此次试验结合国调中心开展灵绍直流年检后送受端安控带电传动试验同步举行。12时14分46秒，随着试验总指挥一声令下，灵绍直流功率速降200万千瓦，华东侧同步停运宜兴、溧阳、响水涧、绩溪等抽蓄电厂各一台发电机组，功率失却总计300万千瓦，系统频率最低降至49.897赫兹。试验过程中，参与试验的风电、光伏、储能、风储联合、火储联合机组等新能源与网内常规电源陆续触发一次调频动作，试验抽蓄电站就地低频切泵功能正确动作，有效检验了试点新能源场站一次调频性能和网内抽蓄电站的频控系统就地低频切泵功能。电网实际最低频率与试验方案中的仿真结果相比，仅偏差0.01赫兹，也充分反映了近年来华东分部在电网频率仿真精度方面取得的长足进步。
当天，华东分部还同步开展了华东可调负荷资源跨省互济实践。随着以新能源为主体的新型电力系统构建政策的深入推进，越来越多的新型储能、虚拟电厂等聚合调节负荷资源不断参与并逐步成为电网调节的主要提供者。同时，随着长三角一体化的推进以及区域侧市场的建立，电动汽车等低压源荷侧负荷资源也将逐渐成为市场的参与主体。作为试水可调节负荷跨省互济的先行者，在新型电力系统建设过程中，华东可调节负荷资源池将发挥不可或缺的重要作用。
华东电网是大受端电网，也是新能源消纳的主战场。“十四五”期间，预计华东电网新增装机1.6亿千瓦，其中风电、光伏装机近1亿千瓦，核电1018万千瓦，抽蓄1053万千瓦，气电1044万千瓦，能源结构清洁化趋势明显。当前，华东网内新能源机组不参与调频，随着新能源持续大规模接入，电网频率调节能力下降，急需拓展以新能源为代表的可灵活控制的调节手段，丰富电网事故后的紧急控制能力。
“华东区域内丰富的抽蓄资源是调节电网频率的一大法宝。目前华东电网已有抽蓄装机约1000万千瓦，加上‘十四五’的新建机组，相当于未来可以有2000万千瓦以上的负荷侧控制能力。” 华东分部调度控制中心系统运行处处长缪源诚介绍道，2016年华东电网频率紧急协调控制系统建设完成之初，就包含了抽蓄电站协控装置就地低频切泵功能，为后续新能源大规模接入后的电网频率紧急控制提前做好了准备。
“从2019年起，华东分部将频率防控体系延伸至分布式新能源层面，将大直流运行集中式风险设防转向集中式、分散式风险全方位防控。我们通过前期走访调研和一些基础性工作了解到，大多数新能源场站当前的技术水平是具备参与一次调频能力的，只是没有统一的标准一直难以实施。”缪源诚告诉记者，“2020年7月启用的新版《稳定导则》，明确了新能源场站网源协调方面的规范和要求，给电网和新能源场站共同推进新型电力系统建设指明了方向。”华东分部将“新能源主动支撑能力建设”作为新的重点工作方向，组织网内省市调，联合网内新能源场站和科研单位，开展了多类型新能源的一次调频能力建设。
下阶段，国网华东分部将深入分析此次试验成果，比较风电、光伏、储能、风储联合、火储联合等不同形式新能源的一次调频能力特点，研究制定适用于华东电网的新能源参与系统调频标准，为公司构建以新能源为主体的新型电力系统贡献华东智慧。
