CN117810981A - 基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法及系统，依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态；根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，结合各设备在故障期间运行状态计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量；遍历得到的电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量；拓宽了电力系统惯量评估问题应用场景。

Description

基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法及系统

技术领域

本发明属于电力系统技术领域，具体涉及一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法及系统。

背景技术

新能源通过电力电子接口设备与电网互联，电力电子设备具有控制灵活，响应速度快的优点。当交流系统发生短路等故障，为了在暂态期间提供电压支撑，新能源机组通常进入低电压穿越控制模式。此时，设备输出无功功率，而有功出力通常会迅速大幅降低，在故障清除和电压恢复后新能源功率才逐渐恢复。在这个过程中，系统的潮流和电压会发生明显波动，对于多直流馈入的受端电网，期间还可能导致直流发生换相失败，直流输电功率快速变化且不可控。严重情况下系统可能产生新能源机组低电压连锁脱网、直流连续换相失败甚至闭锁、系统频率大范围偏移、电网第三道防线动作进而导致停电事故等严重后果。

随着新能源为主体新型电力系统构建，新能源占比将进一步提高。对于多直流馈入的受端电网，由于大量同步发电机被置换，动态无功支撑能力下降，交流系统强度大幅下降，电网短路故障后引起的新能源低电压穿越范围会进一步扩大，同时可能与直流换相失败耦合，恢复过程也会进一步拉长，系统承受大功率冲击扰动的风险增大且冲击量难以量化评估；另一方面，由于新能源故障穿越与直流换成失败造成的短时性功率扰动与直流闭锁、新能源脱网等永久性扰动存在本质不同，传统的稳定控制措施难以适应；同时由于新能源场站分布范围相对广泛，且故障穿越过程与直流换相恢复过程密切耦合，电力系统非线性化程度进一步加深，电网的频率稳定特性与电压稳定性密切耦合，传统应对永久性功率扰动的稳定控制措施难以适应。

目前现有的电力系统最小安全惯量评估研究方法主要为基于电力系统频率响应模型建模的最小安全惯量评估方法，已有的方法往往通过建立同步发电机、负荷、新能源等设备的系统频率响应模型，以及对应的开环传递函数进行分析，从而建立扰动功率与电力系统惯性中心频率的表达关系，进而分析电力系统当前网络拓扑水平以及特定小干扰功率扰动情况下系统惯量水平以及其充裕性。以上研究方法针对于电力系统小干扰(功率扰动，小范围负荷投切)扰动是有效的，在电力系统遭受大扰动故障(单相、三相短路故障)时，由于电力系统电压急剧降低，有可能导致光伏、风电等新能源进入低电压穿越状态，直流逆变侧电压下降造成直流换相失败使得设备运行模式由正常模式切换为故障状态。这使得传统基于电力系统频率响应模型的惯量评估方法不再有效；另一方面，目前针对电力系统惯量评估的研究尚未展开针对于交直流混连电网的研究。

目前，电力系统依托于西电东送工程将西部富裕电力通过直流输电线路送至东部省份，直流输电线路是否能处于正常的工作模式极大影响电力系统频率安全特性，本专利将建立直流系统的准稳态模型补足该方面研究的空白。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法及系统，用于解决现有最小安全惯量评估方法难以应用于暂态稳定问题适用性的技术问题。

本发明采用以下技术方案：

基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，包括以下步骤：

依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；

选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合建立的准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；

根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合得到的各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；

遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

优选地，依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型具体为：

各设备的准稳态模型包括同步发电机的准稳态模型、负荷的准稳态模型、新能源的准稳态模型和直流系统准稳态模型，基于各设备的准稳态模型构建电力系统代数方程，送端系统使用频率变化率作为系统惯量充裕度判据，受端系统中，当两个频率相关性指标大于0.8时，采用系统频率变化率最大值作为频率问题指标进行计算。

更优选地，同步发电机的准稳态模型为：

其中，V_d为同步发电机并网点旋转坐标系直轴电压，V_q为同步发电机并网点旋转坐标系交轴电压，I_d为同步发电机直轴电流，I_q为同步发电机交轴电流，T′_d0为同步发电机直轴暂态时间常数，T′_q0为同步发电机交轴暂态时间常数E′_d为同步发电机直轴暂态电动势，E′_q为同步发电机交轴暂态电动势，E_fd为同步发电机励磁电压，x_d为同步发电机直轴电抗，x_q为同步发电机交轴电抗，x′_d为同步发电机直轴暂态电抗，x′_q为同步发电机交轴暂态电抗，T_j为同步发电机惯性时间常数，ω为同步发电机转速，P_m为同步发电机机械功率，P_e为同步发电机电磁功率，D为同步发电机阻尼系数，ω₀为电网同步转速，δ为同步发电机功角；

同步发电机对节点的注入电流表示为：

其中，V_x为同步发电机并网点绝对坐标系电压实部，V_y为同步发电机并网点绝对坐标系电压虚部；

同步发电机对应时刻下的电磁功率估算为：

其中，I_d、I_q为d、q轴电流，V_d、V_q为d、q轴电压；

负荷的准稳态模型为：

其中，V、V₀分别表示负荷在该节点当前电压幅值和稳态电压幅值；P₀、Q₀表示负荷在稳态时的有功功率和无功功率；P_L、Q_L为负荷在当前电压水平下实际的有功功率和无功功率；P₁、P₂、P₃和Q₁、Q₂、Q₃分别为负荷有功和无功的恒阻抗、恒电流、恒功率比例系数；

负荷对节点注入的电流为：

其中，I_Ld、I_Lq分别为负荷从节点注入电流在d、q轴旋转坐标系下的实部及虚部；

新能源在正常工作模式时为定功率控制，当并网点电压过高或者过低时，新能源设备工作在穿越模式，对电网注入电流表示为：

其中，i_d1,i_q1,i_d2,i_q2分别为新能源正常控制模式d、q轴输出电流，P_ref,Q_ref分别为新能源设备正常控制模式有功、无功控制定值参数，|U_PCC|为新能源设备并网点电压幅值大小，k_d1,k_d2,I_Pset为新能源设备故障穿越有功控制系数，_i'_max为新能源设备故障穿越电流最大限制值，k_q1,k_q2,I_Qset为新能源设备故障穿越无功控制系数，U_Lin为新能源设备故障穿越模式与正常模式的阈值所在；

直流系统准稳态模型为：

其中，U_dh、U_dl分别为低压限流控制门槛高电压和低电压，I_dmin为低压限流最小电流限制值。

优选地，故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'为：

Y'[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p')-jI_q(V,p'))+I_g(δ,x)

其中，p'为电力系统中各设备在故障期间运行状态，V为电网各节点电压幅值，e^jθ为电网各节点电压相角，I_d(V,p')、I_q(V,p')为除同步发电机外各元件向电网注入d、q轴电流，I_g(δ,x)为同步发电机向电网注入电流。

优选地，电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i为：

∑ΔP_i＝∑(P_m-P_e(δ,x))

其中，P_m为同步发电机机械功率，P_e(δ,x)为同步发电机电磁功率。

更优选地，故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”为：

Y”[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”))+I_g(δ,x)

其中，I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”)为各电力电子设备对电网输出电流将基于故障期间的运行状态与故障后瞬间估计状态共同决定。

优选地，遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量具体为：

电力系统同步发电机的惯量满足条件如下：

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量M_sufficiency≥∑T_ji时，当前系统同步发电机能够提供的惯量不足以维持系统频率稳定，需要提供额外的旋转备用容量，需要补充的惯量值为：M_sufficiency-∑T_ji；

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量<∑T_ji时，当前系统同步发电机惯量充裕，能够维持系统频率稳定。

更优选地，遍历所有事故集所选的最大功率不平衡量ΔP_max为：

ΔP_max＝-max(|∑ΔP_i|)

更优选地，系统惯性中心频率变化率ROCOF为：

其中，T_ji为第i台同步发电机惯性时间常数，P_mi为第i台同步发电机机械功率，P_ei(δ,x)为第i台同步发电机电磁功率，ΔP为全系统功率不平衡量。

第二方面，本发明实施例提供了一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统，其特征在于，包括：

构建模块，依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；

状态模块，选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合构建模块建立的准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；

计算模块，根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合状态模块得到的各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；

输出模块，遍历计算模块得到的电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

优选地，计算模块中，电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i为：

∑ΔP_i＝∑(P_m-P_e(δ,x))

其中，P_m为同步发电机机械功率，P_e(δ,x)为同步发电机电磁功率；

故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”为：

Y”[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”))+I_g(δ,x)

其中，I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”)为各电力电子设备对电网输出电流将基于故障期间的运行状态与故障后瞬间估计状态共同决定。

优选地，输出模块中，遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量具体为：

电力系统同步发电机的惯量满足条件如下：

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量M_sufficiency≥∑T_ji时，当前系统同步发电机能够提供的惯量不足以维持系统频率稳定，需要提供额外的旋转备用容量，需要补充的惯量值为：M_sufficiency-∑T_ji；

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量<∑T_ji时，当前系统同步发电机惯量充裕，能够维持系统频率稳定。

第三方面，一种计算机设备，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法的步骤。

第四方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法的步骤。

与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：

基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，考虑了含新能源、直流设备对电力系统惯量评估问题造成的影响适用于含新能源、直流设备的交直流混联电力系统；另一方面，新能源、直流设备的准稳态建模方法计及了依据并网点电压改变控制策略的运行特性使惯量评估方法可以应用于考虑短路故障的大干扰稳定运行场景。

进一步的，本发明对于受端电网系统，首先验证所研究系统ROCOFmax与fnadir指标的相关性，通过相关系数校验后说明ROCOFmax与fnadi两个频率指标具有强相关性，可以利用ROCOFmax指标反映fnadir指标特性，使得本发明后续步骤利用ROCOFmax频率指标用以评估所研究电力系统频率最小安全惯量的评估方法具有合理性。

进一步的，本发明基于各元件准稳态建模通过计算故障中以及故障后电力系统准稳态共计两个计算场景，相较于时域仿真方法计算仿真每一时间步长电力系统运行状态共计需要计算仿真市场/仿真步长各计算场景，极大降低了计算复杂度，提升了电力系统仿真效率。

进一步的，步骤S3中，依据前序故障中计算场景得到的新能源、直流设备在故障期间的运行状态对故障后各节点新能源、直流设备的运行进行连续估计，具有时序特性，继承了传统时域仿真方法的仿真连续性特点，提高了评估的准确性。

进一步的，本发明通过遍历系统可能所有故障集最终计算所得的最大功率不平衡量代表了系统内最大可能出现的系统功率扰动量，相较于以往通过人为在某一节点设置定量功率扰动量的方法而言本方法更具有鲁棒性，使得最终计算所得的系统频率安全所需最小惯量能够适用于所有扰动，提高了计算结果的有效性与鲁棒性。

可以理解的是，上述第二方面的有益效果可以参见上述第一方面中的相关描述，在此不再赘述。

综上所述，本发明具有以下特点：

1)本发明考虑了新型电力系统所含有的同步发电机、负荷、新能源、直流系统，使得本发明能够适用于含新能源、直流的交直流混联电力系统惯量评估，扩大了原电力系统最小惯量评估方法的适用范围。

2)本发明建立的准稳态模型，通过将元件微分方程转换为代数方程使得本发明保留整个系统模型求解精度的同时降低计算复杂度与迭代次数，相对于传统时域仿真方法提升了评估方法的便捷性。

3)本发明遍历系统所有故障集合所得的功率不平衡量相比原有评估方法人为设置功率不平衡量更具有鲁棒性，最终计算所得系统频率最小安全惯量与目前系统同步机所含惯量相比从而确定系统惯量水平是否充裕只需将两值相比即可获得结论，使得计算方法具有直观性和便利性，更利于实际生产运行人员直观判断当前系统频率稳定与否。

下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

附图说明

图1为基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法计算流程图；

图2为本发明示例性实施例提供的含新能源、直流设备的电力系统频率及频率变化率(ROCOF)时域仿真曲线图；

图3为本发明示例性实施例提供的含新能源、直流设备的遍历关键事故的ROCOF_max与频率最低点关系拟合图；

图4为本发明示例性实施例提供的CSEE-VS中国送端典型测试系统拓扑图；

图5为本发明一实施例提供的计算机设备的示意图；

图6为本发明根据一实施例提供的一种芯片的框图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/或其集合的存在或添加。

还应当理解，在本发明说明书中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本发明。如在本发明说明书和所附权利要求书中所使用的那样，除非上下文清楚地指明其它情况，否则单数形式的“一”、“一个”及“该”意在包括复数形式。

还应当进一步理解，在本发明说明书和所附权利要求书中使用的术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本发明中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

应当理解，尽管在本发明实施例中可能采用术语第一、第二、第三等来描述预设范围等，但这些预设范围不应限于这些术语。这些术语仅用来将预设范围彼此区分开。例如，在不脱离本发明实施例范围的情况下，第一预设范围也可以被称为第二预设范围，类似地，第二预设范围也可以被称为第一预设范围。

取决于语境，如在此所使用的词语“如果”可以被解释成为“在……时”或“当……时”或“响应于确定”或“响应于检测”。类似地，取决于语境，短语“如果确定”或“如果检测(陈述的条件或事件)”可以被解释成为“当确定时”或“响应于确定”或“当检测(陈述的条件或事件)时”或“响应于检测(陈述的条件或事件)”。

在附图中示出了根据本发明公开实施例的各种结构示意图。这些图并非是按比例绘制的，其中为了清楚表达的目的，放大了某些细节，并且可能省略了某些细节。图中所示出的各种区域、层的形状及它们之间的相对大小、位置关系仅是示例性的，实际中可能由于制造公差或技术限制而有所偏差，并且本领域技术人员根据实际所需可以另外设计具有不同形状、大小、相对位置的区域/层。

请参阅图1，本发明一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，包括以下步骤：

S1、根据目前所研究电力系统网络拓扑结构，依据其潮流结果及电力系统中各设备动态参数建立各设备的准稳态模型；

其中的设备包括：同步发电机、负荷、光伏、新能源、直流设备，一般而言，描述电力系统动态过程需要将描述电力系统网络拓扑的代数方程与描述设备动态特性的微分方程联立形成微分代数方程组(DAE)，通过对DAE方程进行求解或仿真从而得到设备的动态响应特性曲线或电力系统是否稳定的结果，DAE方程组一般化的抽象形式为：

式(1)中，x₁为机电暂态时间尺度的状态变量，如同步发电机转子角度、调速器、励磁器等设备的控制变量，x₂为电磁暂态时间尺度的状态变量，如光伏、新能源、直流换流器设备的控制变量，y为描述电力系统网络方程的代数变量，如节点电压、电流等，由于换流器设备等电力电子器件的动作时间尺度远小于机电暂态时间尺度，近似认为在机电时间尺度内，电力电子设备控制到目标值即达到相对稳态；因此认为式(1)中第二个式子的左侧微分方程简化为代数方程，此时式(1)表示为：

进一步地；对于机电暂态时间尺度状态变量而言，对电力系统节点注入电流起直接影响的为同步发电机在每一个时刻上的电机功角、转速状态量，在某一个特定时刻式(2)具体表示为：

式(3)中δ为同步发电机的功角；ω为同步发电机转子转速；M、P_m、P_e分别为同步发电机的惯量、机械功率和电磁功率。Y、V、I分别表示电力系统节点导纳矩阵、节点电压和节点电流，各设备对节点的注入电流受该节点的电压大小、相位所决定，在特定的时刻式(3)可以全部转变为代数方程，通过求解代数方程组可以定量分析当前电力系统稳定性并基于其灵敏度信息优化电力系统拓扑结构和机组组合配置策略和控制参数；相较于对原DAE时域仿真求解可以在保证求解精度的前提线有效降低仿真迭代次数。

各设备依赖于并网点节点电压的准稳态建模步骤如下：

S101、建立同步发电机的准稳态模型，对于电力系统中的同步发电机而言一般使用包含定子、转子微分方程的六阶微分方程描述同步发电机的动态响应过程，其方程如下：

其中，V_d,V_q分别为同步发电机并网点d、q轴电压；E″_d,E″_q,E′_d,E′_q分别为同步发电机组d、q轴次暂态电动势以及暂态电动势；x″_d,x″_q,x′_d,x′_q,x_d,x_q分别表示为同步发电机组次暂态、暂态以及同步电抗；I_d,I_q为同步发电机分别为同步发电机向电网注入d、q轴电流；T″_d0,T″_q0,T′_d0,T′_q0分别为同步发电机组暂态电势及次暂态时间常数；E_fd为同步发电机励磁电压；，ω,ω₀分别为同步发电机当前时间转速及同步转速，δ为同步发电机功角，T_j为同步发电机惯性时间常数，P_m,P_m,D分别为同步发电机机械功率、电磁功率及阻尼系数。

进一步地；在机电时间尺度内近似认为同步发电机次暂态过程已经结束，因此式(4)降阶为双轴模型：

进一步地，在某一特定时刻同步发电机的δ与ω是确定的，设励磁器维持恒定的d、q轴励磁电压，同步发电机其他部分的控制器的作用以阻尼形式体现，此时同步发电机对节点的注入电流表示为：

同时，该同步发电机该时刻下的电磁功率可由d、q轴电压电流估算为：

以上即为特定时刻，对应E'_d、E'_q、δ状态下该同步发电机的准稳态模型以及对应的向电力系统注入的电流和同步发电机本身的电磁功率大小。

S102、建立负荷的准稳态模型，以电力系统负荷的常用模型为ZIP负荷模型为例，其表达式为：

式(8)中，V、V₀分别表示负荷在该节点当前电压幅值和稳态电压幅值；P₀、Q₀表示负荷在稳态时的有功功率和无功功率；PL、QL为负荷在当前电压水平下实际的有功功率和无功功率；P₁、P₂、P₃和Q₁、Q₂、Q₃分别为负荷有功和无功的恒阻抗、恒电流、恒功率比例系数，以上系数需满足P₁+P₂+P₃＝1；Q₁+Q₂+Q₃＝1；由于式(9)本身即为代数方程，因此ZIP负荷的机电暂态模型即为对应的准稳态模型。

进一步地；负荷对节点注入的电流可以经由式(8)表达为：

式(9)中，I_Ld、I_Lq分别为负荷从节点注入电流在d、q轴旋转坐标系下的实部及虚部。

S103、建立新能源的准稳态模型，新能源设备一般有光伏、直驱风机、双馈风机等，以上新能源设备通过并网换流器与电网相连，目前电力系统实际运行新能源以电流源形式建模，新能源直流侧的电流通过换流器直流电容传统到网侧，其表达式如下：

式(10)中，C为直流电容电容值；Udc为直流电容电压为状态变量；Pg和Pr分别为新能源直流侧功率以及交流侧功率，由于直流电容电压动作较快，因此忽略其动态过程，因新能源在正常工作模式时为定功率控制即Pg＝Pr，当并网点电压过高或者过低时，新能源设备则会工作在穿越模式，因此其对电网注入电流表示为：

式(11)中，i_d1,i_q1,i_d2,i_q2分别为新能源正常控制模式d、q轴输出电流，P_ref,Q_ref分别为新能源设备正常控制模式有功、无功控制定值参数，结合直流电容电压状态方程有Pref＝Pg＝Pr，|U_PCC|为新能源设备并网点电压幅值大小，k_d1,k_d2,I_Pset为新能源设备故障穿越有功控制系数，i'_max为新能源设备故障穿越电流最大限制值，k_q1,k_q2,I_Qset为新能源设备故障穿越无功控制系数，U_Lin为新能源设备故障穿越模式与正常模式的阈值所在。

S104、建立直流系统准稳态模型，直流输电设备由整流侧和逆变侧构成，由两侧控制器共同控制以维持直流线路输送功率在设定值附近，其一次侧描述为：

式(12)中，U_dr,U_di分别为为直流系统整流侧及逆变侧直流电压；U_cr,U_ci分别为为直流系统整流侧及逆变侧交流电压；X_cr,X_ci,,T_r,T_i分别为直流系统整流侧及逆变侧换相电抗及变压器变比，α为直流系统整流侧触发延迟角；β，γ为直流系统逆变侧触发延迟角及关断角；I_recd、I_recq、I_invd、I_invq分别为直流系统整流侧和逆变侧在两侧节点对电网注入的d、q轴电流。在忽略直流系统电容的情况下，近似认为直流系统整流侧电流I_dr及逆变侧电流I_dr近似相等。因此当直流系统两端电压已知时，其工作状态也将确定，特别的直流系统逆变侧交流电压降低时会使得第五个式子左侧的关断角急剧减小导致直流系统有可能换相失败，因此在交直流混联系统中评估故障瞬间直流是否换相失败是极其重要的，直流控制系统当电压维持在正常水平时为定γ₀控制，γ₀为稳态时直流系统逆变侧熄弧角；当直流电压低于一定值时将进入低压限流(VDCOL)控制模式；当故障较为严重，故障瞬间电压迅速跌落时直流会换相失败，此时为了保护晶闸管等电力电子设备会闭锁直流使直流系统输送的电流为0，综上所述直流系统计及控制器策略的准稳态模型为：

式(13)中，U_dh、U_dl分别为低压限流控制门槛高电压和低电压，I_dmin为低压限流最小电流限制值；当直流电压大于门槛值时电压直流系统处于正常控制模式，当直流电压处于VDCOL限制门槛值之间时直流电流控制为VDCOL对应电压下电流控制指令值，VDCOL控制特性曲线依据直流控制系统类型及直流系统拓扑依据工程现场实际需求进行设置；β₀为直流系统故障前逆变侧触发超前角控制指令值，当故障发生时，β₀尚未来得及变化，此时熄弧角由于直流系统逆变侧U_ci交流电压骤降使得对应熄弧角γ发生如式(13)所示突变，当γ小于γ_min限制值时认定直流发生换相失败。

S105、基于步骤S101～步骤S104各设备准稳态模型构建电力系统代数方程：

Y[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p)-jI_q(V,p))+I_g(δ,x) (14)

式(14)中，Y为电力系统节点导纳矩阵，[V],e^jθ分别为电力系统所有节点幅值以及相角，I_d(V,p)-jI_q(V,p)为电力电子设备即负荷向电网注入电流，表明其受并网点电压V即当前控制状态p影响，I_g(δ,x)为同步发电机向电网注入电流，表明其受当前时刻功角δ以及状态变量暂态电动势相关，通过改变节点导纳矩阵Y和各设备状态变量即可求解对应时刻各设备准稳态。

S106、对于送端系统一般使用频率变化率(ROCOF)作为系统惯量充裕度判据是可行的，对于受端系统首先需要验证该系统频率变化率最大值ROCOFmax与频率最低点(fnadir的相关性)，如图2所示，收集该电力系统在某一故障下系统时域仿真结果中的ROCOFmax与fnadir指标，多次选取不同故障进行仿真后提取对应频率指标结果进行两个指标的相关性分析如图5所示，两个相关性指标计算如下：

式(15)中为两个频率相关性指标，f_nadir,i、f_ROCOF,max,i分别为故障i下对应频率指标，为所有挑选故障下对应频率指标的均值，根据统计学，当大于0.8时认为两个指标极强相关，可以在对应送端系统中采用ROCOFmax作为频率问题指标进行计算，使用ROCOFmax作为指标能极大程度反应fnadir特性。

S2、选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合步骤S1建立的准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态；

所需求解表达式为：

Y'[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p')-jI_q(V,p'))+I_g(δ,x) (16)

式(16)中Y'为故障期间电力系统节点导纳矩阵，p'为电力系统中各设备在故障期间运行状态，通过获取故障期间各设备状态为故障后功率不平衡量计算及惯量评估提供运行状态信息。

S3、根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合步骤S2获取的各设备p'状态进一步计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，所需求解表达式为：

Y”[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”))+I_g(δ,x) (17)

式(17)中，I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”)各电力电子设备对电网输出电流将基于故障期间的运行状态与故障后瞬间估计状态共同决定，对于新能源设备而言，若故障期间进入低电压穿越状态故障后退出低电压状态则d轴电流仍按故障期间指令值进行输出即新能源进入恢复模式的初始时刻，另一方面新能源的q轴电流则进入正常状态；对于直流系统而言，若故障期间直流进入换相失败状态，则直流系统在故障后瞬间仍保持对电网注入电流为0，即由换相失败重启动的初始时刻，在计及以上状态下此时的功率不平衡量是最大的。

电力系统故障一般经由100ms切除，此时各同步发电机调速器等控制设备尚未动作，可以近似认为各同步发电机机械功率不变，因此可以估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量为：

∑ΔP_i＝∑(P_m-P_e(δ,x)) (18)

S4、遍历该电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量：

ΔP_max＝-max(|∑ΔP_i|) (19)

式19中，ΔP_max为遍历所有事故集所选的最大功率不平衡量，以此为参照值进行最小安全惯量评估比较与计算。

进一步地，计算当功率不平衡量为ΔP_max系统惯性中心频率变化率，系统惯性中心频率变化率表示为：

式(20)中，M_i、T_ji、分别为第i台同步发电机惯量、惯性时间常数以及角速度变化量，结合式(5)中转子运动方程表达式，忽略同步发电机阻尼式(20)进一步地表示为：

出于电力系统频率安全稳定，ROCOF应小于一限制值，否则系统频率最低点有可能低于系统频率安全下限值，从而造成低频减载切负荷影响居民用电生活，因此选取ΔP_max作为最大功率不平衡量，同时约束ROCOF应小于限制值ζ，此时对应电力系统同步发电机惯量应满足：

式(22)中，M_sufficiency为满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量，令M_sufficiency与∑T_ji做比较，当M_sufficiency≥∑T_ji时说明当前系统同步发电机所能够提供的惯量不足以维持系统频率稳定，需要提供额外的旋转备用容量，需要补充的惯量值为：M_sufficiency-∑T_ji；M_sufficiency<∑T_ji时说明当前系统同步发电机惯量充裕可以维持系统频率稳定。

本发明再一个实施例中，提供一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统，该系统能够用于实现上述基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，具体的，该基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统包括构建模块、状态模块、计算模块以及输出模块。

其中，构建模块，依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；

状态模块，选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合构建模块建立的准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；

计算模块，根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合状态模块得到的各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；

电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i为：

∑ΔP_i＝∑(P_m-P_e(δ,x))

其中，P_m为同步发电机机械功率，P_e(δ,x)为同步发电机电磁功率；

故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”为：

Y”[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”))+I_g(δ,x)

其中，I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”)为各电力电子设备对电网输出电流将基于故障期间的运行状态与故障后瞬间估计状态共同决定。

输出模块，遍历计算模块得到的电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量具体为：

电力系统同步发电机的惯量满足条件如下：

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量M_sufficiency≥∑T_ji时，当前系统同步发电机能够提供的惯量不足以维持系统频率稳定，需要提供额外的旋转备用容量，需要补充的惯量值为：M_sufficiency-∑T_ji；

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量<∑T_ji时，当前系统同步发电机惯量充裕，能够维持系统频率稳定。

本发明再一个实施例中，提供了一种终端设备，该终端设备包括处理器以及存储器，所述存储器用于存储计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，所述处理器用于执行所述计算机存储介质存储的程序指令。处理器可能是中央处理单元(Central ProcessingUnit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor、DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等，其是终端的计算核心以及控制核心，其适于实现一条或一条以上指令，具体适于加载并执行一条或一条以上指令从而实现相应方法流程或相应功能；本发明实施例所述的处理器可以用于基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法的操作，包括：

依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；遍历得到的电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

请参阅图5，终端设备为计算机设备，该实施例的计算机设备60包括：处理器61、存储器62以及存储在存储器62中并可在处理器61上运行的计算机程序63，该计算机程序63被处理器61执行时实现实施例中的储层改造井筒中流体组成计算方法，为避免重复，此处不一一赘述。或者，该计算机程序63被处理器61执行时实现实施例基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统中各模型/单元的功能，为避免重复，此处不一一赘述。

计算机设备60可以是桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及云端服务器等计算设备。计算机设备60可包括，但不仅限于，处理器61、存储器62。本领域技术人员可以理解，图5仅仅是计算机设备60的示例，并不构成对计算机设备60的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如计算机设备还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。

所称处理器61可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其它通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其它可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。

存储器62可以是计算机设备60的内部存储单元，例如计算机设备60的硬盘或内存。存储器62也可以是计算机设备60的外部存储设备，例如计算机设备60上配备的插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card，SMC)，安全数字(Secure Digital,SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。

进一步地，存储器62还可以既包括计算机设备60的内部存储单元也包括外部存储设备。存储器62用于存储计算机程序以及计算机设备所需的其它程序和数据。存储器62还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。

请参阅图6，终端设备为芯片，该实施例的芯片600包括处理器622，其数量可以为一个或多个，以及存储器632，用于存储可由处理器622执行的计算机程序。存储器632中存储的计算机程序可以包括一个或一个以上的每一个对应于一组指令的模块。此外，处理器622可以被配置为执行该计算机程序，以执行上述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法。

另外，芯片600还可以包括电源组件626和通信组件650，该电源组件626可以被配置为执行芯片600的电源管理，该通信组件650可以被配置为实现芯片600的通信，例如，有线或无线通信。此外，该芯片600还可以包括输入/输出(I/O)接口658。芯片600可以操作基于存储在存储器632的操作系统。

本发明再一个实施例中，本发明还提供了一种存储介质，具体为计算机可读存储介质(Memory)，所述计算机可读存储介质是终端设备中的记忆设备，用于存放程序和数据。可以理解的是，此处的计算机可读存储介质既可以包括终端设备中的内置存储介质，当然也可以包括终端设备所支持的扩展存储介质。计算机可读存储介质提供存储空间，该存储空间存储了终端的操作系统。并且，在该存储空间中还存放了适于被处理器加载并执行的一条或一条以上的指令，这些指令可以是一个或一个以上的计算机程序(包括程序代码)。需要说明的是，此处的计算机可读存储介质可以是高速RAM存储器，也可以是非不稳定的存储器(Non-Volatile Memory)，例如至少一个磁盘存储器。

可由处理器加载并执行计算机可读存储介质中存放的一条或一条以上指令，以实现上述实施例中有关基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法的相应步骤；计算机可读存储介质中的一条或一条以上指令由处理器加载并执行如下步骤：

依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；遍历得到的电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中的描述和所示的本发明实施例的组件可以通过各种不同的配置来布置和设计。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

为验证本发明所提方法对于电力系统最小安全惯量评估方法的有效性，本发明以图4所示的高比例新能源交直流混联电网测试算例CSEE-VS测试系统作为实施例，最终的计算结果与PSD-BPA电力系统分析软件对比,测试系统含有4台同步发电机组，3个新能源集群以及一条双极直流输电线，该系统同调性较强，经验证系统ROCOFmax与fnadir强相关。同步发电机参数如表1所示，PV-18，WT-01，WT-19三个新能源厂站群各发600MW有功功率，直流线路单极输送800MW有功共计输送1600MW有功，全系统总有功负荷4905MW，无功负荷1647Mvar，在全网的分布相对均匀，没有显著的负荷中心，为保证仿真的收敛性，负荷设置为ZIP负荷其中20％的恒阻抗负荷80％的恒电流负荷，不再设置负荷电压低于一定阈值切换为恒阻抗负荷的负荷切换逻辑策略；由于负荷分布均匀，因此选取事故集选取B02-B01、B06-B09、B11-B08新能源主网并网节点接地100ms后切除故障线路、B13直流线路联络节点接地100ms后恢复以及B03-B05三永N-1作为关键事故集。

表1CSEE-VS测试系统同步发电机参数

分别计算5种不同故障进行时域仿真获取整个仿真时间内功率最大不平衡量及本发明方法计算结果如表2所示：

表2CSEE-VS不同故障下全时域功率最大不平衡量及本发明计算结果：

由表2可看出本发明与时域仿真结果计算结果较为接近且绝对值大于对应故障仿真值，表明本发明方法的准确性及鲁棒性，可以较好的应用于暂态稳定问题功率不平衡量的估算中。

进一步设置系统频率安全ROCOF限制值ζ＝5Hz/s并选取ΔP_max＝-1322.14进行验算，计算所得M_sufficiency＝264.428，当前全系统总惯性时间常数为：∑T_ji＝173.712，由于M_sufficiency大于∑T_ji因此可以说明在当前情况下该系统存在频率安全隐患，在严重故障下可能会导致系统失稳，需要重新规划系统网架运行拓扑及同步发电机开机方式以增加系统频率安全稳定裕度。

综上所述，本发明一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法及系统，对目前新型电力系统含有的常见同步机、负荷、新能源、直流输电元件建立的准稳态模型，基于准稳态模型的电力系统计算评估方法相较于传统时域仿真方法在保证求解ROCOFmax计算精度的同时有效降低迭代次数；本发明考虑了直流系统在电力系统中的运行中对系统频率的影响，通过分析并建立直流的数学模型使得电力系统惯量评估方法不仅能用于传统交流系统领域还能够适用于交直流混连系统，拓宽了电力系统惯量评估问题应用场景；本发明考虑了新能源、直流系统运行控制状态切换对电力系统频率惯量评估造成的影响，可以用于评估涉及新型电力系统频率安全稳定所需最小惯量，使得最小安全惯量评估技术不局限于小干扰稳定问题范围也同样适用于暂态稳定问题范围。

以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。

Claims (14)

1.基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；

选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合建立的准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；

根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合得到的各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；

遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

2.根据权利要求1所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型具体为：

各设备的准稳态模型包括同步发电机的准稳态模型、负荷的准稳态模型、新能源的准稳态模型和直流系统准稳态模型，基于各设备的准稳态模型构建电力系统代数方程，送端系统使用频率变化率作为系统惯量充裕度判据，受端系统中，当两个频率相关性指标大于0.8时，采用系统频率变化率最大值作为频率问题指标进行计算。

3.根据权利要求2所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，同步发电机的准稳态模型为：

其中，V_d为同步发电机并网点旋转坐标系直轴电压，V_q为同步发电机并网点旋转坐标系交轴电压，I_d为同步发电机直轴电流，I_q为同步发电机交轴电流，T′_d0为同步发电机直轴暂态时间常数，T′_q0为同步发电机交轴暂态时间常数E′_d为同步发电机直轴暂态电动势，E′_q为同步发电机交轴暂态电动势，E_fd为同步发电机励磁电压，x_d为同步发电机直轴电抗，x_q为同步发电机交轴电抗，x′_d为同步发电机直轴暂态电抗，x′_q为同步发电机交轴暂态电抗，T_j为同步发电机惯性时间常数，ω为同步发电机转速，P_m为同步发电机机械功率，P_e为同步发电机电磁功率，D为同步发电机阻尼系数，ω₀为电网同步转速，δ为同步发电机功角；

同步发电机对节点的注入电流表示为：

其中，V_x为同步发电机并网点绝对坐标系电压实部，V_y为同步发电机并网点绝对坐标系电压虚部；

同步发电机对应时刻下的电磁功率估算为：

其中，I_d、I_q为d、q轴电流，V_d、V_q为d、q轴电压；

负荷的准稳态模型为：

其中，V、V₀分别表示负荷在该节点当前电压幅值和稳态电压幅值；P₀、Q₀表示负荷在稳态时的有功功率和无功功率；P_L、Q_L为负荷在当前电压水平下实际的有功功率和无功功率；P₁、P₂、P₃和Q₁、Q₂、Q₃分别为负荷有功和无功的恒阻抗、恒电流、恒功率比例系数；

负荷对节点注入的电流为：

其中，I_Ld、I_Lq分别为负荷从节点注入电流在d、q轴旋转坐标系下的实部及虚部；

新能源在正常工作模式时为定功率控制，当并网点电压过高或者过低时，新能源设备工作在穿越模式，对电网注入电流表示为：

其中，i_d1,i_q1,i_d2,i_q2分别为新能源正常控制模式d、q轴输出电流，P_ref,Q_ref分别为新能源设备正常控制模式有功、无功控制定值参数，|U_PCC|为新能源设备并网点电压幅值大小，k_d1,k_d2,I_Pset为新能源设备故障穿越有功控制系数，i'_max为新能源设备故障穿越电流最大限制值，k_q1,k_q2,I_Qset为新能源设备故障穿越无功控制系数，U_Lin为新能源设备故障穿越模式与正常模式的阈值所在；

直流系统准稳态模型为：

其中，U_dh、U_dl分别为低压限流控制门槛高电压和低电压，I_dmin为低压限流最小电流限制值。

4.根据权利要求1所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'为：

Y'[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p')-jI_q(V,p'))+I_g(δ,x)

其中，p'为电力系统中各设备在故障期间运行状态，V为电网各节点电压幅值，e^jθ为电网各节点电压相角，I_d(V,p')、I_q(V,p')为除同步发电机外各元件向电网注入d、q轴电流，I_g(δ,x)为同步发电机向电网注入电流。

5.根据权利要求1所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i为：

∑ΔP_i＝∑(P_m-P_e(δ,x))

其中，P_m为同步发电机机械功率，P_e(δ,x)为同步发电机电磁功率。

6.根据权利要求5所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”为：

Y”[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”))+I_g(δ,x)

其中，I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”)为各电力电子设备对电网输出电流将基于故障期间的运行状态与故障后瞬间估计状态共同决定。

7.根据权利要求1所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量具体为：

电力系统同步发电机的惯量满足条件如下：

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量M_sufficiency≥∑T_ji时，当前系统同步发电机能够提供的惯量不足以维持系统频率稳定，需要提供额外的旋转备用容量，需要补充的惯量值为：M_sufficiency-∑T_ji；

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量<∑T_ji时，当前系统同步发电机惯量充裕，能够维持系统频率稳定。

8.根据权利要求7所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，遍历所有事故集所选的最大功率不平衡量ΔP_max为：

ΔP_max＝-max(|∑ΔP_i|)。

9.根据权利要求7所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估方法，其特征在于，系统惯性中心频率变化率ROCOF为：

其中，T_ji为第i台同步发电机惯性时间常数，P_mi为第i台同步发电机机械功率，P_ei(δ,x)为第i台同步发电机电磁功率，ΔP为全系统功率不平衡量。

10.一种基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统，其特征在于，包括：

构建模块，依据电力系统网络拓扑和潮流结果建立各设备的准稳态模型；

状态模块，选取故障i，根据故障信息生成故障期间电力系统节点导纳矩阵Y'，结合构建模块建立的准稳态模型评估故障期间直流、新能源运行状态，得到电力系统中各设备在故障期间运行状态p'；

计算模块，根据故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”，同时结合状态模块得到的各设备在故障期间运行状态p'计算各设备在故障后电力系统网络拓扑下准稳态运行状态，估计电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i；

输出模块，遍历计算模块得到的电力系统中所有故障集选出最大故障不平衡量，结合系统惯性中心频率变化率计算电力系统频率稳定最小安全惯量。

11.根据权利要求10所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统，其特征在于，计算模块中，电力系统在经历故障i后全系统功率不平衡量∑ΔP_i为：

∑ΔP_i＝∑(P_m-P_e(δ,x))

其中，P_m为同步发电机机械功率，P_e(δ,x)为同步发电机电磁功率；

故障i故障后信息生成故障后电力系统节点导纳矩阵Y”为：

Y”[V]e^jθ＝[e^jθ](I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”))+I_g(δ,x)

其中，I_d(V,p',p”)-jI_q(V,p',p”)为各电力电子设备对电网输出电流将基于故障期间的运行状态与故障后瞬间估计状态共同决定。

12.根据权利要求10所述的基于准稳态建模的电力系统最小安全惯量评估系统，其特征在于，输出模块中，遍历得到的电力系统中所有故障集，选出最大故障不平衡量具体为：

电力系统同步发电机的惯量满足条件如下：

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量M_sufficiency≥∑T_ji时，当前系统同步发电机能够提供的惯量不足以维持系统频率稳定，需要提供额外的旋转备用容量，需要补充的惯量值为：M_sufficiency-∑T_ji；

当满足电力系统频率安全约束最小全系统惯量<∑T_ji时，当前系统同步发电机惯量充裕，能够维持系统频率稳定。

13.一种存储一个或多个程序的计算机可读存储介质，其特征在于，所述一个或多个程序包括指令，所述指令当由计算设备执行时，使得所述计算设备执行权利要求1至9任一所述的方法。

14.一种计算设备，其特征在于，包括：

一个或多个处理器、存储器及一个或多个程序，其中一个或多个程序存储在所述存储器中并被配置为所述一个或多个处理器执行，所述一个或多个程序包括用于执行权利要求1至9任一所述方法中的步骤。