考慮RoCoF約束的新能源電力系統(tǒng)慣量分區(qū)配置方法

摘 要：分析了大規(guī)模新能源電力系統(tǒng)按分區(qū)配置慣量的必要性，并對此給出電壓源型換流器采用功率同步控制以配置虛擬慣量的建議。據(jù)此，提出一種考慮頻率變化率約束的慣量分區(qū)配置方法。該方法先將待研究系統(tǒng)按頻率響應(yīng)特性的一致程度進(jìn)行分區(qū)，然后結(jié)合分區(qū)內(nèi)部擾動、分區(qū)間聯(lián)絡(luò)線上功率變化和負(fù)荷電壓響應(yīng)等因素計(jì)算擾動情況下各分區(qū)的最大不平衡功率，從而以分區(qū)為單位得到慣量需求并進(jìn)行配置。最后，基于華東電網(wǎng)規(guī)劃算例，說明了蘇北沿海電網(wǎng)等分區(qū)的慣量配置需求，并驗(yàn)證所提慣量分區(qū)配置方法的有效性。

關(guān)鍵詞：電力系統(tǒng)；頻率穩(wěn)定性；可再生能源；頻率變化率；慣性時間常數(shù)

中圖分類號：TM712" " " " " " " " " " "文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0 引 言

風(fēng)電等新能源發(fā)電設(shè)備多采用電力電子裝置并網(wǎng)，普遍具有“零慣量”的特征［1］?，F(xiàn)階段，具有慣量的同步機(jī)電源仍在中國電力系統(tǒng)中占主導(dǎo)地位，系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性問題還未顯露出來。但為貫徹落實(shí)“雙碳”國家戰(zhàn)略，中國新能源滲透率仍將逐年提高，可能導(dǎo)致電力系統(tǒng)慣量水平不斷降低，進(jìn)而威脅系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性［2］。同時，隨著特高壓直流輸電成為跨區(qū)域輸電的主要方式，跨區(qū)域慣量支撐及功率響應(yīng)基本已被阻斷，進(jìn)一步惡化了擾動后系統(tǒng)的頻率響應(yīng)特性［3］。

在慣量水平降低后，電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性惡化的一個重要表現(xiàn)是擾動后的頻率變化率（rate of change of frequency，RoCoF）增大。首先，較大的RoCoF可能會使同步發(fā)電機(jī)出現(xiàn)滑極現(xiàn)象，甚至造成其內(nèi)部結(jié)構(gòu)損壞［4］。其次，較大的RoCoF可能會導(dǎo)致分布式電源脫網(wǎng)，從而加大電源不足和頻率降低的程度。例如，在2019年8月9日的英國電網(wǎng)大停電事件中，RoCoF過大直接導(dǎo)致約350 MW的分布式電源脫網(wǎng)［5-6］。此外，RoCoF很大時，系統(tǒng)頻率可能在調(diào)速器充分動作前就已崩潰［7］。綜上，在新型電力系統(tǒng)中，如何限制擾動下的RoCoF是一個關(guān)鍵問題。

系統(tǒng)慣量是決定擾動后RoCoF大小的最關(guān)鍵因素。如果系統(tǒng)有足夠的慣量，就可以限制擾動后的RoCoF，從而確保擾動后RoCoF不超過分布式電源的防孤島保護(hù)整定值，同時防止設(shè)備因RoCoF過大而損壞。事實(shí)上，一些國家的電網(wǎng)已提出并應(yīng)用了考慮RoCoF約束的慣量評估方法［8］。然而，中國電網(wǎng)部門在目前的規(guī)劃和運(yùn)行中較少關(guān)注RoCoF問題，也缺少相應(yīng)的規(guī)定或標(biāo)準(zhǔn)。因此，隨著中國電力系統(tǒng)中新能源占比不斷提高，有必要在考慮RoCoF約束的前提下開展系統(tǒng)慣量相關(guān)研究［9］。

新能源電力系統(tǒng)的慣量及頻率特性研究是行業(yè)的焦點(diǎn)問題之一。目前，在新能源電力系統(tǒng)慣量及頻率響應(yīng)特性［10-13］、新能源設(shè)備慣量評估方法［14-16］、電力系統(tǒng)慣量在線評估方法［17-18］和新能源設(shè)備的頻率響應(yīng)優(yōu)化控制［19-22］等方面的研究都已取得豐富的成果。在結(jié)合RoCoF開展慣量研究方面，也有學(xué)者基于RoCoF約束研究出系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型、慣量評估方法和臨界慣量計(jì)算方法等成果［23-25］。然而，其中的很多研究忽略或簡化了電力系統(tǒng)慣量的空間分布，故在中國大規(guī)模電力系統(tǒng)中的適用性不強(qiáng)。而考慮慣量空間分布特征的研究則主要針對在線測量評估技術(shù)［26-27］，未考慮結(jié)合評估結(jié)果配置慣量或指導(dǎo)新能源相關(guān)控制器設(shè)計(jì)。

針對上述問題，本文認(rèn)為在大規(guī)模新能源電力系統(tǒng)中應(yīng)該按分區(qū)配置慣量，以便解決慣量分布不均背景下部分區(qū)域RoCoF過大的問題。同時，由于慣量不足的分區(qū)往往也是新能源集中接入的分區(qū)，令電壓源型換流器采用功率同步控制將是一種高效且普適的慣量配置手段。據(jù)此，本文基于頻率響應(yīng)特性進(jìn)行系統(tǒng)分區(qū)，并提出一種考慮RoCoF約束的慣量分區(qū)配置方法，主要利用擾動情況下的最大不平衡功率計(jì)算各分區(qū)的慣量配置需求。針對華東電網(wǎng)的算例表明本文所提方法比單純按系統(tǒng)等效慣性時間常數(shù)配置慣量方法的效果更好，可以更高效地改善新能源接入背景下大規(guī)模電力系統(tǒng)的頻率響應(yīng)特性。

1 電力系統(tǒng)慣量按分區(qū)配置的必要性

1.1 電力系統(tǒng)慣量與RoCoF約束

電力系統(tǒng)的慣性表現(xiàn)為其對擾動引起的頻率變化具有抵抗能力，是系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的基礎(chǔ)［28］。系統(tǒng)慣量是對系統(tǒng)慣性的量化，常用“慣性時間常數(shù)”來衡量。在電力系統(tǒng)中，同步機(jī)具有自發(fā)且無延時的慣量響應(yīng)能力，其慣性時間常數(shù)在數(shù)值上等于同步轉(zhuǎn)速下的轉(zhuǎn)子動能以額定功率消耗時可持續(xù)的時間。異步機(jī)由于具有轉(zhuǎn)差作用，對外表現(xiàn)出的慣量具有時變特性，且在擾動發(fā)生瞬間很?。?9］。電壓源型換流器在特殊控制方式下（如功率同步控制）可提供虛擬慣量，且其慣性特征可看作對同步機(jī)轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程的模擬［30］。電流源型換流器也可提供虛擬慣量，但其實(shí)現(xiàn)方式是不斷根據(jù)反饋信號改變有功參考值，存在約100 ms的延時［31］。負(fù)荷的慣量響應(yīng)在本質(zhì)上也是功率響應(yīng)，其中電壓敏感型負(fù)荷消耗的有功會隨電壓變化而改變，因而從擾動發(fā)生瞬間起就提供了等效慣量；而非電壓敏感型負(fù)荷在擾動發(fā)生瞬間表現(xiàn)為零慣量，隨著頻率產(chǎn)生偏移才開始提供等效慣量［32］。

在擾動發(fā)生后較短時間內(nèi)，可近似認(rèn)為RoCoF只與系統(tǒng)慣量及不平衡功率有關(guān)［32］。由上述分析可知，在不考慮連鎖故障或繼發(fā)切除時，擾動發(fā)生后瞬間慣量最小、不平衡功率最大，相應(yīng)的RoCoF也最大；隨著時間持續(xù)，系統(tǒng)慣量將逐漸增大而不平衡功率將逐漸減小，RoCoF也將逐漸變小。因此，應(yīng)將擾動后瞬間RoCoF滿足約束作為系統(tǒng)慣量足夠的必要條件。

如果將慣量中心頻率［33］作為全系統(tǒng)的統(tǒng)一頻率并用于計(jì)算RoCoF，則可類比轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程得到系統(tǒng)中不平衡功率和RoCoF的關(guān)系，如式（1）所示。

1.2 慣量分布不均系統(tǒng)的RoCoF

根據(jù)慣量中心頻率計(jì)算的RoCoF可反映擾動后系統(tǒng)整體上的頻率變化趨勢［33］。然而，如果系統(tǒng)慣量在空間上分布不均勻，在擾動發(fā)生后，即使式（1）或式（4）的計(jì)算結(jié)果滿足約束，慣量薄弱區(qū)域的RoCoF也可能會超過限值，從而造成局部電能質(zhì)量嚴(yán)重下降并可能導(dǎo)致用電設(shè)備損壞或脫網(wǎng)。

以2025年夏季高峰方式的華東電網(wǎng)規(guī)劃數(shù)據(jù)為例，假設(shè)[t=0.5] s后錫泰直流因故障而雙極閉鎖，閉鎖期間華東電網(wǎng)的最大不平衡功率約為9278 MW，故障后個別機(jī)組頻率和慣量中心頻率的變化如圖1所示。

由圖1可知，故障后較短時間內(nèi)，個別機(jī)組如蘇南通G1機(jī)端頻率響應(yīng)與系統(tǒng)慣量中心處頻率響應(yīng)差異較大。若以直流閉鎖后10 ms為采樣計(jì)算范圍，則系統(tǒng)慣量中心處RoCoF約為[-0.13] Hz/s，而蘇南通G1機(jī)端處RoCoF約為[-0.71] Hz/s。如果根據(jù)國際經(jīng)驗(yàn)采用RoCoF不超過±0.5 Hz/s的約束條件［34］，則在上述故障下華東電網(wǎng)作為整體滿足約束，但部分機(jī)組和部分區(qū)域不滿足。造成此現(xiàn)象的原因主要有兩點(diǎn)：一是系統(tǒng)規(guī)模較大，不同機(jī)組與擾動所在地的電氣距離差異較大；二是系統(tǒng)中慣量分布不均勻，例如當(dāng)蘇南通G1所屬的蘇北沿海區(qū)域電網(wǎng)（對應(yīng)4.1節(jié)圖6中分區(qū)③）內(nèi)大量新能源并網(wǎng)用的換流器均為零慣量控制時，該區(qū)域電網(wǎng)按式（2）方法計(jì)算的等效慣量為2.422 s，遠(yuǎn)低于華東全網(wǎng)按式（2）計(jì)算的等效慣量3.977 s。

因此，對于蘇北沿海區(qū)域電網(wǎng)這樣的新能源集中接入的區(qū)域電網(wǎng)，有必要為新能源設(shè)備配置慣量，即令新能源并網(wǎng)換流器采用含有虛擬慣量的控制方式。

2 換流器的功率同步控制原理

在“十四五”規(guī)劃和更遠(yuǎn)景規(guī)劃中，國家電網(wǎng)將以電壓源型換流器（voltage source converter， VSC）為主要并網(wǎng)媒介之一，進(jìn)一步提升新能源發(fā)電占比。因此，本文建議新能源集中接入分區(qū)的VSC采用功率同步控制方式，以提高分區(qū)慣量水平。該控制策略已廣受關(guān)注，本文引用文獻(xiàn)［30］的描述，VSC功率同步控制框圖如圖2所示。

與目前常用的基于直接電流控制的VSC雙環(huán)控制器相比，功率同步控制的主要差異在于外環(huán)控制器：

1）功率同步控制中使用功率同步環(huán)（power synchronization loop， PSL）提供同步信號，取代了直接電流控制中的鎖相環(huán)（phase locked loop， PLL）；

2）功率同步控制中內(nèi)環(huán)電流控制器的[d]軸電流指令值[i*vd]和[q]軸電流指令值[i*vq]均由外環(huán)的無功-電壓控制器給出，而直接電流控制中內(nèi)環(huán)指令值[i*vd]和[i*vq]分別來自于外環(huán)的有功類控制器和無功類控制器。

其中，功率同步環(huán)提供同步信號的原理是將VSC模擬成一個同步發(fā)電機(jī)，并將這個“發(fā)電機(jī)”的轉(zhuǎn)子角度輸出為VSC控制的相位基準(zhǔn)值。具體而言，功率同步環(huán)是將VSC的有功功率指令值[P*s]視作機(jī)械功率，將VSC實(shí)際輸出的有功功率[Ps]視作電磁功率，并根據(jù)需求設(shè)定虛擬的慣性時間常數(shù)[H]和阻尼系數(shù)[D]，從而模擬同步發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程，如式（5）所示。

式中：[ω]——虛擬轉(zhuǎn)子的實(shí)際轉(zhuǎn)速，標(biāo)幺值；[ω0]——虛擬轉(zhuǎn)子的額定轉(zhuǎn)速，標(biāo)幺值；[P*s、][Ps]——VSC輸出有功功率的指令值、實(shí)際值，兩者均取以VSC容量為基準(zhǔn)值的標(biāo)幺值；[θ]——電角度，rad。

此外，在VSC的有功類控制目標(biāo)不同時，功率同步環(huán)的控制框圖也有所不同：若目標(biāo)為定有功功率[P*s]，功率同步環(huán)的控制框圖如圖3a所示；若目標(biāo)為定直流電壓[U*dc]，功率同步環(huán)的控制框圖如圖3b所示。

3 系統(tǒng)分區(qū)與慣量配置方法

3.1 基于頻率響應(yīng)特性的系統(tǒng)分區(qū)方法

如前所述，擾動后的RoCoF滿足約束是電力系統(tǒng)慣量配置時必須滿足的條件。在較小規(guī)模的電力系統(tǒng)中，擾動前后各母線或機(jī)組的頻率都是較為一致的，這時慣量配置的目標(biāo)可以是令慣量中心RoCoF滿足約束。然而，在較大規(guī)模的電力系統(tǒng)中，頻率的空間分布特征使得不同區(qū)域的母線或機(jī)組的頻率響應(yīng)存在較大差異，這時就需要逐個判斷各母線或機(jī)組的頻率是否滿足約束，可能會造成過多測量和計(jì)算的困擾。

為此，本文將使用一種根據(jù)頻率響應(yīng)特性對系統(tǒng)進(jìn)行分區(qū)的方法，該分區(qū)方法可以保證同一分區(qū)內(nèi)的母線或機(jī)組的頻率響應(yīng)特性具有較高的相似度［26］。

具體而言，首先，為便于對較大規(guī)模系統(tǒng)進(jìn)行分析，同步發(fā)電機(jī)均采用二階經(jīng)典模型，忽略凸極效應(yīng)和勵磁繞組暫態(tài)過程［35］。這樣，系統(tǒng)中n臺發(fā)電機(jī)的電磁功率可表示為：

顯然，相對關(guān)聯(lián)增益矩陣中的元素[Rij]越大，發(fā)電機(jī)[i]和發(fā)電機(jī)[j]的頻率響應(yīng)關(guān)聯(lián)程度就越大，二者或二者端口處母線的頻率響應(yīng)特性就越接近。

因此，根據(jù)矩陣[R]中元素的大小，使用聚類分析方法就可以將系統(tǒng)中頻率響應(yīng)特性相似的機(jī)組及附近的母線劃分到相同分區(qū)中。

按上述方法進(jìn)行系統(tǒng)分區(qū)后，就可以評估每個區(qū)域的慣量需求并進(jìn)行慣量配置。如此計(jì)算和配置慣量的合理性可以分兩方面進(jìn)行說明：第一，在針對單個分區(qū)進(jìn)行分析時，由于同一分區(qū)內(nèi)不同母線的頻率響應(yīng)特性較為一致，無論是根據(jù)分區(qū)的慣量中心頻率進(jìn)行分析還是將分區(qū)等值為1臺機(jī)組后再分析，所得結(jié)果都能較為準(zhǔn)確地反映分區(qū)現(xiàn)階段的慣量需求。第二，在系統(tǒng)中網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)不發(fā)生變化時，[Gii、Gij]和[Bij]保持不變，式（6）～式（11）的計(jì)算結(jié)果也就不會有明顯變化，這意味著對已投運(yùn)的電源進(jìn)行慣量配置并不會對相同條件下分區(qū)的最小慣量需求造成明顯的影響。

3.2 考慮RoCoF約束的慣量分區(qū)配置方法

如前所述，在不考慮連鎖反應(yīng)或繼發(fā)切除時，擾動發(fā)生瞬間的RoCoF最大。而在擾動發(fā)生瞬間及之后較短時間內(nèi)（不超過100 ms），系統(tǒng)的頻率偏差很小，負(fù)荷的頻率響應(yīng)可以忽略，異步機(jī)和電流源型換流器的慣量響應(yīng)也尚不明顯。因此，若以擾動后RoCoF不超過某一限值為約束，則應(yīng)以擾動瞬間或擾動后很短時間內(nèi)的RoCoF為分析對象，且只需考慮同步機(jī)、電壓源型換流器提供的慣量和負(fù)荷電壓響應(yīng)的等效慣量。

考慮如圖4所示的含有[m]個互聯(lián)分區(qū)的等值電力系統(tǒng)，原始系統(tǒng)中的每個分區(qū)都被等值為1臺機(jī)組和1個母線。其中，等值機(jī)的容量為原始系統(tǒng)中相應(yīng)分區(qū)內(nèi)部同步機(jī)和電壓源型換流器的容量總和，而等效慣性時間常數(shù)根據(jù)式（2）求得；各等值母線之間的聯(lián)絡(luò)線則是對原始系統(tǒng)分區(qū)間聯(lián)絡(luò)線的真實(shí)反映，聯(lián)絡(luò)線參數(shù)和傳輸?shù)墓β逝c原始系統(tǒng)一致。

式中：[Hmin_ i]——分區(qū)[i]在滿足約束時需求的最小等效慣性時間常數(shù)，s；[ΔPeimax]——分區(qū)[i]可能承受的最大不平衡功率，可取其可能承受的最大電磁功率受擾量的絕對值，標(biāo)幺值；[μlim_ i]——分區(qū)[i]在穩(wěn)定運(yùn)行前提下可承受的RoCoF的上限，標(biāo)幺值，可根據(jù)分布式電源保護(hù)整定值和常規(guī)機(jī)組耐受能力給定。

在擾動后較短時間內(nèi)，由于一次調(diào)頻環(huán)節(jié)還未動作，分區(qū)間通過聯(lián)絡(luò)線的功率互濟(jì)屬于系統(tǒng)慣量的響應(yīng)范疇。因此，分區(qū)[i]的電磁功率受擾量由其內(nèi)部的原發(fā)功率擾動量及其對外聯(lián)絡(luò)線上的功率受擾量共同構(gòu)成，如式（13）所示。

式中：功率量均為以分區(qū)[i]等值機(jī)容量為基準(zhǔn)的標(biāo)幺值。[ΔPrgn_i]——分區(qū)[i]內(nèi)部的原發(fā)功率擾動量，在擾動造成發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子能量消耗時取正值，否則取負(fù)值；[Pij 0]和[Pij]——擾動前、擾動后分區(qū)[i]通過聯(lián)絡(luò)線向分區(qū)[j]輸送的有功功率，且均為分區(qū)[i]一側(cè)的測量值。

在實(shí)際電網(wǎng)中，同步機(jī)慣量通?？梢詮臄?shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制系統(tǒng)中獲取，而電壓源型換流器的虛擬慣量是作為控制參數(shù)的已知量，因此這兩類慣量較易獲??；同時，這兩類慣量通常只受系統(tǒng)結(jié)構(gòu)和設(shè)備運(yùn)行方式影響。與之不同的是，負(fù)荷電壓響應(yīng)的等效慣量本質(zhì)上是對電壓受擾量的功率響應(yīng)，在不同擾動下的差異可能很大。因此，在計(jì)算慣量需求時，可設(shè)法消除負(fù)荷電壓響應(yīng)等效慣量的影響，即將式（13）修正為：

此外需說明的是，計(jì)算時，分區(qū)的等效慣性時間常數(shù)均以分區(qū)內(nèi)發(fā)電機(jī)和電壓源型換流器的總?cè)萘繛橛?jì)算基準(zhǔn)，而設(shè)備的慣性時間常數(shù)通常以自身容量為計(jì)算基準(zhǔn)，因此在配置慣性時間常數(shù)時應(yīng)注意按恰當(dāng)?shù)娜萘空鬯恪?/p>

4 大規(guī)模海上風(fēng)電接入背景下華東電網(wǎng)的慣量配置

根據(jù)華東電網(wǎng)“十四五”規(guī)劃，2025年江蘇省的風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到約30000 MW。其中，海上風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模約17000 MW，且95%以上分布在蘇北沿海地區(qū)。而隨著風(fēng)電實(shí)際出力水平的提高，江蘇電網(wǎng)乃至整個華東電網(wǎng)的慣性水平可能會不斷降低。因此，對江蘇電網(wǎng)乃至華東電網(wǎng)進(jìn)行慣量分區(qū)評估及配置是十分有必要的；其中，對于海上風(fēng)電集中接入的蘇北沿海地區(qū)電網(wǎng)，如果分區(qū)慣量不足，則可以令風(fēng)電并網(wǎng)用的電壓源型換流器采用功率同步控制并按需設(shè)置虛擬慣量，以改善分區(qū)電網(wǎng)頻率響應(yīng)特性并保障供電質(zhì)量。

因此，本節(jié)將基于2025年夏季高峰方式的華東電網(wǎng)規(guī)劃數(shù)據(jù)開展研究，重點(diǎn)分析江蘇電網(wǎng)在大量風(fēng)電接入后的分區(qū)慣量需求和按需配置慣量的效果，以驗(yàn)證所提方法的有效性。

4.1 系統(tǒng)分區(qū)及驗(yàn)證

首先要對系統(tǒng)進(jìn)行分區(qū)。事實(shí)上，江蘇電網(wǎng)和另外4個省級電網(wǎng)通過交流聯(lián)系組成了華東電網(wǎng)，如圖5所示。預(yù)計(jì)2025年時，這些省級電網(wǎng)之間的直接聯(lián)系將較為薄弱（僅通過少數(shù)1000 kV/500 kV交流聯(lián)絡(luò)線相連）。因此，在重點(diǎn)分析江蘇電網(wǎng)時，其他4個省級電網(wǎng)可以各自被劃分為一個分區(qū)。而對于江蘇電網(wǎng)，則再根據(jù)機(jī)組和母線的頻率響應(yīng)特性

將其分為4個分區(qū)，如圖6所示。各分區(qū)等值機(jī)的容量[Srgn_i]和等效慣性時間常數(shù)[Hrgn_i]如表1所示。

假設(shè)[t=0.5] s后錫泰直流因故障而發(fā)生雙極閉鎖，各分區(qū)慣量中心及分區(qū)內(nèi)一些分散開的真實(shí)母線的頻率響應(yīng)特性如圖7所示。

根據(jù)圖7可看出，各分區(qū)內(nèi)真實(shí)母線和分區(qū)慣量中心的頻率響應(yīng)特性有較好的一致性，而不同分區(qū)之間的頻率響應(yīng)特性差異更為明顯，說明上述分區(qū)結(jié)果對于頻率響應(yīng)而言是較為合理的。

4.2 分區(qū)慣量配置需求及配置效果

在計(jì)算RoCoF約束下各分區(qū)的慣量配置需求時，主要考慮兩類擾動：一類是目標(biāo)分區(qū)內(nèi)部的較大擾動，包括大電源或大負(fù)荷的意外脫網(wǎng)以及嚴(yán)重短路故障；另一類是全系統(tǒng)中的較大擾動，主要包括直流因故障閉鎖和大電廠的意外脫網(wǎng)。據(jù)此，采用RoCoF不超過±0.5 Hz/s的約束條件，根據(jù)式（16）計(jì)算各分區(qū)最小等效慣性時間常數(shù)需求[Hmin_i]和考慮10%裕度時應(yīng)配置的等效慣性時間常數(shù)增量[ΔHneed_i]，結(jié)果如表2所示。

接下來以江蘇分區(qū)③為例進(jìn)行驗(yàn)證。根據(jù)圖6可看出，江蘇分區(qū)③對應(yīng)的地理區(qū)域主要是江蘇北部沿海地區(qū)，是江蘇省內(nèi)海上風(fēng)電的主要接入地。根據(jù)規(guī)劃數(shù)據(jù)，2025年江蘇北部沿海地區(qū)的風(fēng)電機(jī)組儲備量十分充足。因此，不妨假設(shè)江蘇分區(qū)③中的海上風(fēng)電功率均通過功率同步控制方式的電壓源型換流器并網(wǎng)，并為各換流器配置相等的虛擬慣性時間常數(shù)（分別以自身容量為計(jì)算基準(zhǔn)），直至滿足表2中的慣量配置需求。仍然假設(shè)錫泰直流在t=0.5 s后因故障而雙極閉鎖，則慣量配置后江蘇分區(qū)③的頻率響應(yīng)如圖8所示。

對比圖8和圖7c可看出，在按需為分區(qū)內(nèi)的電壓源型換流器配置虛擬慣量后，江蘇分區(qū)③可以滿足RoCoF約束。具體而言，隨著江蘇分區(qū)③的等效慣性時間常數(shù)從2.422 s增至3.573 s，擾動后分區(qū)慣量中心的最大RoCoF將從0.81 Hz/s減至0.46 Hz/s。

為了更好地說明慣量分區(qū)配置的意義，可作如下對比：在對應(yīng)于圖8的虛擬慣量配置后的情況下，江蘇分區(qū)③的等效慣性時間常數(shù)約為3.573 s，華東電網(wǎng)的等效慣性時間常數(shù)約為4.116 s。若不對華東電網(wǎng)進(jìn)行分區(qū)，而是等比例地增大系統(tǒng)中所有電源的慣性時間常數(shù)直至系統(tǒng)的等效慣性時間常數(shù)同樣增大到4.116 s，此時江蘇分區(qū)③的等效慣性時間常數(shù)增大到2.507 s。對比按這兩種方式配置慣量后華東電網(wǎng)整體和江蘇分區(qū)③在相同擾動下的頻率響應(yīng)，如圖9所示。

根據(jù)圖9可看出，本文所提慣量分區(qū)配置方法適用于滿足大規(guī)模電力系統(tǒng)的慣量需求。

4.3 分區(qū)慣量需求計(jì)算結(jié)果的魯棒性

在上述仿真分析過程中，測量環(huán)節(jié)是理想的。然而，實(shí)際工程中的測量環(huán)節(jié)卻可能受到信號時延和信號噪聲的影響。因此，下面將通過兩組魯棒性測試來進(jìn)一步驗(yàn)證所提分區(qū)慣量需求計(jì)算結(jié)果的有效性。

首先，驗(yàn)證分區(qū)慣量需求計(jì)算結(jié)果對信號時延的魯棒性。假設(shè)信號時延為100 ms，分別按式（16）和式（17）計(jì)算各分區(qū)最小等效慣量需求[Hmin_i]，結(jié)果如表3所示。對比表2與表3可看出，按式（17）計(jì)算對信號時延的魯棒性更好。此外，若以無信號時延的結(jié)果為基準(zhǔn)，則在信號時延為100 ms時，按式（16）計(jì)算結(jié)果的相對誤差最大為8.93%，按式（17）計(jì)算結(jié)果的相對誤差最大為3.23%。經(jīng)驗(yàn)證，按10%的裕度進(jìn)行配置后，各分區(qū)慣量均能滿足RoCoF約束。

然后，以江蘇分區(qū)③為例，驗(yàn)證分區(qū)慣量需求計(jì)算結(jié)果對信號噪聲的魯棒性。驗(yàn)證時，在各功率測量點(diǎn)處均引入一個有高斯分布特征的噪聲，噪聲的平均值為0，而標(biāo)準(zhǔn)差[σ]為20 MW。當(dāng)然，根據(jù)目前的技術(shù)，處理好的信號中不會有這樣大的噪聲或誤差。在（[-3σ，3σ]）的誤差區(qū)間內(nèi)取值并根據(jù)式（16）或式（17）計(jì)算[Hmin_i]，得到[Hmin_i]的主要統(tǒng)計(jì)學(xué)特征如表4所示。根據(jù)表2和表4可看出，根據(jù)式（17）計(jì)算時計(jì)算結(jié)果對信號噪聲的魯棒性更好。此外，經(jīng)驗(yàn)證，按10%的裕度進(jìn)行配置后，各分區(qū)慣量均能滿足RoCoF約束。

5 結(jié) 論

針對新能源電力系統(tǒng)局部RoCoF過大的問題，本文建議VSC采用功率同步控制方式，并提出一種考慮RoCoF約束的慣量分區(qū)配置方法。主要結(jié)論如下：

1）對于大規(guī)模電力系統(tǒng)，慣量空間分布不均是擾動后部分區(qū)域RoCoF過大的主要原因之一。而新能源集中接入的區(qū)域往往也是慣量不足的區(qū)域，存在慣量配置需求。

2）本文所提慣量分區(qū)配置方法通過將系統(tǒng)按頻率響應(yīng)特性一致程度進(jìn)行分區(qū)，減輕了慣量分布不均對慣量需求計(jì)算結(jié)果的影響；通過綜合考慮分區(qū)內(nèi)擾動、聯(lián)絡(luò)線功率變化和負(fù)荷電壓響應(yīng)等因素在不平衡功率中的作用，可以較為方便地計(jì)算分區(qū)慣量需求。

3）基于2025年夏季高峰方式規(guī)劃數(shù)據(jù)，計(jì)算了華東電網(wǎng)的慣量分區(qū)配置需求。結(jié)果表明，若以RoCoF不超過±0.5 Hz/s為約束，則江蘇分區(qū)②、江蘇分區(qū)③、上海分區(qū)和安徽分區(qū)都需要再配置一定的慣量。

4）其中，江蘇分區(qū)③對應(yīng)于有大量海上風(fēng)電接入的蘇北沿海地區(qū)，在新能源設(shè)備為“零慣量”控制時的等效慣性時間常數(shù)僅為2.422 s，擾動后的最大RoCoF可達(dá)0.81 Hz/s。若用本文所提分區(qū)配置方法將該分區(qū)的等效慣性時間常數(shù)增至3.573 s，其在擾動后的最大RoCoF降至0.46 Hz/s；而在華東全網(wǎng)均勻配置相同的慣量總量時，改善作用并不明顯。這些結(jié)果驗(yàn)證了本文所提慣量分區(qū)配置方法的有效性和高效性。

5）仿真結(jié)果表明，本文所提分區(qū)慣量需求計(jì)算及配置方法對信號時延和信號噪聲都有較好的魯棒性，且以差值方式計(jì)算時的魯棒性更佳。

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REGIONAL INERTIA CONFIGURATION METHOD OF RENEWABLE ENERGY POWER SYSTEM CONSIDERING RoCoF CONSTRAINT

Zhang Junli，Xu Zheng

Abstract：The necessity of configuring inertia regionally for large-scale renewable energy power system is analyzed. To achieve this goal， a suggestion is put forward， which says that the power synchronization control can be utilized to configure virtual inertia for voltage source converters. Based on these， a regional inertia configuration method considering a constraint on the rate of change of frequency （RoCoF） is proposed. In this method， firstly， the system to be studied is partitioned according to the consistency of frequency response.Then， the maximum unbalanced power of each region under disturbance is calculated by combining the internal disturbance in the region， the change of the power on transmission lines between different regions and the load response to the disturbed voltage. After that， the inertia demand could be obtained and the inertia configuration could be carried out regionally. Finally， in the case study of East China Power Grid， the inertia requirement of each region in the system is illustrated， and the effectiveness of the proposed regional inertia configuration method is verified.

Keywords：electric power systems； frequency stability； renewable energy； rate of change of frequency （RoCoF）； inertia time constant

收稿日期：2022-05-19

通信作者：徐 政（1962—），男，博士、教授、博士生導(dǎo)師，主要從事大規(guī)模交直流電力系統(tǒng)分析、直流輸電與柔性交流輸電、新能源并網(wǎng)、電力諧波與電能質(zhì)量等方面的研究。xuzheng007@zju.edu.cn