電力系統(tǒng)慣量需求：概念、指標(biāo)及評估方法

文云峰，張武其，郭 威

（湖南大學(xué)電氣與信息工程學(xué)院，湖南省長沙市 410082）

0 引言

構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰·碳中和”戰(zhàn)略目標(biāo)的重要舉措。近年來，由于新能源發(fā)電比例和電力電子設(shè)備接入規(guī)模大幅提升，常規(guī)電源開機(jī)容量持續(xù)壓縮，致使國內(nèi)外許多電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動慣量水平顯著下降，電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)［1-2］。例如，澳大利亞和英國分別在2016 年9 月和2019 年8 月發(fā)生了大面積停電事故［3-4］，損失分別為1.83 GW 負(fù)荷和整個英國約5%的負(fù)荷，其原因之一在于事件發(fā)生時的澳大利亞南部電網(wǎng)和英國電網(wǎng)非同步電源占比很高且頻率支撐強(qiáng)度薄弱，系統(tǒng)在低慣量運(yùn)行方式下遭受大擾動，最終致使大量負(fù)荷損失。

常規(guī)控制方式下電力電子設(shè)備事故響應(yīng)能力和涉網(wǎng)性能差，電網(wǎng)大擾動后易導(dǎo)致新能源進(jìn)入低電壓穿越/高電壓穿越過程，甚至連鎖脫網(wǎng)，造成的巨量有功缺額和頻率快速大幅跌落可能進(jìn)一步引發(fā)電網(wǎng)連鎖故障事件。為避免電力系統(tǒng)受擾后頻率快速變化，須確保系統(tǒng)具備足夠的慣量支撐能力，為一次調(diào)頻等后續(xù)有功控制措施留出足夠的響應(yīng)時間［5］。因而，倘若能夠綜合考慮預(yù)想故障場景及可利用的頻率安全防御資源，評估得到滿足頻率穩(wěn)定約束的系統(tǒng)慣量需求（system inertia requirement，SIR），將有助于提高電網(wǎng)運(yùn)行和規(guī)劃部門對系統(tǒng)慣量水平安全預(yù)警及精準(zhǔn)調(diào)控的能力。在運(yùn)行角度，慣量需求評估結(jié)果可作為慣量安全判斷的基底參照，輔助電網(wǎng)調(diào)度人員辨識不同運(yùn)行工況下的慣量安全狀態(tài)，為電力系統(tǒng)電源開機(jī)方式優(yōu)化、運(yùn)行調(diào)控及安全穩(wěn)定策略制定提供依據(jù)；在規(guī)劃角度，SIR 分析可用于揭示規(guī)劃電網(wǎng)在不同運(yùn)行方式下的頻率穩(wěn)定風(fēng)險，合理引導(dǎo)常規(guī)電源和虛擬慣量資源的容量配比與優(yōu)化布局，輔助確定規(guī)劃電網(wǎng)可承載的新能源、直流等電力電子接口電源饋入規(guī)模，并明確其應(yīng)主動提供的頻率支撐能力。

然而，電力SIR 的定義尚不明晰，電網(wǎng)規(guī)劃與運(yùn)行分析中也尚未充分考慮系統(tǒng)慣量影響這一維度，仍缺乏有效的SIR 評估方法與分析工具。一方面，若保持系統(tǒng)慣量水平遠(yuǎn)遠(yuǎn)高出其需求臨界值，則可能限制電力電子接口電源的并網(wǎng)規(guī)模；另一方面，系統(tǒng)慣量充裕度不足將使得系統(tǒng)遭受大容量有功沖擊時頻率變化率（rate of change of frequency，RoCoF）和頻率偏差（frequency deviation，F(xiàn)D）增大，可能引發(fā)低頻減載、高頻切機(jī)等頻率保護(hù)裝置動作。

目前，國內(nèi)外針對SIR 分析開展了一些初步研究工作，評估方法包括解析計算法和仿真分析法。解析計算法根據(jù)受擾后系統(tǒng)頻率響應(yīng)過程與慣量的耦合關(guān)系，結(jié)合FD 和RoCoF 限值要求，估算系統(tǒng)最低慣量需求。例如，英國電網(wǎng)基于RoCoF 限值估算了大容量機(jī)組跳閘故障下保證分布式電源不脫網(wǎng)的系統(tǒng)慣量水平［6］，文獻(xiàn)［7］基于單機(jī)頻率響應(yīng)模型，以受擾后的FD 為動態(tài)頻率穩(wěn)定約束條件，估算了系統(tǒng)所需的最小慣性時間常數(shù)；文獻(xiàn)［8］通過構(gòu)建新能源電力系統(tǒng)通用平均頻率分析模型，以滿足FD為約束，評估滿足頻率穩(wěn)定約束的SIR，并以此為依據(jù)提出了慣量分配策略。上述文獻(xiàn)均只考慮了系統(tǒng)慣量與單一頻率安全指標(biāo)之間的耦合關(guān)系，不能保證大功率擾動下的頻率安全。文獻(xiàn)［9］同時考慮慣量與FD 和RoCoF 的影響，分析了澳大利亞務(wù)區(qū)域電網(wǎng)的最低慣量閾值和安全運(yùn)行慣量；文獻(xiàn)［10］提出了“慣量安全域”概念，建立了滿足頻率穩(wěn)定約束的慣量安全域評估模型，用于評判系統(tǒng)慣量的安全裕度和可調(diào)空間；文獻(xiàn)［11］結(jié)合送、受端電網(wǎng)運(yùn)行特性及頻率穩(wěn)定性要求，分別給出了送、受端電網(wǎng)最小慣量評估方法。然而，上述方法均以系統(tǒng)N-2 故障作為計算邊界條件，未能充分反映不同擾動類型和頻率控制措施對SIR 的影響，其評估結(jié)果仍偏保守，可能造成慣量資源的過度配置和調(diào)遣，增加系統(tǒng)投資和運(yùn)行成本。

仿真分析法借助時域仿真工具離線分析系統(tǒng)在不同慣量水平下的抗擾能力以測算慣量安全邊界。例如，美國得州電網(wǎng)利用暫態(tài)安全評估分析軟件仿真得出電源在N-2 故障下的慣量臨界值為100 GW·s［12］；文獻(xiàn)［13］引入微電網(wǎng)最低慣量需求概念，提出基于頻率響應(yīng)過程離散化處理的孤島和并網(wǎng)模式下微電網(wǎng)最低慣量需求評估方法，增強(qiáng)微電網(wǎng)慣量態(tài)勢感知能力。上述方法求解效率較低，不能滿足實(shí)際應(yīng)用中大規(guī)模SIR 快速評估的要求。

綜上所述，現(xiàn)有研究成果對SIR 的定義未能體現(xiàn)慣量支撐功率的多階段響應(yīng)特征，均以不觸及頻率保護(hù)裝置動作為依據(jù)估算SIR，尚未充分考慮故障嚴(yán)重程度和電網(wǎng)頻率多道防線控制體系的影響，導(dǎo)致其估算結(jié)果難以真實(shí)反映電力系統(tǒng)實(shí)際慣量需求。因此，仍需進(jìn)一步明確SIR 的基本內(nèi)涵及其表征指標(biāo)，構(gòu)建與電網(wǎng)頻率安全防線相適應(yīng)的慣量需求評估方法與分級機(jī)制，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)慣量需求的精細(xì)化評估，以便指導(dǎo)不同運(yùn)行工況和擾動場景下系統(tǒng)慣量水平的有效管控。

本文從慣量需求的基本概念、表征指標(biāo)和評估方法3 個層面對電力SIR 分析開展研究，主要貢獻(xiàn)包括：1）考慮慣量支撐功率多階段響應(yīng)特征，給出了電力SIR 的基本概念，并基于能量和時序視角提出了慣量需求的表征指標(biāo)；2）綜合計及故障類型和頻率安全控制策略的影響，考慮頻率安全指標(biāo)與系統(tǒng)慣量之間的耦合關(guān)系，構(gòu)建了一種適用于電網(wǎng)頻率安全防線體系的慣量需求評估方法及分級機(jī)制，可輔助實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)慣量薄弱場景的分級預(yù)警和精細(xì)化調(diào)控；3）將所提慣量需求分級機(jī)制及其評估方法應(yīng)用于中國某省級電網(wǎng)，驗(yàn)證了其有效性和合理性；4）基于所構(gòu)建的慣量需求分級評估方法，探討了電力SIR 的影響因素及充裕度補(bǔ)償措施。

1 電力SIR 的基本概念及表征指標(biāo)

1.1 基本概念

電力系統(tǒng)慣性表現(xiàn)為對外界擾動引起系統(tǒng)狀態(tài)變化的抵抗作用，慣量是慣性大小的量值［14］。結(jié)合有功擾動下系統(tǒng)頻率隨時間的變化趨勢，圖1 給出了受擾后系統(tǒng)有功功率響應(yīng)過程。

圖1 受擾后系統(tǒng)頻率動態(tài)響應(yīng)曲線Fig.1 Dynamic response curves of system frequency after disturbance

根據(jù)作用時序，可將系統(tǒng)慣量響應(yīng)過程(t0至tss)劃分為3 個階段。第1 階段為擾動瞬間（t0)至頻率控制措施動作時刻（tc)。擾動瞬間，同步發(fā)電機(jī)自動分配擾動功率致使電磁功率突增或突減。隨后，同步發(fā)電機(jī)在不平衡功率下被動應(yīng)激地將轉(zhuǎn)子中儲存的動能通過功角特性轉(zhuǎn)化為電磁功率（即慣量支撐功率），向系統(tǒng)釋放或吸收，從而影響發(fā)電機(jī)不平衡功率進(jìn)而抑制RoCoF。該階段內(nèi)不平衡功率全部由慣量響應(yīng)提供支撐，且系統(tǒng)RoCoF 最快［15］。第2 階段為頻率控制開始動作時刻tc至頻率極值點(diǎn)時刻te。隨著系統(tǒng)中緊急控制和一次調(diào)頻等控制措施開始作用，系統(tǒng)不平衡功率逐步減少，慣量支撐功率也逐步減弱，直至系統(tǒng)頻率上升/下降至極值點(diǎn)，有功擾動下系統(tǒng)慣量響應(yīng)過程基本結(jié)束。第3 階段為頻率極值點(diǎn)時刻te至頻率恢復(fù)到額定值時刻tss。在控制措施持續(xù)作用下，系統(tǒng)頻率逐步恢復(fù)，該過程中RoCoF 慢、慣量響應(yīng)功率很?。ㄒ话憧珊雎圆挥嫞?。由上述分析可知，系統(tǒng)慣量支撐功率主要作用于擾動初始時刻t0至系統(tǒng)頻率到達(dá)極值點(diǎn)時刻te這一時間尺度內(nèi)。第1 階段慣量支撐功率主要取決于系統(tǒng)擾動功率大小，而第2 階段慣量支撐作用除受擾動功率大小影響外，還與系統(tǒng)可用的頻率安全防御資源緊密相關(guān)。

附錄A 圖A1 為系統(tǒng)在給定工況、不同慣量水平下受擾后系統(tǒng)頻率動態(tài)響應(yīng)曲線。在相同擾動大小和一次調(diào)頻能力下，系統(tǒng)慣量越大，則擾動后最大RoCoF 和FD 均越小，且對應(yīng)極值點(diǎn)到達(dá)時間增加，即SIR 與擾動后表征頻率安全的最大RoCoF 和FD指標(biāo)要求緊密相關(guān)。

基于慣量響應(yīng)過程和《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制技術(shù)導(dǎo)則》要求［16］，本文將SIR 定義為：在頻率安全防線體系下，保證受擾后務(wù)階段內(nèi)系統(tǒng)RoCoF 和FD 指標(biāo)不超過安全限值所需要的最小整體慣量水平。進(jìn)一步，可根據(jù)受擾后系統(tǒng)慣量支撐功率多階段響應(yīng)特征，將SIR 劃分為2 個階段。第1 和第2 階段慣量需求表示如下：

式中：H和H分別為慣量響應(yīng)第1 階段和第2 階段確保系統(tǒng)慣性中心RoCoF 和FD 指標(biāo)不超過安全限值所需要的慣量大??；f(·)為相關(guān)變量和參數(shù)的函數(shù)；ΔP0為擾動初始時刻的故障大??；D為系統(tǒng)阻尼系數(shù)；Rsc為RoCoF 安全限值；Δfsc為最大FD 安全限值；Rs為系統(tǒng)一次調(diào)頻速率；fd為一次調(diào)頻死區(qū)定值；ΔPs為頻率緊急控制措施的有功功率調(diào)整量；ts為頻率緊急控制措施的動作延時。

1.2 慣量需求的表征指標(biāo)

當(dāng)前，國內(nèi)外常用于表征SIR 的指標(biāo)有非同步電源滲透率RSNSP、慣量比RIR、安全運(yùn)行慣量ESOLoI、最小慣量閾值EMTLoI、最小慣性常數(shù)Hmin。表1 給出了不同指標(biāo)的對比分析［17-20］。

RSNSP和RIR為歐洲電網(wǎng)早期提出的表征系統(tǒng)慣量安全的指標(biāo)［17］，計算較為簡便，但其作為SIR 量化指標(biāo)的呈現(xiàn)形式不夠直觀和實(shí)用；RIR考慮了系統(tǒng)慣量水平和故障嚴(yán)重程度的影響，但其仍無法刻畫系統(tǒng)調(diào)頻能力對慣量需求的影響。愛爾蘭電網(wǎng)將RSNSP和RIR分別設(shè)置為75%和30 s，強(qiáng)制要求高比例新能源接入下系統(tǒng)慣量水平不能過低。相比于RSNSP和RIR間接表征SIR，ESOLoI和EMTLoI指標(biāo)則更為直觀地描述了擾動后系統(tǒng)RoCoF 指標(biāo)約束的慣量支撐要求，但均忽略了第2 階段慣量響應(yīng)過程，未能充分體現(xiàn)系統(tǒng)慣量支撐能力的可變性和調(diào)頻能力的相關(guān)性，無法反映受擾后系統(tǒng)FD 指標(biāo)約束的慣量需 求。澳 大 利 亞 南 部 電 網(wǎng)［17］將ESOLoI和EMTLoI分 別設(shè)置為6 000 和4 400 MW·s；中國擬發(fā)布的《電力系統(tǒng)慣量支撐和一次調(diào)頻能力技術(shù)要求》［19］中指出，當(dāng)同步電網(wǎng)損失10% 負(fù)荷容量時，Hmin不小于1.5 s。

本文從慣量響應(yīng)過程和能量視角出發(fā)，結(jié)合SIR 的基本概念，基于受擾后系統(tǒng)頻率動態(tài)響應(yīng)過程，即=ΔP(t)-DΔf(t)（H為系統(tǒng)慣性常數(shù)），對其從t0到t進(jìn)行積分，進(jìn)而得到體現(xiàn)整個慣量響應(yīng)過程的慣量需求表征指標(biāo)“SIR”HSIR，其須同時滿足慣量響應(yīng)第1 階段和第2 階段RoCoF 和FD指標(biāo)約束，即

式中：ΔP(t)為系統(tǒng)總的有功功率不平衡量，包括系統(tǒng)總機(jī)械功率變化量和總的電磁功率變化量；H為HSIR的最小值；Δf(t)為受擾后系統(tǒng)FD。

由式（3）、式（4）可知，所提指標(biāo)綜合考慮了慣量支撐過程、故障嚴(yán)重程度及系統(tǒng)調(diào)頻能力的影響，表征了在慣量響應(yīng)時段內(nèi)慣量釋放能量的累積作用，從動態(tài)過程的角度耦合了慣量需求的能量屬性、調(diào)頻能力的相關(guān)性及受擾后系統(tǒng)慣量響應(yīng)的時變特征。相較于考慮靜態(tài)最大動能的Hmin、ESOLoI和EMTLoI等指標(biāo)，所提指標(biāo)HSIR揭示了系統(tǒng)在大擾動后的“慣量-有功，功率-頻率”動態(tài)響應(yīng)過程，且相比于RSNSP和RIR等間接表征方式，所提指標(biāo)更為直觀和明晰。同時，該指標(biāo)反映了系統(tǒng)受擾后不同時間尺度內(nèi)頻率控制方案對SIR 的影響，從而可結(jié)合不同慣量資源的支撐特性，優(yōu)化配置慣量充裕度補(bǔ)償措施。此外，結(jié)合表1 還可以看出，在第1 階段慣量響應(yīng)范圍內(nèi)，若不計及系統(tǒng)阻尼的影響，所提指標(biāo)H與Hmin、ESOLoI和EMTLoI具有線性等值關(guān)系，即H=ESOLoI-E=EMTLoI=HminSsys（詳見附錄B），均描述了系統(tǒng)滿足RoCoF 約束的最小慣量需求，即第1 階段慣量需求。綜上所述，相比于現(xiàn)有指標(biāo)，本文提出的HSIR指標(biāo)可計及受擾后系統(tǒng)慣量響應(yīng)的時變特性、調(diào)頻能力的相關(guān)性以及故障嚴(yán)重程度對SIR 的影響。因此，在系統(tǒng)頻率安全防御控制框架體系下，可更為合理和直觀地表征滿足頻率安全約束的SIR。

2 電力SIR 分級評估方法

2.1 慣量需求評估方法

根據(jù)1.1 節(jié)所述慣量需求基本概念，要確保擾動后頻率指標(biāo)均在規(guī)定范圍內(nèi)，須分別求得系統(tǒng)在不同擾動階段內(nèi)確保頻率指標(biāo)安全所對應(yīng)的慣量需求H和H，其計算方法如下所述。

1）第1 階段慣量需求H

由1.1 節(jié)慣量響應(yīng)過程可知，擾動初始時刻，系統(tǒng)一次調(diào)頻、緊急控制等頻率控制措施尚未啟動，系統(tǒng)的有功缺額全部由慣量響應(yīng)支撐，系統(tǒng)RoCoF 最快。由式（3）可知，此時系統(tǒng)所需滿足的慣量H可表示為：

進(jìn)一步，為確保系統(tǒng)RoCoF 不超過其所允許的安全限值Rsc，且假設(shè)在第1 階段慣量響應(yīng)內(nèi)系統(tǒng)RoCoF 等于安全限值Rsc，式（5）可近似表示為：

進(jìn)而，采用數(shù)值迭代計算即可求解得到系統(tǒng)第1 階段慣量需求H。

此外，若僅考慮擾動初始時刻的系統(tǒng)RoCoF 限值，則式（6）可進(jìn)一步簡化為：

應(yīng) 當(dāng) 指 出，式（6）和 式（7）中Rsc對 應(yīng) 的 是RoCoF 保護(hù)裝置的動作閾值，而由于RoCoF 保護(hù)存在約200 ms 時延以及系統(tǒng)阻尼的影響，目前國內(nèi)外普遍采用的式（7）所確定的SIR 結(jié)果較為保守。此外，若在低慣量系統(tǒng)電源配置和機(jī)組組合優(yōu)化中使用式（7）確定的電源配置和最小開機(jī)方案，可能增加投資、運(yùn)行成本，制約新能源消納水平。

2）第2 階段慣量需求H

根據(jù)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則GB 38755—2019》［21］要求，當(dāng)前中國電網(wǎng)對不同故障類型設(shè)定了相應(yīng)的頻率控制措施，以確保受擾后系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，典型的頻率安全防線體系如圖2 所示。圖中：Δfss為準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)頻率。其描述如下：

圖2 電網(wǎng)頻率安全防線體系Fig.2 Defense system for power grid frequency security

（1）當(dāng)遭受單一故障（N-1）擾動時，系統(tǒng)頻率應(yīng)在一次調(diào)頻作用下維持在允許范圍內(nèi)；

（2）當(dāng)遭受較嚴(yán)重故障擾動（如直流雙極閉鎖）時，采取直流緊急功率控制、穩(wěn)控切機(jī)/切負(fù)荷等頻率緊急控制措施及一次調(diào)頻共同作用應(yīng)能確保受擾后系統(tǒng)頻率安全；

（3）當(dāng)遭受特別嚴(yán)重故障（如穩(wěn)控拒動、多重故障）時，必須采取低頻減載、高頻切機(jī)等“第三道防線”措施，確保受擾后系統(tǒng)頻率不發(fā)生崩潰。

本文從故障分級管控的角度出發(fā)，分別給出不同故障規(guī)模下確保系統(tǒng)頻率安全的HⅡSIR計算方法。

1）N-1 故障：假定系統(tǒng)頻率于te時達(dá)到極值fe，根據(jù)附錄A 圖A2 所示（以低頻擾動事件為例）分段線性化技術(shù)模擬故障擾動后系統(tǒng)有功功率-頻率調(diào)節(jié)過程［22-23］，系統(tǒng)一次調(diào)頻支撐過程可近似用一次線性函數(shù)描述［24］，即ΔPFR(t)=Rst。因此，在t0至te時段內(nèi)，結(jié)合積分定義可得：

將式（8）和式（9）代入式（3），可得：

式中：Δfmax=fe-f0；td為一次調(diào)頻死區(qū)時間，如式（11）所示。

將式（11）代入式（10），可得：

由電網(wǎng)頻率安全防線體系可知，當(dāng)系統(tǒng)遭受N-1 故障時，系統(tǒng)FD 應(yīng)能在系統(tǒng)慣量響應(yīng)與一次調(diào)頻共同作用下不超過其安全允許值Δfsc，進(jìn)而將其代入式（12），即可得到系統(tǒng)滿足FD 要求所應(yīng)具備的慣量H：

2）較嚴(yán)重故障：由于直流雙極閉鎖等故障下擾動量較大，僅憑發(fā)電機(jī)組慣量響應(yīng)和一次調(diào)頻一般難以遏制頻率惡化，必須借助“第二道防線”頻率緊急控制措施防止頻率失穩(wěn)。因此，系統(tǒng)FD 計算須進(jìn)一步考慮頻率緊急控制的作用。

假設(shè)系統(tǒng)頻率緊急控制量ΔPs(t)為：

同樣，參考文獻(xiàn)［22-24］的分段線性化思路，在考慮頻率緊急控制措施作用下，系統(tǒng)的有功功率-頻率調(diào)節(jié)過程可進(jìn)一步表示為附錄A 圖A3?？紤]到t至ts時段的一次調(diào)頻控制作用ΔP′較小，可忽略ΔP′的影響，系統(tǒng)一次調(diào)頻速率可近似描述為：

基于前述方法，考慮頻率緊急控制措施后擾動下系統(tǒng)最大FD 可表示為：

其中

因此，結(jié)合式（16）與式（17），系統(tǒng)應(yīng)對較嚴(yán)重故障下FD 約束的慣量需求H可表示為：

需要注意的是，由于不計發(fā)電機(jī)組一次調(diào)頻在td至ts時段內(nèi)的作用，在相同有功擾動下，通過該近似方式得到的慣量需求將略大于實(shí)際的慣量需求。

3）特別嚴(yán)重故障：對于多重故障（N-k）下系統(tǒng)頻率極值安全，更多依賴于有功功率緊急控制措施來應(yīng)對。因此，本文SIR 計算暫不考慮電網(wǎng)發(fā)生N-k嚴(yán)重故障的擾動場景，而是僅考慮系統(tǒng)遭受較嚴(yán)重故障且“第二道防線”緊急控制部分拒動這一場景下的慣量需求H，其求解思路與前述較嚴(yán)重故障方法相似，不再贅述。此外，由于不同電網(wǎng)采取的頻率控制措施會存在一定差異，在應(yīng)用中須根據(jù)實(shí)際控制策略修正相應(yīng)的FD 計算公式。

2.2 慣量需求分級機(jī)制

為維持電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性，輔助電網(wǎng)規(guī)劃和調(diào)度人員判斷不同運(yùn)行場景下系統(tǒng)慣量安全狀況，有必要根據(jù)故障嚴(yán)重程度對SIR 進(jìn)行分級管理，從而為實(shí)現(xiàn)慣量資源的優(yōu)化配置儲備、在線調(diào)控等提供更為精細(xì)的參考依據(jù)，提前做好安全防范。

與2.1 節(jié)所述實(shí)際電網(wǎng)頻率安全防御體系相對應(yīng)，為充分體現(xiàn)系統(tǒng)慣量的頻率支撐作用，本文將電力SIR 劃分為3 個層級：

第1 層級慣量需要H描述為：當(dāng)系統(tǒng)遭受單一故障時，在一次調(diào)頻作用下確保系統(tǒng)慣性中心RoCoF 和FD 指標(biāo)不超過安全限值至少需要具備的系統(tǒng)慣量，可取式（6）和式（13）分別求得的H和H中 的 最 大 值。

第2 層級慣量需要H描述為：當(dāng)系統(tǒng)遭受較嚴(yán)重故障時，在一次調(diào)頻和頻率緊急控制措施綜合作用下確保系統(tǒng)慣性中心RoCoF 和FD 指標(biāo)不超過安全限值至少需要具備的系統(tǒng)慣量，可取式（6）和式（18）分別求得的H和H中的最大值。

第3 層級慣量需要H描述為：當(dāng)系統(tǒng)遭受較嚴(yán)重故障且“第二道防線”緊急控制部分拒動情況下，能夠維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，保證不發(fā)生頻率崩潰、低頻減載或高頻切機(jī)（頻率校正控制）的系統(tǒng)慣量。第3 層級慣量需求評估的作用在于明晰系統(tǒng)慣量在大擾動事件下的極限支撐作用，輔助制定措施以盡可能降低頻率校正控制措施動作概率。

綜上所述，本文所構(gòu)建的SIR 分級評估機(jī)制綜合考慮了故障類型、故障大小、頻率指標(biāo)及頻率安全防線體系中不同控制措施的影響，可更為精準(zhǔn)地反映系統(tǒng)在不同擾動場景下的最低慣量需求，為后續(xù)慣量安全分級預(yù)警和提升策略選擇提供更為精細(xì)全面的基底對照。

需要說明的是，在上述慣量需求分級評估機(jī)制中，F(xiàn)D 指標(biāo)安全限值均可設(shè)定為系統(tǒng)首輪高頻切機(jī)/低頻減載動作定值，如±0.8 Hz。此外，也可根據(jù)電網(wǎng)故障下頻率質(zhì)量要求［20］，將第1 和第2 層級慣量需求中的FD 指標(biāo)安全限值選取為±0.5 Hz，而第3 層級慣量需求中的FD 安全限值指標(biāo)可依據(jù)實(shí)際電網(wǎng)頻率安全防御體系要求，選取為首輪高頻切機(jī)/低頻減載的動作定值。

2.3 慣量需求分級評估步驟

1）參數(shù)需求

由式（6）、式（13）和式（18）可知，慣量需求評估所需參數(shù)包括系統(tǒng)額定容量、預(yù)想故障大小、系統(tǒng)阻尼系數(shù)、系統(tǒng)一次調(diào)頻速率、頻率緊急控制響應(yīng)功率及動作時間、頻率指標(biāo)安全限值和一次調(diào)頻死區(qū)定值等基本運(yùn)行及控制參數(shù)。其中，系統(tǒng)一次調(diào)頻速率可通過量測數(shù)據(jù)進(jìn)行系統(tǒng)辨識并利用迭代求解得到，具體估算過程可參照附錄B。

2）實(shí)施步驟

綜上所述，本文所提電力SIR 分級評估方法包括數(shù)據(jù)獲取與處理、建立擾動事件集、構(gòu)建分級邊界條件和慣量需求分級計算4 個主要步驟，總體流程如圖3 所示，具體描述如下：

圖3 SIR 分級評估流程圖Fig.3 Flow chart of SIR hierarchical evaluation

步驟1：數(shù)據(jù)獲取與處理?；跀?shù)據(jù)采集與監(jiān)控（SCADA）、相量測量裝置（PMU）/廣域測量系統(tǒng)（WAMS）或電力系統(tǒng)分析綜合程序（PSASP）/暫態(tài)穩(wěn)定程序（PSD-BPA）等量測/運(yùn)行方式數(shù)據(jù)，獲取系統(tǒng)內(nèi)務(wù)開機(jī)機(jī)組的出力水平、直流輸送功率與調(diào)制空間、負(fù)荷水平、調(diào)頻參數(shù)等系統(tǒng)基本數(shù)據(jù)信息，并估算得到系統(tǒng)一次調(diào)頻速率。

步驟2：擾動事件集構(gòu)建。以電網(wǎng)頻率安全防線體系為依據(jù)，構(gòu)建包括低頻擾動事件和高頻擾動事件的預(yù)想故障集ΔPB：

式中：ΔPDC為直流閉鎖類故障；ΔPG為同步機(jī)組跳閘故障；ΔPRGU為新能源脫網(wǎng)故障；ΔPD為負(fù)荷擾動類故障。對于送端電網(wǎng)，高頻擾動事件主要為直流閉鎖故障，低頻擾動事件主要為機(jī)組跳閘或新能源脫網(wǎng)故障；對于受端電網(wǎng)，高頻擾動事件主要為大負(fù)荷跳閘故障，低頻擾動事件主要為直流閉鎖/換相失敗、機(jī)組跳閘、新能源脫網(wǎng)等故障。

步驟3：確定分級邊界條件。根據(jù)圖2 并綜合考慮電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行情況和頻率安全防線體系要求，設(shè)定不同擾動故障下所對應(yīng)頻率指標(biāo)安全限值（即Rsc和Δfsc）和頻率安全穩(wěn)定控制措施。

步驟4：慣量需求分級計算。根據(jù)步驟1 至步驟3 所得到務(wù)層級故障大小和分級邊界條件，依據(jù)式（4）、式（6）、式（13）和式（18），計算得到滿足不同層級頻率安全防線體系要求所對應(yīng)的SIR。

3 算例分析

以中國某省級送端電網(wǎng)為例，基于所提方法對其SIR 進(jìn)行評估和分析，驗(yàn)證了所提方法的合理性和有效性。所使用的計算機(jī)配置為Intel Core i5 CPU、16 GB 內(nèi)存，所采用的仿真軟件為PSD-BPA和MATLAB 2020。

3.1 系統(tǒng)簡介

該電網(wǎng)通過多回直流與主網(wǎng)異步互聯(lián)，豐水期內(nèi)水電出力占比較高，系統(tǒng)直流外送容量大，大容量直流閉鎖下系統(tǒng)頻率易躥升至高頻切機(jī)動作值；而枯水期內(nèi)新能源出力占比較大，新能源大規(guī)模脫網(wǎng)故障下系統(tǒng)頻率存在觸發(fā)低頻減載的風(fēng)險。本節(jié)利用所提方法分別針對該電網(wǎng)直流滿載運(yùn)行的豐水期大/小負(fù)荷方式和新能源出力占比較高的枯水期大/小負(fù)荷方式的系統(tǒng)多層級慣量需求進(jìn)行了評估。該電網(wǎng)在上述4 種運(yùn)行方式下的系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)如附錄A 表A1 所 示。

3.2 高頻擾動事件

本算例設(shè)置高頻擾動事件為直流閉鎖故障，其故障大小如附錄A 表A2 所示。結(jié)合電網(wǎng)頻率指標(biāo)要求，將務(wù)層級RoCoF 和FD 指標(biāo)安全限值分別設(shè)定為1 Hz/s 和0.8 Hz。同時，結(jié)合電網(wǎng)實(shí)際安穩(wěn)設(shè)置情況，在第2 和第3 層級慣量需求分析中設(shè)置豐、枯水期設(shè)置的緊急功率控制量如附錄A 表A3 所示，動作延時均為0.3 s。系統(tǒng)一次調(diào)頻死區(qū)為0.05 Hz。此外，依據(jù)附錄C 所述估算方法［25］得到豐水期內(nèi)系統(tǒng)在不同運(yùn)行方式下所對應(yīng)的系統(tǒng)一次調(diào)頻速率，如附錄A 表A4 所示。

依據(jù)2.3 節(jié)所提慣量需求分級評估步驟，結(jié)合上述系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)，評估了該電網(wǎng)不同運(yùn)行方式下應(yīng)對高頻擾動事件的務(wù)層級慣量需求，結(jié)果如表2所示。

表2 高頻擾動事件下多層級SIRTable 2 Multi-level SIR under high-frequency disturbance event

從表2 可以看出，該電網(wǎng)在直流閉鎖類故障下，豐水期內(nèi)系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求均以H為主導(dǎo)，而枯水期內(nèi)系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求除大負(fù)荷方式下第3 層級以H為主導(dǎo)外，其余均以H為主導(dǎo)。這是因?yàn)樨S水期內(nèi)系統(tǒng)直流輸送容量大，直流閉鎖導(dǎo)致的故障擾動量較大，在系統(tǒng)一次調(diào)頻能力一定的情況下，則滿足相應(yīng)擾動故障所對應(yīng)的慣量需求較大。例如，豐水期大負(fù)荷方式與枯水期大負(fù)荷方式相比，系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求分別增加了62.649、323.428、390.121 GW·s；豐水期小負(fù)荷方式與枯水期小負(fù)荷方式相比，系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求分別增加了105.001、384.867、532.078 GW·s。其次，豐水期內(nèi)系統(tǒng)無論負(fù)荷水平高低，系統(tǒng)同層級間的慣量需求相差不大。這是因?yàn)樨S水期內(nèi)SIR 以H為主導(dǎo)，雖然大負(fù)荷運(yùn)行方式下系統(tǒng)阻尼更大、系統(tǒng)一次調(diào)頻速率更快，但其故障量大，而小負(fù)荷運(yùn)行方式下系統(tǒng)阻尼略小及一次調(diào)頻速率更慢，但其故障規(guī)模相對較小，使得同層級下SIR 相差不大。例如，豐水期內(nèi)大負(fù)荷方式和小負(fù)荷方式務(wù)層級慣量需求僅分別相差20.327、11.976、6.025 GW·s。再者，枯水期內(nèi)大小負(fù)荷方式下同層級間SIR 相差較大，這是因?yàn)榭菟趦?nèi)SIR 以H為主導(dǎo)，其主要受擾動規(guī)模的影響，導(dǎo)致大負(fù)荷方式下系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求均大于小負(fù)荷方式對應(yīng)層級的慣量需求。例如，枯水期內(nèi)大負(fù)荷方式比小負(fù)荷方式務(wù)層級慣量需求分別增 加 了22.025、49.463、147.982 GW·s。此 外，當(dāng)SIR 以H為主導(dǎo)時，其大小只與擾動功率大小和RoCoF 安全限值相關(guān)，使得系統(tǒng)枯水期小負(fù)荷方式下第2 層級和第3 層級的慣量需求一致，均為38.918 GW·s。

為進(jìn)一步驗(yàn)證所提評估模型的準(zhǔn)確性，附錄A圖A4 給出了豐水期小負(fù)荷方式和枯水期大負(fù)荷方式下不同層級臨界慣量需求所對應(yīng)的擾動后頻率仿真曲線?？梢钥闯?，豐水期內(nèi)小負(fù)荷方式下在相應(yīng)層級的擾動故障下所對應(yīng)的系統(tǒng)最大FD 分別為0.739、0.769、0.790 Hz，枯水期大負(fù)荷方式下第1 和第2 層級在相應(yīng)擾動故障下所對應(yīng)的頻率變化率分別為0.938、0.970 Hz/s，第3 層級在相應(yīng)擾動故障下所對應(yīng)的最大FD 為0.785 Hz，上述結(jié)果均逼近0.8 Hz 和1.0 Hz/s。因此，基于所提的慣量需求分級評估方法可準(zhǔn)確反映高頻故障下系統(tǒng)的真實(shí)慣量需求。

需要說明的是，由上述分析計算可知，當(dāng)SIR 以第2 階段慣量需求為主導(dǎo)時，系統(tǒng)第3 層級慣量需求往往非常巨大，這是因?yàn)樵撨\(yùn)行場景下系統(tǒng)頻率極值安全更多依賴于系統(tǒng)其他頻率穩(wěn)定控制措施來應(yīng)對。因此，在分析SIR 時，可主要考慮系統(tǒng)第1 和第2 層級的慣量需求。

3.3 低頻擾動事件

本算例中所設(shè)置的低頻擾動事件為新能源脫網(wǎng)或電源跳閘故障，其故障大小如附錄A 表A5 所示。結(jié)合電網(wǎng)頻率指標(biāo)要求，將第1 和第2 層級RoCoF和FD 指標(biāo)安全限值分別設(shè)定為1 Hz/s 和0.6 Hz。此外，依據(jù)附錄C 所述估算方法，給出了枯水期內(nèi)系統(tǒng)在大小負(fù)荷方式下所對應(yīng)的系統(tǒng)一次調(diào)頻速率，如附錄A 表A6 所示。

依據(jù)2.3 節(jié)所提慣量需求評估步驟，結(jié)合上述系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)，評估了該電網(wǎng)不同運(yùn)行方式下應(yīng)對低頻擾動事件的務(wù)層級慣量需求，結(jié)果如表3所示。

表3 低頻擾動事件下系統(tǒng)多層級SIRTable 3 Multi-level SIR under low-frequency disturbance event

從表3 可以看出，在低頻擾動事件下，系統(tǒng)在豐水期內(nèi)大、小負(fù)荷方式下系統(tǒng)第1 和第2 層級慣量需求均以H為主導(dǎo)，分別為14.921、37.444、12.365、33.516 GW·s；而在枯水期內(nèi)SIR 除大負(fù)荷方式下第1 層級慣量需求以H為主，其余均以H為主導(dǎo)。這是因?yàn)樵撓到y(tǒng)豐水期內(nèi)直流均配備了FLC，且向下調(diào)整容量大（如豐水期內(nèi)大、小方式下FLC 下調(diào)容量分別高達(dá)-10 440 MW 和-11 970 MW），導(dǎo)致系統(tǒng)豐水期內(nèi)慣量需求均以頻率變化率約束為主導(dǎo)。而枯水期內(nèi)新能源出力占比較高，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力較弱，導(dǎo)致SIR 幾乎均以第2 階段慣量需求約束為主導(dǎo)，且需求量非常大。例如，小負(fù)荷方式下系統(tǒng)第2 層級慣量需求高達(dá)1 020.160 GW·s。

同樣，為進(jìn)一步驗(yàn)證所提評估方法的準(zhǔn)確性，附錄A 圖A5 給出了枯水期大小方式下第1 和第2 層級臨界慣量需求所對應(yīng)的擾動后頻率仿真曲線?？梢钥闯觯菟趦?nèi)小負(fù)荷方式下在相應(yīng)層級的擾動故障下系統(tǒng)最大FD 分別為0.575、0.595 Hz，枯水期大負(fù)荷方式下第1 層級在相應(yīng)擾動故障下所對應(yīng)的頻率變化率為0.987 Hz/s，第2 層級在相應(yīng)擾動故障下所對應(yīng)的最大FD 為0.585 Hz，上述結(jié)果均逼近0.6 Hz 和1.0 Hz/s。因此，基于所提慣量需求分級評估方法亦可準(zhǔn)確反映低頻故障下系統(tǒng)的真實(shí)慣量需求。

4 慣量需求影響因素及充裕度補(bǔ)償措施分析

4.1 慣量需求影響因素

由式（6）、式（13）和式（18）可知，不同階段SIR對應(yīng)的影響因素均有所差異，可概括為附錄A 圖A6。第1 階段慣量需求與潛在故障規(guī)模與RoCoF安全限值有關(guān)，且其數(shù)值大小與系統(tǒng)擾動功率大小成正比，與RoCoF 安全限值成反比；而第2 階段慣量需求則與潛在故障大小、系統(tǒng)一次調(diào)頻速率、調(diào)頻死區(qū)定值、FD 安全限值及頻率安全控制策略均有關(guān)，且其大小與擾動功率成正比，與系統(tǒng)一次調(diào)頻速率和FD 安全限值成反比。此外，若新能源機(jī)組、電化學(xué)儲能及直流等電力電子接口資源主動提供虛擬慣量與快速調(diào)頻能力支撐，可一定程度增大系統(tǒng)等效慣量儲備和系統(tǒng)調(diào)頻速率，減小SIR。

4.2 慣量充裕度補(bǔ)償措施

由附錄A 圖A6 可知，當(dāng)系統(tǒng)慣量水平不足時（即系統(tǒng)實(shí)際慣量水平Hsys低于SIR，Hsys＜H），除直接提高系統(tǒng)慣量水平（如調(diào)整同步機(jī)組開機(jī)方式、增設(shè)同步調(diào)相機(jī)或虛擬慣量控制）外，還可采取提高系統(tǒng)一次調(diào)頻速率（如利用新能源、直流及儲能等資源參與系統(tǒng)頻率控制）、降低擾動功率、放寬頻率指標(biāo)限值和優(yōu)化頻率安全控制策略（如在高頻故障下優(yōu)先切除慣量支撐能力較小的機(jī)組或無支撐能力的新能源機(jī)組）等措施降低SIR。下面結(jié)合該電網(wǎng)實(shí)際，著重分析系統(tǒng)頻率安全防御控制體系中不同頻率控制策略對SIR 的影響。

4.2.1 新能源虛擬慣量控制對SIR 的影響

為應(yīng)對電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定弱化問題，國內(nèi)外電網(wǎng)均對新能源參與虛擬慣量控制提出了要求或標(biāo)準(zhǔn)［26］，新能源參與慣量支撐與變流器控制方式密切相關(guān)，可分為構(gòu)網(wǎng)型控制和跟網(wǎng)型控制［27］。為此，本節(jié)以低頻擾動事件為例，分析新能源參與虛擬慣量支撐對SIR 的影響。其中，構(gòu)網(wǎng)型控制采用虛擬同步機(jī)控制方式實(shí)現(xiàn)慣量和阻尼支撐［28］，而跟網(wǎng)型控制在已有控制系統(tǒng)中引入頻率微分和比例控制環(huán)節(jié)，被動向系統(tǒng)提供頻率支撐［29］，提升一次調(diào)頻響應(yīng)速率。

圖4（a）給出了枯水期大負(fù)荷方式下新能源采用構(gòu)網(wǎng)型控制對系統(tǒng)第1 層級和第2 層級慣量需求的影響。其中，第1 層級慣量需求以H為主導(dǎo)，第2 層級慣量需求以H為主導(dǎo)。從圖4（a）中可知，隨著新能源參與比例的提升，系統(tǒng)對同步旋轉(zhuǎn)慣量的需求將大為減少，這是因?yàn)闃?gòu)網(wǎng)型控制模擬了傳統(tǒng)同步發(fā)電機(jī)特性，可自主靈活提供無延時的慣量和阻尼支撐。例如，在系統(tǒng)新能源參與構(gòu)網(wǎng)控制的比例從0 增大至75%的過程中，系統(tǒng)第1 層級和第2 層級對同步慣量需求分別減少了約16.912、300.333 GW·s，但其控制復(fù)雜度和投資成本較高。圖4（b）給出了枯水期小負(fù)荷方式下新能源采用跟網(wǎng)型控制對系統(tǒng)第1 層級慣量需求（H為主導(dǎo)）的影響。從圖4（b）中可以看出，采用跟網(wǎng)型控制可提升系統(tǒng)一次調(diào)頻速率，并有效減少系統(tǒng)第2 階段慣量需求。例如，在系統(tǒng)新能源參與跟網(wǎng)型控制的比例從0 增大至56%的過程中（即圖4（b）中A點(diǎn)至B點(diǎn)），對應(yīng)的系統(tǒng)第1 層級慣量需求減少了約114.323 GW·s。但新能源參與跟網(wǎng)型控制比例超過B點(diǎn)時，SIR 轉(zhuǎn)變?yōu)橐缘? 階段慣量需求為主導(dǎo)，由于跟網(wǎng)型控制提供慣量支撐存在一定延時，此時若繼續(xù)通過調(diào)整新能源參與控制的比例將不會明顯減少系統(tǒng)第1 階段慣量需求。綜上所述，在含高比例新能源的新型電力系統(tǒng)中，當(dāng)SIR 以第1 階段慣量需求為主導(dǎo)時，可優(yōu)先考慮配置一定比例的構(gòu)網(wǎng)型控制的新能源，以提供類似于傳統(tǒng)同步機(jī)組的無延時慣量支撐。相反，當(dāng)SIR 以第2 階段慣量需求為主導(dǎo)時，可考慮采用跟網(wǎng)型控制，在提升系統(tǒng)調(diào)頻速率的同時降低投資成本。

圖4 新能源參與頻率控制對SIR 的影響Fig.4 Influence of renewable energy participating in frequency control on SIR

4.2.2 安穩(wěn)控制對SIR 的影響

穩(wěn)控切機(jī)作為抑制巨量功率盈余帶來的高頻問題的主要措施，可在事件觸發(fā)下集中切除送端電網(wǎng)中的一部分發(fā)電機(jī)組，減小系統(tǒng)盈余功率［30］。本節(jié)以豐水期為例，分析高頻擾動事件下系統(tǒng)穩(wěn)控切機(jī)量及切機(jī)方式對SIR 的影響。

附錄A 圖A7 給出了豐水期小負(fù)荷方式下不同切機(jī)量下系統(tǒng)第2 層級慣量需求的對比結(jié)果。可以看出，安穩(wěn)切機(jī)量越大，則其所對應(yīng)的SIR 越小。例如，切機(jī)量由500 MW 提高至2 000 MW 時，其所對應(yīng) 的SIR 減 少 了291.441 GW·s，下 降 了 大 約46.5%。因此，隨著未來新能源發(fā)電滲透率的進(jìn)一步增加，在不增加系統(tǒng)同步旋轉(zhuǎn)慣量的基礎(chǔ)上，合理安排穩(wěn)控切機(jī)量能有效降低送端電網(wǎng)的第2 階段慣量需求。

附錄A 表A7 給出了不同切機(jī)策略對SIR 的影響，其切機(jī)策略分別為：優(yōu)先切除慣量較大配套電源（M1）、優(yōu)先切除新能源和部分必要的配套電源（M2）和優(yōu)先切除慣量較小配套電源（M3），且3 種方式下的切機(jī)量均為1 500 MW?？梢钥闯?，在相同切機(jī)量下，切除不同類型的電源會造成SIR 發(fā)生較大變化。例如，M3 方式下SIR 相比M1 方式減少 了4 679 MW·s；M2 方 式 下SIR 相 比M1 方 式減少了9 663 MW·s。因此，隨著未來系統(tǒng)慣量水平的不斷降低，為滿足SIR，在同樣的切機(jī)量下可優(yōu)先采取切除慣量較小的配套電源及無慣量支撐的新能源機(jī)組，從而降低SIR。

4.2.3 直流調(diào)制對SIR 的影響

FLC 對維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定具有重要作用［31］，尤其對于多直流外送型電網(wǎng)而言，F(xiàn)LC 作為系統(tǒng)頻率安全防線的重要措施，能有效改善系統(tǒng)頻率穩(wěn)定特性。

結(jié)合3.2 節(jié)及3.3 節(jié)分析可知，該電網(wǎng)高頻問題主要出現(xiàn)在豐水期大容量直流外送工況下，而此時直流幾乎均為滿載運(yùn)行，受限于直流過負(fù)荷能力，其上調(diào)空間十分有限，因而針對高頻擾動事件的FLC調(diào)節(jié)作用不突出。為此，本節(jié)重點(diǎn)分析低頻擾動事件下FLC 調(diào)節(jié)容量對SIR 的影響。附錄A 圖A8 給出了不同F(xiàn)LC 下調(diào)容量所對應(yīng)枯水期小負(fù)荷方式下系統(tǒng)第2 層級慣量需求。從圖中可以看出，F(xiàn)LC 下調(diào)容量越大，則所對應(yīng)SIR 越小。例如，當(dāng)FLC 下調(diào)容量由0 MW 提升至2 520 MW 時，系統(tǒng)第2 層級慣量需求大幅減少，由1 020.16 GW·s 急劇下降至224.072 GW·s，減少了796.088 GW·s。因此，針對具有FLC 調(diào)節(jié)能力的電網(wǎng)，應(yīng)通過合理設(shè)置FLC 的調(diào)節(jié)容量，盡可能使得新能源高占比運(yùn)行場景下的SIR 在合理范圍內(nèi)，以應(yīng)對未來新能源大規(guī)模接入下大容量新能源脫網(wǎng)故障而引起的系統(tǒng)慣量不足問題。

5 結(jié)語

高比例電力電子接口電源接入使得電力系統(tǒng)“低慣量”特征顯化，為量化分析頻率安全約束下的電力SIR，本文從慣量支撐功率多階段響應(yīng)特征出發(fā)，明確了SIR 的概念與量化指標(biāo)，并考慮系統(tǒng)頻率安全防線體系，提出了SIR 評估方法及分級機(jī)制，為慣量安全預(yù)警和精準(zhǔn)化慣量調(diào)控提供理論依據(jù)。主要結(jié)論如下：

1）明確給出了電力SIR 的基本概念，并將其分為第1 階段慣量需求和第2 階段慣量需求，其數(shù)值與潛在故障大小、系統(tǒng)調(diào)頻能力、新能源控制方式、頻率安全控制策略、頻率指標(biāo)安全限值等因素緊密相關(guān)；

2）相比于現(xiàn)有的SIR 量化指標(biāo)，所提指標(biāo)充分體現(xiàn)了慣量響應(yīng)的時變特性和調(diào)頻能力的相關(guān)性，更為合理和直觀地表征了在系統(tǒng)頻率安全防御控制框架體系下的SIR；

3）所構(gòu)建的慣量需求評估方法及分級機(jī)制能夠很好地匹配現(xiàn)有電網(wǎng)頻率安全防線體系，充分考慮了故障類型及頻率安全控制策略對SIR 的影響，實(shí)現(xiàn)了慣量需求的精細(xì)化感知和分級管理，為電力系統(tǒng)慣量薄弱場景的分級預(yù)警和精細(xì)化調(diào)控提供了參考依據(jù)；

4）當(dāng)系統(tǒng)慣量水平不足時，可采取增加系統(tǒng)慣量水平、降低潛在故障規(guī)模、放寬頻率安全指標(biāo)限值、提高系統(tǒng)調(diào)頻能力和優(yōu)化系統(tǒng)頻率安全控制策略等措施降低SIR；

5）對于所研究的算例電網(wǎng)，高頻擾動事件下，豐水期內(nèi)系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求均以第2 階段慣量需求為主導(dǎo)，而枯水期內(nèi)系統(tǒng)務(wù)層級慣量需求則均以第1 階段慣量需求為主導(dǎo)；在低頻擾動事件下，該電網(wǎng)豐水期內(nèi)均以第1 階段慣量需求為主導(dǎo)，而枯水期內(nèi)以第2 層級慣量需求為主導(dǎo)。

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