大规模海上风电经柔性直流输电（voltage source converter based HVDC,VSC-HVDC）并网替代了大量同步电源,削弱了受端电网的惯量水平与一次调频能力,降低了受端电网频率稳定性,对受端电网安全稳定运行造成威胁。对此,本文构建了海上风电经VSC-HVDC并网的数学模型与控制模型,针对受端电网分别为常规电网与低惯量电网两种场景,提出了相应的频率控制策略,具体内容如下:（1）建立了双馈风电机组（doubly fed induction generator,DFIG）的数学模型与转子侧换流器、网侧换流器以及桨距角的控制模型,分析了最大功率点跟踪模式下风电机组的出力特性。建立了VSC-HVDC的数学模型与换流站的矢量控制模型,研究了适用于海上风电并网的VSC-HVDC换流站控制方案,分析了换流站常规控制方案下对受端电网的频率支撑能力;构建了受端电网频率动态响应方程,研究了受端电网频率响应过程及三个频率指标,分析了影响受端电网频率稳定的因素。（2）针对受端电网为常规电网,提出了利用直流电容储能和海上风电备用模拟惯量与一次调频响应的电流源型控制策略。首先,将直流电容储能特性与同步机组转子储能特性进行类比,建立直流电容虚拟惯量控制方程以提高受端电网惯量水平;然后,推导了直流电压-频率方程,将频率信号引入DFIG机组功率控制模块,基于超速-变桨协调的功率备用控制,建立频率与DFIG机组附加功率关系式,实现海上风电一次调频与虚拟惯量控制;最后,在海上风电场经两端VSC-HVDC接入受端电网的系统中验证所提协调控制策略。结果表明:所提策略能够显著提升受端电网暂态、稳态频率响应能力,减小频率偏差。（3）针对受端电网为低惯量电网,提出一种柔性直流与海上风电协调配合的低惯量电网频率稳定综合控制策略。首先,将同步机组聚合为系统频率响应模型,构建换流站的虚拟系统频率响应（virtual system frequency response,VSFR）控制,并借助劳斯稳定判据分析下VSFR闭环控制的稳定性;然后,针对海上风电并网系统功率支援能力不足问题,设计适用多风速场景的DFIG机组附加桨距角与转速控制,通过调整DFIG机组出力对低惯量电网支援,提高海上风电并网系统功率互济能力,保障直流电网安全运行;最后,将所提控制策略在海上风电场经三端VSC-HVDC接入的低惯量电网中进行分析与验证,结果表明:所提控制方法的频率响应和功率支援能力强,可提高低惯量电网的频率稳定性。