《GB-T 40595-2021并网电源一次调频技术规定及试验导则》专题研究报告

《GB/T40595-2021并网电源一次调频技术规定及试验导则》

专题研究报告目录双碳目标下电网频率安全新基石?专家视角解读一次调频标准的核心价值与时代使命频率响应“快准稳”如何落地?标准框架下一次调频关键技术参数的设定逻辑与实践新能源高渗透下的调频挑战?标准如何破解风电光伏一次调频能力不足的行业痛点跨省跨区电网协同调频怎么做?标准对互联电网一次调频协调机制的规范与指引标准落地遭遇哪些梗阻?企业执行中的常见问题与专家给出的优化解决方案覆盖全电源类型的技术标尺?深度剖析标准对不同并网电源的一次调频要求差异试验验证是质量关口?详解标准规定的一次调频试验方法

、

流程及合格判定准则储能技术成调频新势力?标准视角看储能参与一次调频的技术路径与发展机遇数字化转型赋能调频管理?标准下一次调频监测与评估体系的构建与应用趋势面向2035的调频技术演进?基于标准预判一次调频领域的技术突破与标准升级方双碳目标下电网频率安全新基石？专家视角解读一次调频标准的核心价值与时代使命标准出台的时代背景：双碳与电网变革的双重驱动1“双碳”目标推动新能源大规模并网，电网呈现“源网荷储”多元化特征，传统以火电为主的调频体系被打破，频率波动风险加剧。此前行业缺乏统一的一次调频技术规范，不同电源调频能力参差不齐，影响电网安全。GB/T40595-2021的出台，正是为解决这一痛点，构建适应新型电力系统的频率调节技术基础。2（二）核心价值：从技术规范到电网安全的“压舱石”该标准明确了并网电源一次调频的技术要求、试验方法等核心内容，填补了行业空白。其价值不仅在于统一技术标尺，更在于通过规范各电源调频行为，提升电网频率稳定性，保障电力系统可靠运行，为新能源高比例接入提供安全支撑，是新型电力系统建设的重要技术保障。12（三）时代使命：支撑新型电力系统建设的技术纲领在电力系统向清洁低碳转型的关键期，标准承担着引导电源侧技术升级的使命。它推动传统电源优化调频性能，倒逼新能源提升调节能力，促进储能等新型调节资源发展，助力构建“源网荷储”协同互动的调频体系，为实现双碳目标下的电力安全提供技术遵循。12、覆盖全电源类型的技术标尺？深度剖析标准对不同并网电源的一次调频要求差异火电：传统调频主力的性能升级要求标准明确火电一次调频的响应死区、响应时间、调节幅度等指标。要求火电机组频率偏差超过死区后，10秒内响应，30秒内达到最大调节幅度。针对不同容量机组细化参数，强调机组调门控制的灵活性，同时要求配备完善的调频逻辑，确保在不同工况下稳定发挥调频作用。12（二）水电：灵活调节优势的规范与强化水电因调节速度快，标准对其调频响应速度要求更严格，规定5秒内须响应，20秒内达最大调节量。考虑到水电受水头、流量影响大，标准明确不同运行工况下的参数修正方法，要求水轮机调速系统具备自适应能力，同时对机组调频后的稳定时间作出具体规定，避免频率波动。（三）新能源：从“被动适应”到“主动参与”的转型要求1这是标准的重点突破，要求风电、光伏电站具备一次调频能力。规定新能源电站需通过虚拟惯量控制、下垂控制等技术，模拟传统电源调频特性，响应死区与火电一致，响应时间不超过15秒。同时明确电站容量越大，调频调节幅度要求越高，推动新能源从“电量型”向“电量-调节型”转变。2储能与其他电源：新型调节资源的接入规范标准将储能纳入一次调频主体，要求储能系统响应时间不超过2秒，调节精度高于传统电源，充分发挥其快速响应优势。对燃气轮机、生物质能等电源，结合其技术特性设定差异化参数，燃气轮机参照火电但响应时间缩短，生物质能则强调燃料稳定性对调频的影响。12、频率响应“快准稳”如何落地？标准框架下一次调频关键技术参数的设定逻辑与实践响应死区：平衡调节精度与设备损耗的核心参数01标准将基本响应死区设定为±0.03Hz，特殊场景可放宽至±0.05Hz。设定逻辑基于电网频率允许波动范围与设备调节成本的平衡：死区过小易导致设备频繁调节，增加损耗；过大则无法及时抑制频率偏差。实践中，火电、水电按基本死区执行，新能源可通过集群控制优化死区设置。02（二）响应时间：基于电源特性的差异化管控标准按电源调节能力排序设定响应时间：储能＜水电＜火电＜新能源。这一逻辑源于各类电源的物理特性，如储能通过电力电子器件实现毫秒级响应，而新能源受功率预测精度影响需预留反应时间。实践中，电源需通过控制系统优化，如火电采用汽机阀门快开技术，确保达标。（三）调节幅度与持续时间：保障频率恢复的关键支撑1调节幅度与电源额定容量挂钩，火电、水电不低于额定容量的5%，新能源不低于3%，储能不低于10%。持续时间要求不低于30秒，确保为二次调频争取时间。设定逻辑基于电网典型故障下的频率缺额，实践中需结合电源运行状态动态调整，如新能源在满发时可通过减载预留调节空间。2恢复特性：避免频率反调的重要保障标准要求调频结束后，电源出力需平稳恢复至目标值，恢复时间控制在60-180秒，避免因出力骤升骤降引发频率反调。设定逻辑基于电网频率恢复的稳定性需求，实践中通过PID控制算法优化恢复曲线，火电重点控制煤量、汽压协调，新能源则通过功率预测指导恢复过程。12、试验验证是质量关口？详解标准规定的一次调频试验方法、流程及合格判定准则试验前准备：确保试验安全与数据有效01标准要求试验前完成电源调频逻辑核查、控制系统参数整定，配备精度不低于0.01Hz的频率测量设备与实时数据采集系统。需制定安全预案，明确试验边界条件，如电网频率稳定在50±0.02Hz，电源出力维持在额定容量的30%-70%，避免试验影响电网安全。02（二）核心试验方法：静态与动态试验结合01静态试验通过模拟频率偏差，测试电源调频参数准确性；动态试验则模拟电网实际频率波动，检验调频响应的实时性。标准推荐采用“频率阶跃扰动法”，分±0.05Hz、±0.1Hz等不同扰动等级，全面测试电源在轻、重扰动下的表现，同时要求记录响应时间、调节幅度等关键数据。02（三）试验流程规范：从方案审批到报告编制流程包括试验方案编制与审批、现场准备、试验实施、数据整理分析、报告编制。标准明确每个环节的责任主体，要求试验方案需经电网企业与发电企业共同审核，试验过程需有第三方见证，数据需连续记录且完整率不低于95%，确保试验结果的公正性与权威性。合格判定准则：量化指标与综合评估结合01判定分单项指标与综合性能两类：单项指标如响应时间、调节幅度需100%符合标准要求；综合性能则评估调频过程的稳定性、无反调现象等。若单项指标不合格，允许整改后重新试验，累计试验次数不超过3次，仍不合格则电源不得并网运行，强化试验的刚性约束。02、新能源高渗透下的调频挑战？标准如何破解风电光伏一次调频能力不足的行业痛点（五）

行业痛点：

新能源调频的三大核心难题风电

、

光伏因具有波动性

、

间歇性，

传统上缺乏惯量与调频能力，

存在三大难题：

响应速度慢，

受功率电子器件控制延迟影响；

调节精度低，出力波动易导致调频超调；

惯量支撑弱，

无法像传统电源那样抑制频率突变，

这些问题随新能源渗透率提升愈发突出。（六）

标准破解路径一：

强制要求配备调频控制技术标准明确新能源电站必须配置虚拟惯量控制

、

下垂控制功能，

通过控制算法模拟传统电源的惯量特性与调频特性

。

要求虚拟惯量系数不低于0.5s，

下垂系数按

电网要求设定，

确保电站能快速响应频率偏差，同时规定控制软件需通过兼容性测试，

避免与电网控制系统冲突。（七）

标准破解路径二：

细化调频参数与考核机制针对新能源特性，

标准将其响应时间放宽至15秒，

但要求调节精度更高，

超调量不超过10%

。

建立“基础调频能力+考核激励”机制，

对达标电站给予并网优先

权

，

未达标则限制出力

。

同时要求电站配备功率预测系统，

提前预留5%-10%的调节容量，

保障调频可用性。（八）

标准破解路径三

：推动新能源集群化调频考虑到单座新能源电站调节能力有限，

标准鼓励采用集群控制模式，

将区域内多个电站整合为“虚拟电厂”

，

统一参与一次调频

。规定集群需设置集中控制中心，实现调频指令的快速分发与协调控制，

集群整体调节幅度不低于区域新能源总容量的3%，

提升调频效率。、储能技术成调频新势力？标准视角看储能参与一次调频的技术路径与发展机遇储能的调频优势：标准为何将其列为核心调节资源储能具有响应速度快（毫秒级）、调节精度高、充放灵活等优势，完美契合一次调频“快准稳”需求。标准将储能与传统电源并列，甚至提出更严格的技术要求，正是看中其潜力。储能可快速平抑新能源波动，补充传统电源调频缺口，是新型电力系统中调频资源的重要组成部分。（二）技术路径：不同储能类型的调频应用规范01标准针对电化学储能、抽水蓄能、飞轮储能等类型细化要求：电化学储能响应时间≤2秒，充放效率≥85%；抽水蓄能参照水电但调节速度加快；飞轮储能则强调其短时大功率调节优势，用于应对突发频率扰动。要求储能系统具备SOC（荷电状态）管理功能，避免过充过放。02（三）并网接口要求：确保储能与电网的协同运行01标准明确储能并网接口需支持四象限运行，具备快速功率控制能力，接口保护装置需与电网保护协调配合。要求储能系统能接收电网调频指令，并在100ms内响应，同时具备频率、电压等参数的自主监测能力，当电网故障时能快速脱网，保障电网安全。02发展机遇：标准推动下的储能调频商业化前景01标准的实施为储能调频提供了政策依据与技术规范，推动其从示范走向规模化应用。随着电力市场改革深入，储能调频可通过辅助服务市场获得收益，如广东、山西等地已开展储能调频交易试点。标准明确的技术参数为储能项目设计、建设提供指导，加速储能调频产业发展。02、跨省跨区电网协同调频怎么做？标准对互联电网一次调频协调机制的规范与指引跨省跨区电网互联后，某一区域的频率扰动会快速传导至其他区域，传统“各自为战”的调频模式易导致调节冲突，出现“过度调频”或“调节不足”。如西部新能源基地功率波动，会通过特高压线路影响东部电网频率，亟需建立协同调频机制。互联电网调频痛点：区域间频率波动的传导难题010201（二）协同机制核心：建立统一的调频指令下发体系标准提出构建“区域协调、分级控制”的协同机制，由上级电网调度中心统一计算调频需求，向各区域下发调频指令。明确指令优先级，区域内调频资源优先响应本区域需求，剩余能力参与跨区域协同。要求建立调频信息共享平台，实现各区域频率、出力数据实时互通。（三）区域责任划分：基于电网结构的调频分工标准按区域电网功能划分责任：电源集中区（如西北）重点提升新能源调频能力，抑制功率波动源头；负荷中心区（如华东）强化火电、储能调频储备，快速响应负荷变化；联络线所在区域则需控制调频力度，避免联络线功率大幅波动，保障互联电网稳定。技术保障：通信与控制技术的支撑要求1标准要求跨省跨区电网的调频通信网络延迟不超过50ms，采用双链路冗余设计，确保指令传输可靠。控制方面，推广“广域测量系统（WAMS）+实时控制”技术，实现对全网频率的精准监测与协同控制，同时要求各区域电源具备接收远程调频指令的能力，确保指令有效执行。2、数字化转型赋能调频管理？标准下一次调频监测与评估体系的构建与应用趋势传统监测短板：数据分散与评估滞后的问题01此前一次调频监测多依赖单厂站数据，存在数据分散、缺乏统一分析平台的问题，导致电网调度中心无法实时掌握全网调频资源状态，评估工作需事后人工整理数据，滞后性强，难以适应新型电力系统下的动态调频需求。02（二）标准要求的监测体系：全维度数据采集与实时监控01标准规定监测体系需采集电源侧（响应时间、调节幅度等）、电网侧（频率、联络线功率等）、环境侧（风速、光照等）三类数据，采集频率不低于10Hz。要求建立省级及以上调频监测平台，实现数据集中存储、实时展示，对异常调频行为自动告警，提升管理效率。02（三）评估体系构建：量化指标与综合评级结合评估体系包括单项指标评分与综合评级，单项指标按达标率计分，综合评级分为A、B、C、D四级。标准明确评估周期为每月一次，评估结果与电源并网权限、辅助服务收益挂钩。对A级电源给予奖励，D级电源限期整改，强化评估的激励约束作用。应用趋势：数字化技术推动调频智能化标准推动下，监测与评估体系正向智能化发展。通过大数据分析挖掘调频规律，为参数优化提供依据；利用AI算法预测调频需求，实现主动调频；结合数字孪生技术，模拟不同场景下的调频效果，提前制定应对策略，推动一次调频从“被动响应”向“主动预测”转型。、标准落地遭遇哪些梗阻？企业执行中的常见问题与专家给出的优化解决方案执行梗阻一：新能源企业技术改造成本高压力大01众多存量新能源电站缺乏调频控制设备，改造需投入大量资金，中小企业难以承受。专家建议：一是建立政府补贴与市场激励结合的机制，对改造项目给予补贴；二是推广“共享调频”模式，由第三方投资建设调频装置，电站按收益分成，降低企业初期投入。02（二）执行梗阻二：试验设备与技术人才短缺一次调频试验需高精度设备，且操作复杂，多数企业缺乏专业人才。解决方案：电网企业牵头建立区域共享试验平台，提供设备与技术支持；高校与企业合作开展定向培养，开设调频技术相关课程；行业协会组织技能培训，提升现有人员专业水平。（三）执行梗阻三：不同区域标准执行尺度不一部分区域因电网结构差异，对标准参数进行灵活调整，导致企业执行困惑。专家建议：国家能源局出台标准实施细则，明确参数调整的范围与流程；建立区域间协调机制，共享执行经验；利用信息化平台公示各区域执行标准，确保透明度与一致性。执行梗阻四：调频收益机制不完善影响积极性当前调频收益无法覆盖企业投入成本，导致积极性不足。解决方案：完善辅助服务市场机制，提高调频服务价格；建立“调频容量补偿+效果奖励”的收益模式，