CN114142524B - 一种区域电网孤网运行的仿真方法及系统 - Google Patents

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Abstract

本申请提供了一种区域电网孤网运行的仿真方法及系统，基于RTDS及区域电网事故前机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型，准确复现了区域电网孤网运行各个阶段的频率响应情况，并依据该仿真模型提出了稳定控制措施优化和新能源对孤网运行的支撑能力评估仿真方法，为孤网稳定运行提供有效控制策略。

Description

一种区域电网孤网运行的仿真方法及系统
技术领域
本发明涉及电网的网络安全实时仿真推演平台领域，具体涉及一种区域电网孤网运行的仿真方法及系统。
背景技术
近年来，包括雷电、台风在内的自然灾害影响不断加剧，因电网故障导致的大面积失电事故时有发生，这给部分地区的用电安全构成重大威胁，甚至引发了严重的次生事故。在这种情况下，随着电力改革的进行以及孤网运行技术的成熟和推广，使得很多地区采取孤网运行方式或者具备在事故状态下能够与外电网断开孤网运行的能力，普遍采用的方式是配置自备发电机组(内电网)与主电网(外电网)实现双电源供电。正常运行时，内电网与外电网相连，在外电网的电力系统受到扰动或故障引起跳闸等故障时，可能使包含有一个或几个电源的内电网与外电网断开，变成电气上的孤网，此时自备发电机组必须能够维持孤网正常运行，保证内电网的安全。
孤网能否由分散电源独立供电并以一定的电压频率继续运行，取决于自备发电机组本身的容量及其周边负荷大小，也与自备发电机组本身的暂态稳定性能及系统的稳定控制措施有着密切的联系。
孤网运行时要求发电机组调速系统具有快速、充足的调节能力，以保证在负荷不断变化的情况下，机组出力能够自动跟随负荷的变化，保持电网频率的稳定。另外，孤网形成后，当负荷比机组出力多或机组出力比负荷多，出现较大的功率不平衡时，仅仅依靠机组的调节作用不能使孤网稳定时，还需要电力系统自动装置，如低频低压减载、高频切机装置、备用电源自投装置等动作减少功率不平衡量，保证孤网稳定运行。
目前对电网安全稳定性的仿真研究大多集中在采用RTDS构建大电网仿真系统模型，实时仿真大电网的稳定演变过程及恢复特性，而对孤岛特别是被动跳入孤岛后稳定运行或失压的系统性分析较少，对现场实际发生的孤网运行失稳案例的复现也缺乏系统的仿真方法。
发明内容
为解决现有技术存在的问题，本发明提供了一种区域电网孤网运行的仿真方法及系统。为实现本发明的目的，本发明的技术方案如下。
一种区域电网孤网运行的仿真方法，包括：
基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型；
根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应；
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，并输出稳定运行控制策略。
优选地，所述基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型，包括：
基于所述实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的所述发电机组出力和负荷，搭建LP变220kV区域电网等值模型；所述区域电网等值模型中，LP区域内WZ航电、LD航电机组按照同类型机组参数建模，接入CJ变220kV母线；35kV小水电采用等值模型，接入110kV母线；风电机组出力为0；CJ变电站负荷、GL变电站负荷和LX变电站负荷采用ZIP负荷模型，恒阻抗、恒电流和恒功率的比为3:4:3。
优选地，所述根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应，包括：
根据所述区域电网等值模型进行仿真，根据线路和机组保护动作时序，并在CJ变及GL变配置低频切负荷精确数字模型，各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致，仿真孤网运行的系统频率和电压波形，判断频率最高值与电压最高值是否一致，并判断低频动作轮次与现场时序是否一致，复现所述区域电网孤网运行的全过程各个阶段的频率响应。
优选地，所述依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，包括：
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，在所述区域电网等值模型中加入双主变跳闸切机控制措施和机组超速保护分轮整定措施；
所述双主变跳闸切机控制措施包括：根据事故前主变上网功率和系统频率升高情况，欠切区域内切机组，切机量为事故前主变上网功率，孤网频率升高辅助判据取51.0Hz，切机对象为区域内的实际可切机组，包括WZ航电和LD航电；
所述机组超速保护分轮整定措施包括：对区域内机组超速保护分轮整定，以确保孤网高周时有序切机，保证系统稳定运行；
将DBS风电、QS风电出力修改为20MW，风电场使用典型直驱型风机模型，控制保护使用典型参数，替换原有的小水电，验证风电新能源对孤网运行的支撑作用。
优选地，所述验证风电新能源对孤网运行的支撑作用，包括：
将DBS风电、QS风电所有保护退出，验证风电场退出保护后系统响应特性；
将DBS风电、QS风电所有保护投入，保护参数为典型参数，验证风电场投入保护后系统响应特性。
一种区域电网孤网运行的仿真系统，包括：
建模模块，用于基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型；
仿真模块，用于根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应；
评估模块，用于依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，并输出稳定运行控制策略。
优选地，所述建模模块，具体用于：
基于所述实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的所述发电机组出力和负荷，搭建LP变220kV区域电网等值模型；所述区域电网等值模型中，LP区域内WZ航电、LD航电机组按照同类型机组参数建模，接入CJ变220kV母线；35kV小水电采用等值模型，接入110kV母线；风电机组出力为0；CJ变电站负荷、GL变电站负荷和LX变电站负荷采用ZIP负荷模型，恒阻抗、恒电流和恒功率的比为3:4:3。
优选地，所述仿真模块，具体用于：
根据所述区域电网等值模型进行仿真，根据线路和机组保护动作时序，并在CJ变及GL变配置低频切负荷精确数字模型，各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致，仿真孤网运行的系统频率和电压波形，判断频率最高值与电压最高值是否一致，并判断低频动作轮次与现场时序是否一致，复现所述区域电网孤网运行的全过程各个阶段的频率响应。
优选地，所述评估模块，具体用于：
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，在所述区域电网等值模型中加入双主变跳闸切机控制措施和机组超速保护分轮整定措施；
所述双主变跳闸切机控制措施包括：根据事故前主变上网功率和系统频率升高情况，欠切区域内切机组，切机量为事故前主变上网功率，孤网频率升高辅助判据取51.0Hz，切机对象为区域内的实际可切机组，包括WZ航电和LD航电；
所述机组超速保护分轮整定措施包括：对区域内机组超速保护分轮整定，以确保孤网高周时有序切机，保证系统稳定运行；
将DBS风电、QS风电出力修改为20MW，风电场使用典型直驱型风机模型，控制保护使用典型参数，替换原有的小水电，验证风电新能源对孤网运行的支撑作用。
优选地，所述评估模块在验证风电新能源对孤网运行的支撑作用时，具体用于：
将DBS风电、QS风电所有保护退出，验证风电场退出保护后系统响应特性；
将DBS风电、QS风电所有保护投入，保护参数为典型参数，验证风电场投入保护后系统响应特性。
相对于现有技术，本发明的有益技术效果在于：本发明提供了一种区域电网孤网运行的仿真方法及系统，基于RTDS及区域电网事故前机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型，准确复现了区域电网孤网运行各个阶段的频率响应情况，并依据该仿真模型提出了稳定控制措施优化和新能源对孤网运行的支撑能力评估仿真方法，为孤网稳定运行提供有效控制策略。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为孤网后LP变区域内事件动作时序示意图；
图2为孤网后LP变区域220kV主接线图；
图3为孤网期间LP变区域电网频率曲线现场录波图；
图4为LP变区域孤网RTDS等值模型示意图；
图5为LP变区域孤网运行仿真波形图；
图6为双主变跳闸切机控制策略逻辑图；
图7为考虑双主变跳闸切机策略后的孤网系统频率图；
图8为超速保护分轮整定后孤网频率响应图；
图9为考虑新能源接入的系统仿真模型配置图；
图10为新能源保护退出情况下的风电场接入的孤网系统频率图；
图11为新能源保护退出情况下的风电场有功功率与无功功率示意图；
图12为新能源保护投入情况下的风电场接入的孤网系统频率图；
图13为新能源保护投入情况下的风电场有功功率与无功功率示意图；
图14为本申请实施例提供的一种区域电网孤网运行的仿真方法的流程示意图；
图15为本申请实施例提供的一种区域电网孤网运行的仿真系统的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。
术语解释：
一次系统：是指由发电机、送电线路、变压器、断路器等发电、输电、变电、配电等设备组成的系统。其功能是将发电机所发出的电能，经过输变电设备，逐级降压送到配电系统，而后再由配电线路把电能分配到用户。一次系统是供电系统的主体，是用电负荷的载体，高电压或大电流是一次系统的主要特点。
二次系统：是指由继电保护、安全自动控制、系统通讯、调度自动化、DCS自动控制系统等组成的系统。二次系统是电力系统不可缺少的重要组成部分，它是实现人与一次系统的联系监视、控制，使一次系统能安全经济地运行。
电网调度管理：是指为确保电网安全、优质、经济地运行，电网调度机构依据有关规定对电网的生产运行、电网调度系统以及人员职务活动所进行的管理。它一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护和安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、电力系统人员培训管理等。
AGC(Automatic Generation Control，自动发电控制)：是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，是能量管理系统EMS中的一项重要功能，它控制着调频机组的出力，以满足不断变化的用户电力需求，并使系统处于经济的运行状态。
RTDS(real time digital simulation system，实时数字仿真系统)：是一种电力系统电磁暂态仿真器，优势在于具有可以接入实际硬件进行闭环测试的能力，本发明中电力二次系统实际控制保护设备适用于此仿真器。
机电暂态：是指与系统震荡、稳定性破坏、异步运行等有关，涉及发电机组功率角、转速、原动机功率、系统频率、电压等随着时间变化。其过程持续时间较长，数量级属秒～分钟级别。而稳态分析将这一过程作为研究对象。
电磁暂态：是指与短路(断线)等故障有关，涉及工频电流、工频电压幅值随着时间的变化。维持时间较波过程略长，数量级属毫秒～秒级别。而故障分析将这一过程作为研究对象。
SDH设备：是一种将复接、线路传输及交换功能融为一体、并由统一网管系统操作的综合信息传送网络。SDH光传输设备可实现网络有效管理、实时业务监控、动态网络维护、不同厂商设备间的互通等多项功能，能大大提高网络资源利用率、降低管理及维护费用、实现灵活可靠和高效的网络运行与维护，因此是当今世界信息领域在传输技术方面的发展和应用的热点，受到人们的广泛重视。
横向安全隔离设备：针对的是一区二区与三区之间传输间才用到的，横向安全隔离设备相当于是安全网闸，数据只能单向传输，不能双向。比如一区二区的业务需要访问三区外网的话那就加正向隔离装置，如果反过来三区外网业务需要访问一区二区内网业务，则用反向隔离装置，这样黑客即便入侵也没有返回的数据，所以无法进行窃取数据，在一定程度上保护了电力网络的网络安全。
纵向加密认证设备：针对的是上下级调度之间进行的，如电厂侧的二次业务数据需要上传到地方电力调度中心或者省级电力调度中心，这个传输的过程必须是加密的，否则会容易被黑客获取而进行破解，一旦加密后，秘钥与公钥就是唯一的，即便被黑客获取也破解不了数据这样就保证了相对的安全。
图14为本申请实施例提供的一种区域电网孤网运行的仿真方法的流程示意图；本申请实施例提供了一种区域电网孤网运行的仿真方法，包括：
S100：基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型；
本申请实施例中，在仿真建模时，基于RTDS实时仿真系统及区域电网事故前机组出力和负荷，搭建LP变220kV区域电网等值模型。由于尚未有详细的机组和负荷数据，LP区域内WZ航电、LD航电机组按照同类型机组参数建模，接入CJ变220kV母线；其余35kV小水电采用等值模型，接入相关厂站的110kV母线，风电机组出力接近为0，本模型忽略。CJ、GL和LX等变电站负荷采用ZIP负荷模型(恒阻抗、恒电流和恒功率比为3:4:3)。各厂站的负荷和机组出力如表1，区域电网等值仿真模型如图4所示。
表1各厂站的负荷和机组出力
S200：根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应；
本申请实施例中，在仿真复现时，根据图1的线路和机组保护动作时序，并在CJ变及GL变配置低频切负荷精确数字模型(各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致)，仿真孤网运行的系统频率和电压波形如图5所示(因录波时间限制，实际系统中稳定运行的9分钟被压缩到约2分钟)。图5中各点标示如下所示：
(a)0s:LG II线三跳，C相拒动；
(b)9.38s:LP变#1、#2主变跳闸，220kV区域电网进入孤网运行；
(c)13s:失灵保护动作跳II母、LX区域失压；
(d)16.5s：频率上升到53.20Hz，电压最高275kV；
(e)23s：机组减出力约30MW，系统频率最低48.17Hz，低频3、5轮动作，切负荷31.6MW，切负荷后系统最高频率53.22Hz，电压最高277kV；
(f)40s：小水电2机组跳闸，损失出力20MW，系统频率最低47.76Hz；
(g)43s：低频6轮动作，切负荷32.7MW；切负荷后系统频率振荡逐渐减弱，2分钟内已经达到基本稳定运行；
(h)170s，模拟WZ航电手动停机，系统频率、电压快速下降，孤网运行崩溃。
图中的①②③④⑤⑥⑦⑧过程基本上与图3所示的现场录波一致，频率最高值与电压最高值基本一致，低频动作轮次与现场时序一致，准确地复现了现场孤网运行的全过程。表2展示了各个阶段仿真与现场系统频率和电压的对比情况。
表2仿真系统与实际系统各阶段的电压频率响应对比
S300：依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，并输出稳定运行控制策略。
本申请实施例中，在进行稳控措施优化仿真时，基于以上仿真模型，参考其它系统孤网运行的经验，可采取优化的稳控措施包括：
1)设置双主变跳闸切机控制措施
控制策略可设置为：根据事故前主变上网功率和系统频率升高情况欠切区域内可切机组，切机量为事故前主变上网功率，孤网频率升高辅助判据可取51.0Hz。切机对象为区域内的实际可切机组，包括WZ航电和LD航电。逻辑图如图6。
在仿真模型中加入上述控制措施，系统频率如图7所示，系统在15.2s根据事故前上网容量(68MW)切WZ航电2台机、LD航电2台机共46MW，切机后系统频率下降到48.17Hz，17.8s低频3轮、5轮动作，共切负荷31.6MW，切机切负荷后系统振荡平息，事故过程中系统最高频率51.8Hz，最低频率48.17Hz，系统最终恢复孤网稳定运行。
2)机组超速保护分轮整定措施
由于系统中无集中的高周切机装置，可考虑对区域内较大的机组超速保护分轮整定，以确保孤网高周时有序切机，保证系统稳定运行。
如本系统中可考虑将WZ航电的超速保护设置为52.5Hz，LD航电的超速保护定值设置为53.0Hz，模拟故障，系统频率响应如图8所示。15.9sWZ航电超速保护动作切2台机，切机后孤网频率快速恢复稳定运行，低频切负荷未动作。
本申请实施例中，可以对新能源支撑能力进行仿真评估。
为了验证风电等新能源对孤网运行的支撑作用，将DBS风电、QS风电出力修改为20MW(风电场使用典型直驱型风机模型，控制保护使用典型参数)，替换原有的小水电，系统仿真模型如图9所示。
1)风电场退出保护后系统响应特性
为了验证风电等新能源替换原有的小水电之后对孤网运行特性的影响，将DBS风电、QS风电所有保护退出，重复(2)仿真复现。
孤网频率如图10所示：失灵保护动作跳LP II母、LX区域失压后，孤网频率上升到52.10Hz，系统频率超过52Hz持续时间为1.5s，随后系统频率下降至50.1Hz，低频减载保护未动作，系统振荡平息，频率维持在50.43Hz，最终恢复孤网稳定运行。
由于风电场的输入风速在整个试验过程中不变，基于本试验所采用风机模型中的最大风能捕获逻辑，每个风电场的出力恒定，且风机模型中没有配备一次调频功能，风电场也不参与一次调频，由于系统内其他水电机组的一次调频动作，系统频率由52.1Hz下降至最低50.1Hz，没有达到低频减载逻辑动作门槛定值。如图11所示，进入孤网后两个风电场出力之和恒定为40MW，约占孤网系统中总出力的30％，起到了支撑系统频率回调的作用，对孤网频率的最大值与最小值有一定影响。
2)风电场投入保护后系统响应特性
将DBS风电、QS风电所有保护投入(保护参数为典型参数)，验证风电等新能源保护正常投入后对孤网运行特性的影响，重复(2)仿真复现。
如图12和13所示：失灵保护动作跳LP II母、LX区域失压后，孤网频率上升到52.10Hz，DBS风电场过频保护动作跳闸(过频保护动作定值设置为52Hz持续0.5s)，随后系统频率下降至49.2Hz，低频减载保护未动作，系统振荡平息，频率维持在49.99Hz，最终恢复孤网稳定运行。
本发明提出了一种地区电网孤网运行的仿真方法，基于RTDS实时仿真系统及区域电网事故前机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型，准确复现了区域电网孤网运行各个阶段的频率响应情况，并依据该仿真模型提出了稳定控制措施优化和新能源对孤网运行的支撑能力评估仿真方法，为孤网稳定运行提供有效控制策略。
采用本发明所提方法对地区电网孤网运行仿真的结果与现场录波一致，频率最高值与电压最高值基本一致，低频动作轮次与现场时序一致，准确地复现了现场孤网运行的全过程；
基于本发明搭建的区域电网等值模型，参考其它系统孤网运行的经验，提出了设置双主变跳闸切机、机组超速保护分轮整定的稳控措施；
基于本发明搭建的区域电网等值模型，进行新能源对孤网运行的支撑能力评估，得出：在采用典型直驱风机模型和典型控制保护参数的工况下，风电场替换小水电之后系统频率灵敏度减小，且风电场过频保护动作跳闸可以减少电网中发电过剩的情况，使系统发电和负荷基本匹配，能够有效提升孤网运行的稳定性。
本申请还提供一种区域电网孤网运行的仿真系统，如图15所示，为该系统的结构示意图，该系统包括：
建模模块1，用于基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型；
在本申请实施例中，所述建模模块1，具体用于：
基于所述实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的所述发电机组出力和负荷，搭建LP变220kV区域电网等值模型；所述区域电网等值模型中，LP区域内WZ航电、LD航电机组按照同类型机组参数建模，接入CJ变220kV母线；35kV小水电采用等值模型，接入110kV母线；风电机组出力为0；CJ变电站负荷、GL变电站负荷和LX变电站负荷采用ZIP负荷模型，恒阻抗、恒电流和恒功率的比为3:4:3。
仿真模块2，用于根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应；
在本申请实施例中，所述仿真模块2，具体用于：
根据所述区域电网等值模型进行仿真，根据线路和机组保护动作时序，并在CJ变及GL变配置低频切负荷精确数字模型，各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致，仿真孤网运行的系统频率和电压波形，判断频率最高值与电压最高值是否一致，并判断低频动作轮次与现场时序是否一致，复现所述区域电网孤网运行的全过程各个阶段的频率响应。
评估模块3，用于依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，并输出稳定运行控制策略。
在本申请实施例中，所述评估模块3，具体用于：
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，在所述区域电网等值模型中加入双主变跳闸切机控制措施和机组超速保护分轮整定措施；
所述双主变跳闸切机控制措施包括：根据事故前主变上网功率和系统频率升高情况，欠切区域内切机组，切机量为事故前主变上网功率，孤网频率升高辅助判据取51.0Hz，切机对象为区域内的实际可切机组，包括WZ航电和LD航电；
所述机组超速保护分轮整定措施包括：对区域内机组超速保护分轮整定，以确保孤网高周时有序切机，保证系统稳定运行；
将DBS风电、QS风电出力修改为20MW，风电场使用典型直驱型风机模型，控制保护使用典型参数，替换原有的小水电，验证风电新能源对孤网运行的支撑作用。
在本申请实施例中，所述评估模块3在验证风电新能源对孤网运行的支撑作用时，具体用于：
将DBS风电、QS风电所有保护退出，验证风电场退出保护后系统响应特性；
将DBS风电、QS风电所有保护投入，保护参数为典型参数，验证风电场投入保护后系统响应特性。
本申请实施例提供的系统与上述实施例提供的方法相匹配，具体实施方案可以相互印证，此处不再赘述。
以上所述实施例，仅为本申请的具体实施方式，用以说明本申请的技术方案，而非对其限制，本申请的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请实施例技术方案的精神和范围。都应涵盖在本申请的保护范围之内。因此，本申请的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (4)

1.一种区域电网孤网运行的仿真方法，其特征在于，包括：
基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型；
根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应；
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，并输出稳定运行控制策略；
所述基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型，包括：
基于所述实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的所述发电机组出力和负荷，搭建LP变220kV区域电网等值模型；所述区域电网等值模型中，LP区域内WZ航电、LD航电机组按照同类型机组参数建模，接入CJ变220kV母线；35kV小水电采用等值模型，接入110kV母线；风电机组出力为0；CJ变电站负荷、GL变电站负荷和LX变电站负荷采用ZIP负荷模型，恒阻抗、恒电流和恒功率的比为3:4:3；
所述根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应，包括：根据所述区域电网等值模型进行仿真，根据线路和机组保护动作时序，并在CJ变及GL变配置低频切负荷精确数字模型，各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致，仿真孤网运行的系统频率和电压波形，判断频率最高值与电压最高值是否一致，并判断低频动作轮次与现场时序是否一致，复现所述区域电网孤网运行的全过程各个阶段的频率响应；
所述依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，包括：
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，在所述区域电网等值模型中加入双主变跳闸切机控制措施和机组超速保护分轮整定措施；
所述双主变跳闸切机控制措施包括：根据事故前主变上网功率和系统频率升高情况，欠切区域内切机组，切机量为事故前主变上网功率，孤网频率升高辅助判据取51.0Hz，切机对象为区域内的实际可切机组，包括WZ航电和LD航电；
所述机组超速保护分轮整定措施包括：对区域内机组超速保护分轮整定，以确保孤网高周时有序切机，保证系统稳定运行；
将DBS风电、QS风电出力修改为20MW，采用直驱型风机模型的风电场替换原有的小水电，验证风电新能源对孤网运行的支撑作用。
2.根据权利要求1所述的仿真方法，其特征在于，所述验证风电新能源对孤网运行的支撑作用，包括：
将DBS风电、QS风电所有保护退出，验证风电场退出保护后系统响应特性；
将DBS风电、QS风电所有保护投入，保护参数包括：将DBS风电的过频保护动作定值设置为52Hz持续0.5s，验证风电场投入保护后系统响应特性。
3.一种区域电网孤网运行的仿真系统，其特征在于，包括：
建模模块，用于基于实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的发电机组出力和负荷，搭建区域电网等值模型；
仿真模块，用于根据所述区域电网等值模型进行仿真，复现区域电网孤网运行时各个阶段的频率响应；
评估模块，用于依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，对区域电网孤网运行的支撑能力进行评估，并输出稳定运行控制策略；所述建模模块，具体用于：
基于所述实时数字仿真系统RTDS及区域电网事故前的所述发电机组出力和负荷，搭建LP变220kV区域电网等值模型；所述区域电网等值模型中，LP区域内WZ航电、LD航电机组按照同类型机组参数建模，接入CJ变220kV母线；35kV小水电采用等值模型，接入110kV母线；风电机组出力为0；CJ变电站负荷、GL变电站负荷和LX变电站负荷采用ZIP负荷模型，恒阻抗、恒电流和恒功率的比为3:4:3；所述仿真模块，具体用于：
根据所述区域电网等值模型进行仿真，根据线路和机组保护动作时序，并在CJ变及GL变配置低频切负荷精确数字模型，各轮整定值和切负荷量与实际装置保持完全一致，仿真孤网运行的系统频率和电压波形，判断频率最高值与电压最高值是否一致，并判断低频动作轮次与现场时序是否一致，复现所述区域电网孤网运行的全过程各个阶段的频率响应；所述评估模块，具体用于：
依据所述区域电网等值模型和所述频率响应，在所述区域电网等值模型中加入双主变跳闸切机控制措施和机组超速保护分轮整定措施；
所述双主变跳闸切机控制措施包括：根据事故前主变上网功率和系统频率升高情况，欠切区域内切机组，切机量为事故前主变上网功率，孤网频率升高辅助判据取51.0Hz，切机对象为区域内的实际可切机组，包括WZ航电和LD航电；
所述机组超速保护分轮整定措施包括：对区域内机组超速保护分轮整定，以确保孤网高周时有序切机，保证系统稳定运行；
将DBS风电、QS风电出力修改为20MW，采用直驱型风机模型的风电场替换原有的小水电，验证风电新能源对孤网运行的支撑作用。
4.根据权利要求3所述的仿真系统，其特征在于，所述评估模块在验证风电新能源对孤网运行的支撑作用时，具体用于：
将DBS风电、QS风电所有保护退出，验证风电场退出保护后系统响应特性；
将DBS风电、QS风电所有保护投入，保护参数包括：将DBS风电的过频保护动作定值设置为52Hz持续0.5s，验证风电场投入保护后系统响应特性。
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