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闫朝阳等：计及多资源投运占比的电力系统惯量量化评估方法 2026 年第 4 期

数； ∆ω r 为风电机组转子角速度的变化量； ω nom 撑能力可通过计算惯量支撑可用能量、有效转动
为风电机组的额定角速度； ω r0 为风电机组转子初 惯量及惯性时间常数来确定，即
始角速度；H DFI G 为风电系统固有惯性时间常数。 J v ω 2 MMC0
H MMC = （7）
光伏机组通过逆变器实现惯量支撑，核心采 2P m
用“频率变化率反馈-虚拟惯量补偿”的双阶段 式中： H MMC 为直流系统的惯性时间常数； P m 为
控制策略，其惯量计算需结合瞬时功率补偿与备 直流系统额定功率； ω MMC0 为直流系统的初始角
用功率调节特性，虚拟惯量系数 K PVd 决定瞬时惯 频率。

量支撑强度，需满足功率备用约束与逆变器响应 1.3 负荷侧惯量特征
约束。 电力系统中感应电动机负荷的惯量可以通过
综上，光伏等效惯量为瞬时功率在响应时段 电动机的转动惯量与功率的比例来估算，即
内的积分，考虑到惯量响应的瞬时性，忽略频率 1 n ∑ J L i
偏差的稳态影响，仅保留虚拟惯量环贡献，可得 H L = P L i （8）
S L
i=1 P L i
到光伏机组的等效惯性时间常数为
式中： H L 为感性负荷的惯性时间常数； S L 为系统
E PV K PVd ∆f max
H PV = = （5） 额定功率； 为第 i 个感性负荷的转动惯量；
S PV S PV J L i P L i
为第 i 个感性负荷的功率；n 为感性负荷数量。
式中： H PV 为光伏机组等效惯性时间常数； E PV 为
1.4 储能侧惯量特征
光伏机组等效惯量； S PV 为光伏机组的额定容量；
飞轮储能系统的惯量核心是飞轮转子阻碍自
∆f max 为响应时段内的最大频率偏差。

身转速变化的能力，这一属性直接反映了飞轮存
1.2 直流侧惯量特征
储与释放动能的实际水平。在现代电力系统运行
直流系统内部集成了多种储能元件，系统中
中，飞轮储能系统通常依靠虚拟同步发电机控制
的能量以磁场能和电势能的形式储存在电感与电
策略来模拟同步发电机的惯性响应过程。在对其
容之中，这类系统具备一定的能量裕度，因此成
等效惯量进行计算时，需先定义飞轮储能系统的
为惯量支撑所需能量的核心来源。其有效转动惯
虚拟惯性系数，即
量的计算式为
 J FES ω 2
 2∆E cm +2∆E lm 0 （9）

J v = H FES =

 2 2
 ω −ω 2S FES
 gm
 g0




 1 2 2 （6） 式中： H FES 为飞轮储能系统的等效惯性时间常数；
∆E cm = 12N C SM (U −U )

 SMm SM0
 2
 S FES 为飞轮储
 J FES 为飞轮储能系统的转动惯量；


 1
 2 2
∆E lm = L eq (I dcm − I dc0 ) 能系统的额定功率； ω 0 为初始角频率。


2
化学储能系统因不存在旋转部件，本身并不
式中： J v 为直流系统的转动惯量； ∆E cm 为两端换
具备物理层面的机械惯量。由于电池需借助电力
流站电容所提供最大电势能； ∆E lm 为系统中电感
电子接口实现与电网的连接，需依赖虚拟惯量控
部分所提供的最大磁场能； ω gm 为直流侧电网角
制才能实现惯量响应。值得注意的是，电容两端
频率； ω g0 为系统的初始角频率； U SMm 为子模块
的电压，与直线运动物体、旋转运动物体在突然
电容电压； U SM0 为扰动发生前电容的稳定电压，
受到激励或外力作用后的响应特性，具有形式相
即子模块电容的初始电压； C SM 为系统中电容常
同的数学表达式。电势能惯性大小的量度可以用
数； I dcm 为子模块直流电流在惯量响应过程中的
电容来表示。电池储能系统的等效转动惯量可表
限定值； I dc0 为子模块直流电流的初始值； N 为
示为
直流系统中机组数量； L eq 为直流系统等效电感。
U 2
随着新能源发电设备的大量接入，电力系统 CN （10）
J Ceq = C eq 2
ω
惯性水平不断降低，为应对此问题以保障系统频 n
率稳定，虚拟惯性控制技术得到了持续发展。对 C eq = 2S CN = 2U CN I CN T CN = 2I CN T CN （11）
2
2
于柔性直流系统，在不同调制策略下，其惯量支 U CN U CN U CN
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