现代电网的频率调节面临何种问题？

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。(www.xing528.com)

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。