0 引言

在“双碳”目标引领下，大力发展风电、光伏等新能源已成为广泛的共识。国家能源局预测，到2030年，中国非化石能源在一次能源消费中的占比将达到25%左右，同时，风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿kW以上[1]。随着基于电力电子变流器接口的新能源大量接入和直流馈入的推广，基于同步发电机的传统电源将被逐步取代，电力系统的形态和特性将会发生显著变化。在这一变革过程中，低系统惯量特性将日益凸显，事故后频率变化的特性机理也将发生根本性改变。传统的调频方式和调频资源将难以应对这些新的挑战，大容量直流闭锁和大规模分布式电源脱网等新型频率事故将不断涌现，给新型电力系统的频率安全稳定带来前所未有的挑战。

英国是世界上新能源发电占比最显著的国家之一。截至2021年，英国电网中的传统化石能源发电装机容量占比已低于40%，核电机组也在逐步退役，风电功率出力占总负荷比例最高超过70% [2]。能源结构转变引发系统惯量急剧下降，威胁系统频率安全稳定。作为岛国，英国电网与欧洲大陆及爱尔兰异步连接，缺乏外部惯量和频率响应的支撑，进一步加剧了频率管理风险和挑战。

英国国家电网公司调度中心（National Grid Electricity System Operator，ESO），即英国总调，在新型电力系统的频率管理方面进行了大量的探索和实践经验，目前已经建立成熟的管理体系和调频服务市场来保证低系统惯量下电网的安全稳定运行。

相较之下，中国拥有丰富的水、煤等一次能源，电网容量庞大。然而，随着新能源渗透率的逐步提升，中国电网的系统惯量将呈下降趋势。此外，为应对振荡风险，中国部分区域电网与主电网采用异步连接方式，此类区域电网的形态与英国电网更为相似[3]。因此，研究ESO在频率管理方面的成果与经验对中国新型电力系统建设有重要的借鉴价值。

鉴于英国在新型电力系统和电力市场领域的先驱地位，国内学者首先针对英国在能源政策路线[4-6]、电力市场机制[7-11]等方面的实践进行了深入的分析。这些研究对中国低碳转型路线、市场发展规划的制定提供了重要参考。

英国8·9大停电事件在英国新型电力系统建设中具有重要影响[12]，引起了国内学者的广泛关注与深入研究[13-16]。这些研究对英国8·9大停电事件在电压稳定性、宽频震荡量测、连锁故障演化规律等方面进行了深入剖析。另外，国内学者针对英国在频率管理领域的研究还聚焦于频率稳定性分析[17]、同步调相机的应用[18-19]和频率响应服务市场机制[20-21]。以上研究为中国电网的频率安全稳定运行提供了有益的借鉴和参考。

本文深入分析了英国新型电力系统建设中，英国总调在频率管理领域所面临的实际问题和潜在风险，系统性地总结和介绍了英国总调所采取的应对策略和规划。在结合中国实际情况的基础上，本文从技术研发、业务管理、市场机制、标准部署等多个维度，为中国新型电力系统建设提供了切实可行的建议。

1 英国电网频率管理的机理及面临的风险

频率管理，作为电力调度中心的核心职责，旨在确保系统频率在稳定状态下维持于规定范围，在事故中不低于最低限值，同时在事故后能迅速恢复到标准范围。在英国，电力系统运行受到严格的法规约束，《电网规程》及《安全和供电质量标准》明确了系统频率的法定范围[22-23]。在正常运行状态下，频率应维持在49.5 Hz至50.5 Hz之间，而在事故中，频率不得低于49.2 Hz。此外，ESO制定了更为精细的操作规范，要求系统稳定运行时的频率应控制在49.8 Hz至50.2 Hz的狭窄范围内。

系统惯量是频率管理中要考量的核心因素。随着系统惯量水平降低，频率变化的规律将会发生变化，进而引发分布式电源大规模脱网和传统的频率响应失效，可能导致停电事故。本章深入剖析了英国电网在系统惯量下降、分布式电源大规模脱网以及频率响应失效这3个方面的频率管理风险，并探讨了这些风险的发生机理。

1.1 系统惯量水平下降

转动惯量是发电机或电动机中转子转动惯性的度量，它和电机转子的设计、质量有关。系统惯量是连接到电力系统的所有电机（包括发电机和电动机）的总惯量。系统惯量度量了电力系统本身减缓系统频率变化的能力，是电力调度中心在制定频率管理方案时的关键参考因素。在系统频率发生突变时，电力系统和发电机之间的电磁耦合允许将电力系统上的频率扰动转化为作用在机器转子上的机械扭矩，因此发电机转子的转动惯量可以降低频率扰动对电力系统的影响。

新型电力系统的等效惯量系数可以表示为

式中：Heq为电力系统的等效惯量系数；SG、SD、SL分别为并网传统同步机组总额定容量、并网新能源机组总额定容量和负荷总容量；M、N分别为传统同步机组、新能源机组的总数；、分别为第i个传统同步机组的惯量系数和额定功率；、分别为第j个新能源机组的惯量系数和额定功率；HL为负荷的等效惯量系数。

常规新能源机组使用的电力电子变流器与电网连接，具有解耦特性，无法为电网提供惯量支撑，因此它的惯量系数为零。通过优化变流器等电力电子设备的控制策略，新能源可以模拟同步发电机的行为去提供快速的功率响应，即使用构网型变流器技术提供虚拟惯量。目前构网型变流器技术在国内开始应用，随着新能源渗透率的不断提高和市场机制的完善，预计未来将大规模推广。

由式 （1） 可知，随着常规新能源并网容量逐年增长，系统惯量水平呈逐年降低的趋势。英国为了实现减碳目标，近年来推动大量的新能源接入英国电网，包括陆上风电、海上风电、光伏等[2]。此外，英国建设了多条连接欧洲大陆和爱尔兰的海底高压直流电缆。新能源和直流馈入逐渐取代了传统电源。这种能源组合变化导致了英国电网系统惯量水平的降低。

ESO每年发布的《未来能源情景》报告，基于对未来经济发展、科技应用、政府政策、居民环保意识等多方面的预测，设定4个未来情景对英国能源的发展进行预测分析，分别为“双碳”目标情景、缓慢发展情景、消费者发展情景、消费者新能源情景[24]。这些预测结果是英国电网发展建设和运行计划的重要依据。图1展示了ESO在2019年对英国电网未来10 a 4种预测情景中平均系统惯量的变化趋势的预测[25]。

图1 英国电网未来10 a平均系统惯量
Fig. 1 Average power system inertia of the UK National Grid in 10 a

由图1可知，随着新能源渗透率的提升，英国电网的系统惯量显著降低。系统惯量直接影响发生电源或负载脱网后频率的变化速率（rate of change of frequency，RoCoF）。系统惯量与RoCoF具有如下关系：

由式 （2） 可知，在电力供需不平衡的情况下，随着系统惯量的降低，RoCoF会逐渐增大。当系统惯量较大时，系统频率在发电机组脱网之后会缓慢下降，为一次、二次调频的动作提供了充足时间。然而，当系统惯量过低时，会产生过高的RoCoF，系统频率有可能在一次调频启动之前就降低至“低频减载”的阈值，从而引发大停电事故。目前ESO设定的第一道“低频减载”阈值为48.8 Hz[22]。因此，在新型电力系统中，低系统惯量水平会导致RoCoF增大，从而增加了大停电事故的风险。此外，高RoCoF还可能导致分布式电源大规模脱网、频率响应失效等问题。

此外，基于对英国电网的深入研究，文献[26]揭示了系统惯量分布对电网局部行为和运行产生的潜在影响。系统惯量的不均匀分布会导致电网各区域频率变化出现显著差异，尤其是在系统惯量总体水平较低的情况下，这种不均匀的分布可能加剧系统稳定性的风险。因此，调度中心不仅需要评估系统惯量的整体水平，更需深入探究系统惯量在电网不同区域的分布情况，以便更精确地掌握电网的动态特性，确保系统的安全稳定运行。

1.2 分布式电源大规模脱网

在英国电网中，低系统惯量所引发的系统风险，最为显著且早期的表现即为分布式电源的大规模脱网现象。这一现象的直接诱因在于分布式电源使用的防孤岛运行保护装置的误动。孤岛运行是指公共电网的一部分（包含分布式电源）与整个系统失去连接，如图2所示。

图2 孤岛运行的产生示意图
Fig. 2 Diagram of power island

目前英国的《电网规程》严格禁止分布式电源孤岛运行。首先，大多数分布式电源在技术上并不具备孤岛运行的能力，无法有效地维持电力供需平衡、稳定系统频率和电压；其次，基于分布式电源的孤岛运行电网会对电力维修人员的人身安全构成严重威胁。具体来说，孤岛运行可能导致系统转变为无接地状态，增加维修人员触电的风险；孤岛模式下的故障可能难以被及时发现；另外，维修人员有可能误认为系统已经断电而进行作业，可能遭遇触电风险；此外，非同步的再合闸现象可能在孤岛运行中发生，这将对发电机造成严重损害。

基于上述原因，孤岛运行在大多数国家是被禁止的。英国的《电网规程》要求所有的分布式电源必须安装防孤岛运行保护装置。此类装置的核心功能在于实时监测分布式电源所在区域电网与主电网的连接状态，一旦检测到解列情况，装置将迅速切断分布式电源的输出，从而有效避免孤岛运行现象的发生。

在英国电网中，防孤岛运行装置主要有2种。一种是基于RoCoF的保护装置，以下简称“RoCoF保护”。RoCoF保护的整定值为0.125 Hz/s，其保护原理如图3所示[27]。

图3 RoCoF保护的工作原理
Fig. 3 Working principle of RoCoF protection

另外一种是基于相位角变化（vector shift，VS）的保护装置，以下简称“VS保护”。VS保护的整定值通常为6°或者12°，其保护原理如图4所示。

图4 VS保护的工作原理
Fig. 4 Working principle of VS protection

在新型电力系统中，系统惯量水平逐步降低。在此背景下，当电力系统遭遇扰动时，往往会产生较高的RoCoF。这一值很容易超过RoCoF保护的整定值0.125 Hz/s，进而引发RoCoF保护的误判，造成分布式电源不必要的跳闸脱网。

此外，随着新能源渗透率攀升，系统强度也会逐步降低[28]。当系统遭遇扰动时，受影响的节点范围会进一步扩大，并且受影响节点的相位角的变化程度会增加。一旦超过VS保护的整定值6°或者12°，同样会引发分布式电源不必要的脱网。

大量分布式电源跳闸脱网事件主要对系统频率的稳定性产生影响。英国电力系统运行遵循“单一最大发电源脱网时维持系统安全”的标准，即当最大单一发电源突然因故脱网时，调度中心有义务维持系统的稳定性和完整性。因此，最大单一发电源的出力是ESO采购事故频率响应和事故备用的主要考量标准。

大规模分布式电源跳闸脱网事件影响系统频率主要包括以下5种场景。

1） 单由VS保护引发的频率事故。在英国，VS保护普遍应用于分布式电源[27]。当VS保护所覆盖的分布式电源集中区域遭遇较大的系统扰动或故障时，可能会触发大量分布式电源非计划性跳闸脱网，其造成的电力缺口有可能会超过系统当时最大单一发电源的出力，即超出ESO所防御的系统故障范围，从而触发低频减载机制，造成大量用户失去电力供应。以2016年5月22日11:15在Langage-Landulph 400 kV线路发生的跳闸故障为例，ESO观察到系统负荷突然增加了380 MW。经分析，这被认为是由VS保护误动引发的分布式电源跳闸脱网所致，详细信息如图5所示[27]。

图5 英国电网中某处线路跳闸引发的分布式电源断电
Fig. 5 Distributed generation loss caused by line trip somewhere in the UK National Grid

2） 由VS保护和发电厂脱网共同引发的频率事故。系统故障在导致发电厂跳闸脱网的同时，还可能引发较大的相位角变化，进而触发大量使用VS保护的分布式电源跳闸脱网。在这种复合效应下，系统的总电力缺口有可能会远超过系统当时最大单一发电源的出力，从而触发低频减载机制，引发停电事故。

3）单由RoCoF保护引发的频率事故。尽管在英国，采用RoCoF保护的分布式电源容量远远小于使用VS保护的分布式电源，但其对系统的影响不容忽视。一旦系统中的RoCoF超过整定值，所有使用RoCoF保护的分布式电源都会跳闸脱网，这种集体性的非计划性脱网将对系统产生巨大影响。该事件引发的电力缺口会超过系统当时的最大单一发电源的出力，引发停电事故。

4）由RoCoF保护和发电厂脱网共同引发的频率事故。当系统故障导致发电厂跳闸脱网时，往往伴随着较高RoCoF的产生。过高的RoCoF会进一步触发大量使用RoCoF保护的分布式电源跳闸脱网。该事件所造成的总电力缺口会超过系统当时最大单一发电源的出力，即超出调度中心所防御的系统故障范围，引发停电事故，如图6所示[27]。

图6 由RoCoF保护和发电厂脱网共同引发的频率事故
Fig. 6 Frequency incident caused by RoCoF protection and power plant trip

5）由VS保护、RoCoF保护和发电厂脱网共同引发的频率事故。当场景2）中由VS保护和发电厂脱网共同引发的频率事故产生过高的RoCoF时，所有使用RoCoF保护的分布式电源会集体性跳闸脱网。这种情况下，由VS保护、RoCoF保护和发电厂脱网共同造成的总电力缺口会超过系统当时最大单一发电源的出力，触发低频减载机制，造成大停电事故。英国8·9大停电事故就属于这种情况，如图7所示[12]。

图7 2019年8月9日英国电网的大停电事故
Fig. 7 Blackout event of the UK National Grid on August 9, 2019

为避免产生过高的RoCoF，ESO需要采取多项措施，包括减少最大发电源的出力以及采购系统惯量。这些措施的实施不仅涉及复杂的系统调度与运行管理，还显著增加了系统的运行成本。据相关报告指出，2018年用于管理RoCoF的成本已超过1亿英镑，而到了2020年，这一成本更是攀升至约3.5亿英镑[27]。随着系统惯量的降低和分布式电源的大量接入，RoCoF的管理成本还将继续快速攀升。

1.3 高RoCoF下的频率响应失效

随着新能源的接入和系统惯量的下降，传统的一次、二次调频服务在高RoCoF的情况下将无法完成保持频率安全稳定的任务。因此，ESO需调整其原有的频率管理策略，以有效应对低系统惯量背景下的高RoCoF带来的挑战。英国《电网规程》规定了发电厂在频率敏感模式下的最低动态性能要求，它将一次（Primary-P）、二次（Secondary-S）和高频（High-H）频率响应定义为响应频率在10 s内线性变化±0.5 Hz时所提供的有功功率变化。

具体如图8所示。一次响应是0 s到10 s之间的功率最小增加量，可持续30 s；二次响应是0到30 s之间的功率最小增加量，可持续30 min；高频响应是0 s到10 s之间的功率最小减少量，并在此后持续[28]。ESO通过一次频率响应在10 s内将事故后的频率最低点维持在最低限值49.2 Hz以上，通过二次频率响应将频率在60 s内恢复到49.5 Hz以上，然后通过备用服务将频率在15 min内恢复到49.8 Hz以上。这些频率响应产品长期以来一直是ESO进行频率管理的核心工具。

图8 一次、二次及高频率响应
Fig. 8 Primary, secondary and high frequency response

一次调频应在10 s内完成响应，然而随着系统惯量降低和RoCoF增大，一次频率响应将无法及时阻止频率的跌落，系统频率最低点有可能跌破最低限值，甚至跌至“低频减载”的阈值，造成大停电事故。因此，传统的频率管理工具将不适用于低系统惯量下的新型电力系统的运行需求，ESO需要开发新的频率管理方案和新的频率响应产品来应对低系统惯量带来的运行风险。

2 英国电网频率管理

2.1 实时在线监测系统惯量

系统惯量是频率管理中的重要参考因素，它直接影响了故障后系统频率的变化行为，决定了调度中心为维持频率安全稳定所需要的频率响应的技术要求和数量。目前，ESO采用式（3）计算系统惯量水平。

式中：SL为负荷容量；HL为负荷惯量系数。HL的数值是基于历史频率事故数据，根据式 （2） 计算得出，并需不断利用新的频率事故数据进行校验与更新，以提高其准确性。实际上，HL随着负荷构成的动态变化而变化，而通过特定频率事故数据推导得到的HL为固定值，这导致采用式 （3） 计算系统惯量的方法存在一定局限性，其精准性不足，难以满足新型电力系统运行的高标准要求。

为了提升系统惯量水平评估的准确性，ESO积极部署了2套先进的系统惯量实时在线监测系统：其一是由Reactive Technology （RTL） 公司开发的GridMetrix惯量测量系统 （Inertia Measurement System）；其二是通用电气数字集团 （GE Digital）开发的有效惯量测量和预测系统 （Effective Inertia Measurement & Forecasting System）[29]。

GridMetrix惯量测量系统是一个集扰动发生装置、基于XMU的广域监测系统、数据分析云平台以及系统惯量实时展示平台于一体的综合性系统。RTL公司在英国电网中部署了自主研发的扰动发生装置，该装置能够向电网发送特定的小扰动信号，以激发电网的动态响应。同时，RTL公司还建立了基于自主研发的量测终端XMU的广域监测系统，该系统能够实时监测英国电网各处的频率变化，并将收集到的频率变化数据发送至数据分析云平台。数据分析云平台利用扰动信号信息和频率变化信息，通过算法分析，得出系统惯量的准确数值，并在展示平台中进行实时展示，为ESO的调度员和电力辅助服务市场交易员提供直观的决策支持。

有效惯量测量和预测系统则采用基于向量角测量单元（PMU）的广域监测系统，实现对英国电网各处频率变化的实时监测。该系统运用人工智能技术，对收集到的数据进行实时分析，从而准确评估系统惯量水平，并预测其变化趋势。与GridMetrix惯量测量系统相比，有效惯量测量和预测系统具有更高的灵活性和可扩展性，它能够充分利用英国电网现有的基于PMU的广域监测系统，无需额外注入扰动信号，降低了系统运行的复杂性和成本。

这2套系统不仅能够实时监测电网中惯量的变化，而且还可以实时展示系统惯量在英国电网各个区域的分布，满足ESO应对新型电力系统频率管理的需求。

2.2 常规方案

根据式 （2），ESO解决低系统惯量引发的频率风险问题的方案有2部分：减小电力不平衡量和增加系统惯量。

1） 减小电力不平衡量。目前ESO运行执行“单一最大发电源脱网时维持系统安全”的标准，即当最大单一发电源脱网断电以后，ESO有义务维持系统的稳定性和完整性。当ESO根据式 （2） 评估最大可能的RoCoF时，电力不平衡量采用的是最大单一发电源的出力值。因此最大发电源的出力是ESO决策所需事故频率响应和事故备用容量时的主要考量因素。ESO通过其“平衡机制”减小最大发电源的出力来降低最大可能的电力不平衡量。

2） 增加系统惯量。减小电力不平衡量虽然可以作为缓解低系统惯量引发频率风险的一种手段，然而它并不能单独解决这一问题。随着最大发电源的出力降低至一定水平，最大的发电源出力将由多个发电源决定，ESO需要同时降低多个发电源出力来降低最大发电源出力，该方法的经济性将受到严重挑战。为了弥补这一不足，ESO通过“平衡机制”，调度传统电源并网发电，以增加系统惯量。尽管这一调度行为能够在一定程度上提升系统的频率稳定性，但其经济成本依然高昂。

图9展示了2019年1月至2021年11月期间， ESO为了限制RoCoF而采取的措施及其对应的电能量调节量[30]。蓝色部分代表ESO为了减小最大发电源的出力而减少的发电量。英国的最大发电源一般是处于进口状态的英国和欧洲大陆之间的高压直流，它们具有较强的灵活性且调节成本较低。因此ESO主要通过降低高压直流的进口电力来限制RoCoF。红色部分代表ESO为了增加系统惯量，启动传统电源而增加的发电量。由于这种调度手段的经济成本较高，ESO仅在系统惯量极低，无法满足最低要求时才采用此手段。

图9 ESO为了限制RoCoF而采取的措施及其应的调节量
Fig. 9 Measures and adjustment taken by ESO to restrain RoCoF

2.3 市场化采购惯量服务

随着新能源逐步取代传统电源，英国电网的系统惯量逐步下降，解决低系统惯量引发的频率风险问题的成本不断增高。2020年，ESO在RoCoF方面的管理成本是3.5亿英镑，其中通过“平衡机制”使传统同步发电源（主要是天然气发电厂）并网发电来增加系统惯量的成本占主要部分。

为了降低电力系统的运行成本，ESO从2019年开始运行“稳定路径探索项目”（Stability Pathfinder Project）来应对由于传统电源减少引起的系统稳定性风险，如市场采购系统惯量、短路容量等稳定性辅助服务产品。

迄今为止，“稳定路径探索项目”已成功完成3期，如表1所示。一期于2019年完成，结果是批准了总值为3.28亿英镑的五个标的。这些中标者将提供惯量服务，但不提供电力[31]。这种市场化采购惯量服务的方案在当时被誉为世界首创。鉴于苏格兰新能源的比例极高，存在高系统运行风险，二期专注于苏格兰地区。同时，ESO扩大了采购服务品种，除了惯量服务外，还采购了短路容量服务。三期则专注于英格兰和威尔士地区，采购了未来10 a需要的惯量服务和短路容量服务。惯量服务提供商使用的技术主要是构网型变流器和同步调相机。“稳定路径探索项目”是ESO利用市场化手段采购系统稳定性服务的一次重要尝试。其长期目标在于建立健全的稳定性服务市场，通过市场化手段优化资源配置，提升电力系统的整体稳定性。

表1 “稳定性探路者项目”一、二、三期的主要内容
Table 1 Main content of Stability Pathfinder Project

为了有效支撑“稳定路径探索项目”的顺利实施，ESO构建了一套全面的构网型设施的技术要求体系。该体系系统地涵盖了构网型设施在频率支撑、电压支撑、短路电流控制、震荡阻尼以及暂态过电压抑制等方面的具体参数和技术规范，为市场化采购稳定性服务提供了标准基础[32]。

此外，该技术要求体系还详细规定了构网型设施在响应调度指令、数据监测与通信以及并网阶段向ESO提交数据和模型等方面的操作要求，确保了构网型设施在电力系统中的高效协同运行。在采购惯量服务的过程中，ESO采用了式（4）的计算方法，对构网型逆变器设施所提供的惯量水平进行量化评估，为构网型逆变器设施参与惯量服务市场化交易提供了必要条件。

式中：Srating是构网型变流器的额定容量；ΔP是当ROCOF为1 Hz/s时构网型变流器惯量响应所提供的有功变化；f0是系统的额定功率[32]。

2.4 完善防孤岛运行保护规范

针对大量分布式电源脱网造成的频率事故风险和高运行成本，ESO经过深入研究和探索，最终提出了完善分布式电源防孤岛运行保护的类型和定值的解决方案。这一方案具体包括：将RoCoF保护的整定值从最低的0.125 Hz/s改为1 Hz/s，并禁止使用VS保护。

对于增量部分，即2018年2月起并网的分布式电源，ESO牵头修改了英国配电网法则。新规定明确要求这些新增的分布式电源禁用VS保护，并将RoCoF保护的整定值调整至1 Hz/s，同时设置500 ms的延迟时间。

对于存量部分，即2018年2月前已经并网的分布式电源，ESO于2019年启动了“更改防孤岛保护”的项目。该项目通过提供资金激励存量的分布式电源更换原有的VS保护、将RoCoF保护的整定值调整至1 Hz/s，并设置相同的500 ms延迟时间[33]。

随着上述工作的逐步实施，由防孤岛保护装置误动引发的分布式电源脱网事件逐渐减少。这不仅降低了因分布式电源脱网引发的系统风险，同时也显著减少了ESO在频率管理方面的运行成本。

2.5 开发新型频率响应产品

鉴于传统的一、二次频率响应管理方案不适用于低系统惯量下的新型电力系统的运行需求，ESO一直探索开发新型频率响应产品，并且不断地更新迭代。目前已经形成了最新的频率响应服务产品体系，包括动态抑制（dynamic containment，DC）、动态调节（dynamic moderation，DM）和动态调整（dynamic regulation，DR）[34]。这3项产品将共同作用于控制系统频率，确保其维持在规定的运行范围内。

DM服务主要面向事故前稳定状态下频率和功率的快速波动，服务提供商需要在1 s内完成要求的功率值调整。DR服务主要在事故前稳定状态下提供较慢的频率响应，服务提供商只需要在10 s内完成要求的功率值调整。DC服务主要提供事故后的频率响应，服务提供商需要在1 s内完成要求的功率值调整。这3项产品的调频功能示意图如图10所示。

图10 频率响应产品调频示意图
Fig. 10 Frequency modulation of frequency response product

图10中纵轴代表服务提供商与ESO签约参与频率响应的机组额定功率百分比，横轴代表频率。DM和DR属于稳态调频产品，当系统频率达到稳态边界49.8 Hz和50.2 Hz时，它们应该提供100%的响应。DC属于事故后的频率响应，在系统频率突破稳态边界49.8 Hz和50.2 Hz后发挥其功率调节功能；当系统频率达到法定范围边界49.5 Hz和50.5 Hz时，DC应该实现100%的响应。

目前ESO通过每日竞价机制采购第2天的DM、DR和DC服务需求。其中，DC的最大需求量为±1400 MW，而DM和DR的最大需求量均为±300 MW。表2详细列出了这3项频率响应产品的关键参数，为电力市场参与者提供了清晰的参考依据。

表2 频率响应产品参数
Table 2 Parameters of frequency response products

3 对中国电网建设的启示

3.1 完善频率管理体系

目前ESO已经构建了“未来情景预测-运行风险评估-辅助服务产品开发”这一成熟工作机制来应对新型电力系统建设中遇到的运行风险，并有效地满足了未来频率管理、电压管理、稳定性管理的需求。

1） 未来情景预测方面，ESO通过系统地收集能源行业主要领域和节点的数据信息，并结合其丰富的历史数据库资源，预测英国未来30 a在能源需求和供给方面的变化趋势。这一预测工作涵盖了未来电力系统发电和负荷的容量、类型、位置等关键参数信息，其成果每年以《未来能源情景 （Future Energy Scenario）》报告的形式对外发表[2]。这份报告为ESO开展电网建设规划、运行方式计划等核心工作提供了坚实的数据支撑和理论基础。

2） 运行风险评估方面，ESO基于《未来能源情景》的预测结果，从频率、电压、稳定性等多个维度对未来电力系统的运行状态进行深入的风险评估，并量化未来系统运行的新需求。相关分析结果会不定期以《系统运行架构 （System Operability Framework）》系列报告的形式对外发布，为电力系统的稳定运行提供了重要的决策依据[28]。

3） 辅助服务产品开发方面，ESO紧密依托《系统运行架构》报告中揭示的系统运行需求和市场运行现状，针对性地开发新型辅助服务产品，并全面评估这些产品对系统运行成本的影响。这一工作的成果最终体现在《市场路线图（Markets Roadmap）》报告中，为电力市场的健康发展提供了有力的产品支撑和策略指导[30]。

随着中国经济的持续快速发展，中国的电力系统正处在一个快速建设和发展的关键阶段。在这一过程中，负荷增长、电网基础设施建设等方面的多变因素对未来电力系统运行场景的准确预测构成了严峻的挑战。目前中国的电网规划建设主要以五年计划为主，但在新型电力系统建设的背景下，可考虑拓展更长时间尺度的情景预测和运行风险评估工作。通过提前布局应对方案，构建完善的长时间尺度风险闭环管理体系，可以有效提升电力系统的风险应对能力。

3.2 开展系统惯量需求研究

在系统频率管理中，系统惯量水平扮演着至关重要的角色。鉴于ESO频率管理中系统惯量的重要影响，有必要结合中国电力系统的特征和演变趋势深入开展系统惯量的相关研究。

首先，应聚焦于研究新型电力系统惯量水平的评估方法。这包括对传统电源物理惯量的精确评估，对负荷惯量的深入分析，以及对新能源、储能、柔性直流等新型电力系统装置等效惯量的全面考量。通过构建科学、系统的评估方法和体系，旨在提升系统惯量水平评估的准确性。

其次，需深入分析和研究中国新型电力系统建设不同阶段中各交流电网系统惯量的最低需求、RoCoF（频率变化率）的最高限制等关键参数信息。这些参数是确保电力系统安全稳定运行的重要依据，对其深入研究将有助于我们更精准地把握未来新型电力系统在频率管理方面的新需求，为电力系统的规划、设计和运行提供有力支撑。

最后，应关注惯量空间不平均分布对中国电力系统稳定性的影响。惯量的空间分布直接关系到电网各区域的动态特性和运行稳定性。因此，需要基于实际需求，提前合理规划惯量来源的空间分布，确保在电网发生故障或扰动时，能够迅速、有效地进行频率响应，维持电力系统的稳定运行。

3.3 市场化采购辅助服务产品

英国电力系统运行市场化程度高，目前已经形成种类齐全、机制健全的电力系统运行辅助服务市场。随着新能源的大量并网接入，电力系统潮流波动会变得更加频繁和剧烈，电力系统的运行对辅助服务的需求将会增加，并且需要新的辅助服务产品来满足新型电力系统运行的新需求。目前ESO正在为满足零碳运行需求进行辅助服务市场的进一步建设，包括开发新的辅助服务产品，建设客户友好型交易平台，降低市场进入门槛等[30]。

ESO在开发新型频率响应服务产品的过程中，注重与市场参与者的沟通互动，根据意见反馈进行产品的快速更新迭代，逐步完善服务产品的技术要求和采购机制。在稳定性产品服务开发方面，ESO开展“路径探索项目”来试运行市场化采购方案，为后续建设正式的稳定性服务市场打下坚实的理论基础和积累充足的实践经验。

中国在辅助服务市场建设中可借鉴英国的市场建设路径，增强与市场参与者的沟通互动，根据意见反馈不断完善市场机制、产品服务设计等，以更好地适应中国电力市场的特性和需求。

另外，目前中国辅助服务市场主要考虑省内市场和区域（省间）市场两个层面。在此基础上，针对地方电网的特殊性，可以探索开发地方辅助服务市场。这一市场应紧密结合地方电网的运行需求，设计相应的运行管理机制和数字化平台。通过市场手段，可以有效解决地方电网面临的阻塞、电压越线等区域性问题，提升地方电网的运行效率和供电质量。

3.4 预防分布式电源大面积脱网风险

目前与中国分布式电源的防孤岛保护要求相关的标准包括以下4项。

1）国标《GB/T 19939—2005 光伏系统并网技术要求》中“6.3防孤岛效应”规定：“当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。应设置至少各一种主动和被动孤岛效应保护。主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏高、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等。被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。当电网失压时，防孤岛效应保护应在2 s内动作，将光伏系统与电网断开”。

2） 国标《GB/T 33593—2017 分布式电源并网技术要求》中“9.5 防孤岛保护”和行标《NB/T 32015—2013 分布式电源接入配电网技术规定》中“9.4 防孤岛保护”都规定：“分布式电源应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间不大于2 s，其防孤岛保护应与配电网侧线路重合闸和安全自动装置动作时间相配合”。

3） 行标《NB/T 33010—2014 分布式电源接入电网运行控制规范》中规定：“6.5 在非计划孤岛情况下，接入电网的分布式电源应在2 s内与电网断开”；“7.4变流器类型分布式电源应具备孤岛监测并与电网快速断开的能力；分布式电源的保护应与电网线路侧保护相配合”。

国标《GB/T 19939—2005 光伏系统并网技术要求》中允许使用VS保护和RoCoF保护；其他国标未明确规范防孤岛运行应使用的保护类型和具体设置参数。因此，当前中国分布式电源在实际应用中可以采用VS保护和RoCoF保护。但值得警惕的是，如果VS保护和RoCoF保护被大规模应用，如同英国电网早期的情况，随着新型电力系统的发展，系统惯量和强度持续降低，中国电网可能会面临由分布式电源大量脱网引发的频率事故风险。

借鉴英国电网的建设经验，建议中国尽早修编相关标准，对分布式电源防孤岛运行保护的设置进行规范，明确禁止使用VS保护，且避免RoCoF保护使用较低的整定值，如0.125 Hz/s。目前中国分布式电源的接入率相对较低，如果可以尽早采取所建议的措施，不仅可以避免由VS保护和RoCoF保护误判所引起的大量分布式电源脱网事故，还能有效减少后期更换保护装置和更改保护参数设置所产生的巨额经济成本和社会成本。

3.5 开发新型服务产品

目前英国惯量服务提供商使用的技术主要是构网型变流器和同步调相机。构网型变流器基于电力电子换流器的功率优化控制，使储能等新型资源具备快速出力调整的功能，提供类似惯量响应的功能。英国的构网型变流器设施主要基于电化学储能来提供系统惯量。

近年来，中国在构网型逆变器等惯量支撑技术方面开展了大量的研究并取得了很大突破[35-37]。中国电网中资源种类丰富，除了储能以外，还有其他基于换流器的发电源，如风电、光伏和高压直流等，这些资源也具备使用构网型变流器技术的潜力，为新型电力系统运行提供惯量支持。当前，中国正致力于构网型变流器技术标准的建设和完善工作。在此过程中，ESO所建立的构网型设施技术要求体系具有重要的参考价值。

英国总调ESO在频率响应服务产品方面进行了大量的探索，并且持续开展产品种类的更新和迭代。为了鼓励服务提供商参与市场，ESO采取精简产品种类、标准化技术要求、简化交易流程等措施，最终形成了DC、DM和DR服务体系。中国在调频辅助服务市场建设中，可借鉴英国的模式，充分考虑服务提供商的需求，通过简单化、标准化调频产品设计和市场规则，提高服务提供商参与市场的积极性。这将有助于增强市场竞争力，提高服务质量。

4 结语

本文深入研究了英国总调在新型电力系统建设过程中所面临的频率管理风险以及所采取的应对方案。本文通过对英国总调在频率管理领域的探索与实践的详细分析，揭示了其对中国新型电力系统建设中频率管理的借鉴价值。

对中国而言，借鉴英国的经验，应重点关注频率管理体系的完善、系统惯量需求的研究以及频率支撑技术的研发和应用。通过构建完善的长时间尺度风险闭环管理体系，可以有效提升电力系统的风险应对能力。同时，深入研究系统惯量需求，有助于优化电力系统的结构和运行方式，提高电力系统的稳定性和经济性。另外，加强频率支撑技术的研发和应用，也是提升中国新型电力系统频率管理水平的重要途径。此外，本文还强调了提前布局相关标准的重要性。通过修编和实施相关标准，可以有效避免分布式电源大面积脱网的风险，为电力系统的稳定运行提供有力保障。

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收稿日期：2024-01-17；修回日期：2024-04-07。

作者简介：

李云

李云 （1990），男，教授级高工，研究方向为电力系统运行与控制、电力市场。通信作者，E-mail：liyun@sz.csg.cn。

陈图南 （1993），男，博士，研究方向为电力系统运行与控制、电力市场，E-mail： chentunan@sz.csg.cn。

黄福全 （1977），男，教授级高工，研究方向为电力系统运行与控制、继电保护、自动化和网络安全，E-mail：huangfuquan@sz.csg.cn。