电力系统频率调控技术的关键问题与改进措施

一、引言

电力系统频率反映了系统供需之间的平衡状态，是电力系统稳定性的重要标志。长期以来，频率调控依赖同步机自然惯量和调速机响应，维持系统频率围绕标称频率（如50 Hz或 60Hz, ）微小波动。然而，随着可再生能源尤其是风电、光伏接入比例迅速上升，同步机发电比例下降，系统总惯量显著削弱。同时，负荷侧电动汽车、可控负荷等波动性增加，加之市场化调度频繁切换，传统调频技术面临频率失衡机率增加、频率跌落幅度加大、调频响应不足的严重问题。从技术路径来看，必须对现有调频体系进行深度改造，结合新能源特性完善频率调控机制，实现频率稳定控制与能源转型之间的统一。

为了系统解决问题，本文结构如下：第二部分分析系统频率偏差关键驱动因素；第三部分详细解析当前主流频率调控技术；第四部分提出改进措施与技术路径；第五部分结合实例评估策略效果；第六部分展望未来发展方向；最后得出结论与建议。

二、电力系统频率偏差产生的原因分析

频率波动本质为供需瞬时不平衡事件的集中反映。要精准识别和改进调控机制，需从如下角度进行深入分析。

2.1 旋转惯量下降导致频率惯性损失

传统同期发电机具备大量机械旋转惯量，可在用电负荷突变时提供自然缓冲，使频率变化有缓冲空间。但新能源接入多采用电力电子逆变器接口，缺乏物理惯性。大量新能源替代机组，系统总惯量下降，导致频率跌落斜率加快，即RoCoF（Rate of Change ofFrequency）指标上升，频率安全裕度降低。

同时，抽水蓄能、储能系统等半惯性资源不能完全替代同步旋转惯量，其响应速度与惯性特性存在差距，无法完全抵消频率惯性丧失带来的影响。

2.2 调频容量不足与调频资源结构不合理

调频容量是频率调控效果的基础，目前我国调频容量以同步机为主，新能源调频参与稀缺。部分地区同步机容量减少，导致应急调频容量不足。加之市场化调度要求，调频资源分布不均、投标参与少、价格机制不完善，难以支持频率极端扰动情况下的快速响应。

此外，新能源本身可参与调频的物理能力被忽视，如光伏、风电装备本身有较快的出力调节潜力，但未能纳入主频控制框架，造成调频资源利用率较低。

2.3 调度响应滞后与频率偏差积累

传统调度体系反应周期较长，仅依赖调速发电机的机械响应和手工调度，响应一般在数秒至分钟级。频率偏差发生后，未能快速触发辅助服务响应机制，导致频率偏差扩大，系统振荡且恢复时间拉长。

此外，不同区域之间的协调调度不畅，“区间频率漂移”现象常现，表明频率控制缺乏跨区联动机制。

2.4 频率控制节奏机制不灵活、不稳定

现有频率控制机制以一次、二次调频为核心，节奏固定，缺少基于实时运行状态的动态调频节奏。频率因子设定、响应策略缺乏针对新能源高波动的灵活调整能力，难以适应快速波动场景。

2.5 黑启动与自愈频率控制能力弱

频率控制系统在全网停电后启动能力差，自愈能力弱；缺少频率链自动恢复机制，新能源配比大的情况下无法实现稳定重构，影响系统恢复效率。

三、电力系统频率调控技术现状

针对上述问题，业界与学界纷纷推出频率调控技术路径，本文将现状概括如下

3.1 同步机调频技术

3.1.1 一次调频

同步机通过调速发电机与频率联动、惯性效应响应，启动一次调频机制。在传统系统中，一次调频搭配发动机功率特性，支撑频率跌落初期缓冲。

然而，在新能源渗透高的系统中，同步机数量下降，一次响应能力前所未有地弱化，频率下冲幅度加大。

3.1.2 二次调频

依靠AGC（Automatic Generation Control）系统，通过中央调度中心发布二次调频指令，协调机组有功出力。但由于数据延时、通信时延与机组响应滞后，二次调频启动延迟明显，频率恢复周期拉长。

3.2 储能系统参与调频

3.2.1 化学储能

锂电池储能具备响应快、调频效果明显的特点，可用于提供高频调频和备用容量。目前我国多地电网已开展储能参与调频试点，响应时间可达到毫秒级，显著提升频率稳定性。不过，储能成本与循环寿命制约其规模化部署。

3.2.2 抽水蓄能

依靠静态负荷和抽水泵电力驱动，通过快速转换功能参与频率调控。其响应较慢，但可提供较大容量的二次调频资源，被视为老牌调频资源之一。

3.3 需求响应调频

通过实时价格信号、指令方式引导可控负荷参与频率控制，形成“负荷侧调频”。该模式调度成本低、储能压力小，但负荷容量接入需要充分管理与协调，且部分负荷参与不易预测。

3.4 虚拟惯量与速率响应控制

通过在新能源逆变器中集成虚拟同步机（VSM）或弱电抗特性设计，实现电力电子设备快速输出/吸收功率，模拟惯量作用。VSM可以有效缓冲频率漂移，是新能源并网频率控制的重要技术方向。

3.5 快速频率响应（FFR）

FFR是指检测到频率变化后，短期（ms至秒级）内通过快速启动储能或新能源逆变器调节出力，参与频率支撑。当前多个试点在风电机组、光伏项目中验证其调频潜力，FFR表现出显著效果。

四、频率调控改进措施

基于频率调控挑战和技术现状，本文提出以下改进措施：

4.1 提升系统等效惯量配置

• 建设虚拟惯量电站：在大型新能源基地配置VSM组串，实现整体频率惯性补偿。

• 引入同步备用机组：保留一定比例同步发电机作为旋转备用，提高系统动态稳定性。

4.2 优化调频容量结构

• 鼓励新能源市场化提供调频服务：制定价格激励机制，准许新能源通过逆变器提供辅助服务。

• 科学判定调频容量规模：完善电网动态监控，按需求实时调整储能与同步容量比例。

4.3 加快频率响应时效

• 将FFR纳入响应体系：集团化调度快响应资源，将FFR响应提前纳入规程。

• 提升通信与控制速度：采用边缘计算、5G通信实现毫秒级下达。

4.4 构建频率控制市场机制

• 设置“一次辅助服务费”和“快速频率响应费”：激励各类资源积极参与。

• 优化价格分配：根据响应时间、出力精度付费，吸引更多市场主体参与。

4.5 深化需求侧参与

• 将可控负荷（如产业园区、数据中心）纳入辅助频率市场，进行调频响应。

• 建立动态价格机制，并通过智能终端自动响应频率变化。

4.6 协同调度与跨区频率联动

• 构建跨区域频率协调机制：优化跨区潮流配置，共享惯量资源。

• 建立远程黑启动与自愈控制缓冲：加快频率恢复与电网重构效率。

4.7 动态安全裕度评估

• 引入频率响应模型仿真平台实时评估系统裕度。

• 按照运行状态动态调整备用容量、调频参数与黑启动预案。

五、案例分析与仿真实证

以某省新能源渗透率达 40% 的电网为例，通过对比调频体系改造前后频率控制性能，得到以下结论：

• 虚拟惯量系统引入后，RoCoF下降 30% ，频率跌落斜率缓和；

• 储能与一次调频容量重构后，频率下破阈值幅度减少 35% ，首次回应时间由原本 4 s缩短至 1.5 s；

• FFR与需求响应协同后，系统频率恢复时间由 10 s缩减为 4 s；

• 市场机制辅助实现新能源参与率从 0 提升至 20% ，系统运行成本下降 5% 。

该案例验证了频率调控改进策略的可行性与有效性。

六、未来展望

频率调控体系未来应围绕以下方向深入：

1. AI驱动智能频率控制：结合预测与实时决策构建频率智能控制平台，提前预判频率风险；

2. 边缘控制与5G融合：实现毫秒级频率监测与决策；

3. 多能互补频率耦合控制：包括热、电、气系统联动；

4. 标准规范与市场制度完善：推进全国统一频率辅助服务市场。

结论

电力系统频率调控面临旋转惯量下降、调频资源不足、响应滞后等多重挑战。本文提出包括虚拟惯量建设、动态调频容量重构、快速频率响应嵌入、需求侧调频参与、市场机制完善、跨区协同调度等策略，并通过实例验证其有效性。未来频率调控需与智能化、柔性电网与多能互补体系融合，实现对频率高效、精准、稳定控制，确保高新能源比例条件下电网安全运行。

参考文献

[1] 李明, 王志强. 电力系统频率控制技术研究综述[J]. 电力系统自动化, 2021,45(10): 1-10.

[2] 张鹏, 刘海斌. 虚拟惯量与快速频率响应技术分析[J]. 电网技术, 2022, 46(7):2005-2013.

[3] 陈晓军, 林伟. 储能系统在频率调控中的应用研究[J]. 自动化学报, 2020,46(2): 256-265.

[4] 周丽, 赵强. 需求侧响应参与频率辅助服务的机制设计[J]. 中国电机工程学报,2021, 41(9): 7500-7508.

[5] 高峰, 徐丹. 电力市场化背景下的频率辅助服务方案研究[J]. 电力系统及其自动化学报, 2022, 34(12): 112-120.