有效转化为市场价值，为其商业化应用开辟了广阔空间，并为构建安全、高效、绿色的新型电力系统提供了关键支撑。
附件1：同步发电机组的"下垂控制"
同步发电机组的"下垂控制"（Droop Control）是一种用于并联运行机组间功率自主分配的核心控制策略，其核心在于通过模拟同步发电机的自调节特性，实现多机组在无集中通信条件下的稳定功率分担。
一、下垂控制的核心定义与特性
-
基本概念
下垂控制通过预设的"下垂系数"，使发电机组的输出频率（或电压）随有功（或无功）功率的增加而线性下降，从而自动实现功率分配。其核心特性包括：- 有功-频率下垂（P-f Droop）：当机组输出有功功率增加时，其频率按比例降低。
- 无功-电压下垂（Q-V Droop）：当输出无功功率增加时，其端电压按比例降低。
-
数学表达
-
物理意义
- 功率分配：下垂系数与机组容量成反比。容量越大的机组，下垂系数越小，承担更多功率变化。
- 系统稳定性：通过频率/电压的轻微偏移，引导机组自动调整出力，维持系统功率平衡。
二、下垂控制的实现方式与技术挑战
- 控制结构
- 调速器与调压器配合 ：
调速器通过调节原动机输入（如汽门开度）实现 P−f 下垂；调压器通过调节励磁电流实现 Q−V 下垂。 - 虚拟同步机技术（VSG） ：
逆变器通过模拟同步电机转子运动方程，实现与传统机组相同的下垂特性，增强电网阻尼。
2.技术与挑战
下垂控制是同步发电机组并联运行的"自主神经"，通过 P-f 与 Q-V 的线性下垂关系，实现功率按容量分配。其核心价值在于：
- ✅ 去中心化：无需高速通信，降低系统复杂度；
- ✅ 兼容性：适用于传统同步机与新能源逆变器（如VSG）；
- ✅ 可扩展性：通过分层控制（如二级补偿）优化稳态精度。
附件2： 虚拟同步机技术详解
虚拟同步机(Virtual Synchronous Machine, VSM)技术是一种使电力电子变流器能够模拟同步发电机运行特性的控制策略。随着可再生能源发电比例的不断提高，电力系统惯性下降，频率稳定性面临挑战，VSM技术应运而生。
核心思想:通过控制算法使逆变器具备同步发电机的惯性和阻尼特性，从而为电力系统提供频率和电压支撑，增强电网稳定性。
传统同步发电机具有惯性响应、一次调频、阻尼功率振荡等能力，而常规的电力电子接口设备(如光伏逆变器、风电变流器)通常采用基于锁相环的电网跟随控制策略，不具备主动支撑电网的能力，VSM技术填补了这一空白。
典型应用场景：
1、新能源电站:光伏电站、风电场配置VSM技术，提高并网稳定性。
2、微电网:在孤岛运行模式下，VSM可作为主电源提供电压和频率支撑。
3、储能系统:储能变流器采用VSM控制，增强电网频率调节能力。
4、高压直流输电:VSC-HVDC换流站采用VSM控制，提高弱电网连接能力。
主要技术挑战：
尽管VSM技术具有诸多优势，但仍面临一些挑战:惯性时间常数等参数整定复杂、多VSM并联运行的协调控制、硬件限制下的动态响应优化、以及与传统同步发电机的协调配合。
参考文献：