Page 68 - 《中国电力》2026年第4期

2026 年 第 59 卷

动机运行容量占比。 线路一回。新能源场站中，共包含倍乘等值的直
考虑电源侧飞轮储能出力后的惯量为 驱风电集群 4 个、倍乘等值的双馈风电集群 2 个、

N F 等值光伏集群 个。所有新能源机组通过
 ∑ 3 0.4 kV


E FES = H FESm S FESm η FESm


 或 母线接入，并逐级升压至主网，系统拓
 0.69 kV

 m=1
 （19）
 扑如图 所示。图 中：火电额定容量
 2 2 660 MW×
 N C
 ∑


E Ceq = H Ceqn S Ceqn η Ceqn

 4，光伏额定容量 400 MW×3，风电额定容量 400 MW×


n=1
6，直流输电额定容量 5 000 MW，有功负荷额定
式中：N 为飞轮储能系统中参与统计的子电站总
F
容 量 为 4 905 MW。 由 第 2 章 可 计 算 得 到 计 及 源 -
数；N 为电池储能（即电化学储能）系统中参与
C
网-荷-储各惯量来源的总容量 S sys 为 3 905 MW。
统计的子电站总数； E FES 为电源侧中飞轮储能系

统所提供的动能大小； H FESm 为飞轮储能系统中 火电； B13 B21
第 m 个子电站的等效惯性时间常数； S FESm 为飞轮 风电； ~ − − ~
光伏 WT19
储能系统中第 m 个子电站的容量大小； η FESm 为飞 400 MW*3
轮 储 能 系 统 中 第 m 个 子 电 站 的 运 行 容 量 占 比 ； B02 B03 TP14 B05 B11
660 MW
E Ceq 为电池储能系统提供的动能大小； H Ceqn 为电
TP16
池储能系统中第 n 个子电站的等效惯性时间常数； 660 MW
PV18 B06 B09
S Ceqn 为 电 池 储 能 系 统 中 第 n 个 子 电 站 的 容 量 ； B01 400 MW*3
η Ceqn 为电池储能系统中第 n 个子电站的运行容量 B04 B07 B10 B12
占比。 WT01 660 MW 660 MW
TP15
TP17
在源-荷-储分散式资源的惯量支撑中，电源 400 MW*3
惯量由传统发电机、风电机组、光伏设备提供， 图 2 CESS 系统拓扑
Fig. 2 CESS system topology
负荷侧的惯量来源为异步电动机，储能系统的惯
量由飞轮储能和电化学储能支持，则分散式资源 设 置 0 s 时 发 生 多 线 路 切 负 荷 事 故 。 其 中 ，
的惯量理论值 E sys 为 WT01-03、 TP14-01、 TP15-01、 PV18-01 分 别 切 负
E sys = E TR + E WF + E PV + E im + E FES + E Ceq （20） 荷 10 MW、20 MW、35 MW、15 MW，共计 80 MW。
电力系统等效惯性时间常数直接影响电网的频率
计及源-网-荷-储各惯量来源的总容量 S sys 为
响应特性，根据前文可计算得到计及源-网-荷-储
N G N WF N PV
∑ ∑ ∑
S sys = S Ri η Ri + S WFq η WFq + S PVh η PVh + 的等效惯性时间常数 H sys 为 8.13 s。
i=1 q=1 h=1
在不考虑高比例新能源接入电网的环境下，
N im N F N c
∑ ∑ ∑ 普遍考虑由火电机组提供调频能力，此时总动能
S imp η imp + S Fm η Fm + S Ceq,n η Ceq,n （21）
p=1 m=1 n=1 不包括风电及光伏环节，其惯性时间常数 H sys 为
等效时间常数 H sy s 为 6.34 s。
基于 模型，分别设置以下 种惯量评估
E sys SFR 3
H sys = （22）
方案。
S sys

方案 1：针对图 1 所示拓扑条件，利用 PSD-
3 算例分析 BPA 平台进行仿真。
方案 2：源-网-荷-储惯量定量计算。设置各调

3.1 小系统惯量评估 频单元调频系数，令 ρ =0.42，ρ WF =0.38，ρ =0.2，
R
DC
为了验证本文所提考虑源-网-荷-储最小惯量 H =8.13 s。
sys
需求评估方法的可行性，利用 PSD-BPA 仿真平台对 方案 3：不考虑新能源接入的电力系统惯量
CSEE 系统进行暂态频率稳定分析。系统包含同步 评估，设置 ρ =1，ρ WF =ρ =0，H =6.34 s。
sys
R
DC
发电机 4 台、新能源场站 3 个、±500 kV 直流输电 利用 PSD-BPA 平台对方案 1 进行仿真，得出
64