CN116454919A - 风电支撑系统的频率调节能力判定方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种风电支撑系统的频率调节能力判定方法，包括获取目标电网系统的工作数据信息；计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数；计算系统的等效惯性时间常数的临界值；计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量；计算得到支撑指标；根据支撑指标对风电支撑系统的频率调节能力进行判定。本发明还公开了一种实现所述风电支撑系统的频率调节能力判定方法的系统。本发明实现了对新能源机组支撑系统频率调节的能力进行量化判断；而且本发明的可靠性高、精确性好且效果较好。
Description
技术领域
本发明属于电气自动化领域，具体涉及一种风电支撑系统的频率调节能力判定方法及系统。
背景技术
随着经济技术的发展和人们生活水平的提高，电能已经成为了人们生产和生活中必不可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。因此，保障电能的稳定可靠供应，就成为了电力系统最重要的任务之一。
目前，由于世界环境问题的日益严重，越来越多的新能源发电系统开始并入电网运行。新能源发电系统的出力的随机性和不稳定性被放大，对电网造成的功率扰动也更加严重。此外，与传统的同步系统相比，高比例电力电子电网系统中大规模接入的新能源发电系统，将替代部分同步机组，而新能源发电系统的电力电子解耦特性及其最大功率跟踪的运行模式，将使得系统的惯量水平逐渐减小，同时系统的调频能力也会相对减弱。同时，电网转动惯量的降低，也会对系统的频率支撑能力造成显著影响，进而使得电网抗扰动能力减弱。而且，特高压大容量跨区直流输电系统的投入使用，阻断了扰动下跨区惯量支撑及功率响应，严重恶化了大扰动下电网系统的频率稳定性。
新能源支撑能力是指高比例新能源电力系统中，新能源电力系统具备接近或高于同步电源的控制特性，以支撑系统的频率稳定以及提供备用容量的能力。目前，针对大规模新能源电力系统接入所带来的影响的分析，主要是从调峰角度来评估新能源电力系统带来的影响；对系统频率调节等方面的影响分析，则主要集中在理论分析和定性分析；目前，依旧缺乏从省级电网角度出发，基于安全支撑约束对新能源接纳能力和新能源主动支撑能力需求进行评估的方案。
发明内容
本发明的目的之一在于提供一种可靠性高、精确性好且效果较好的风电支撑系统的频率调节能力判定方法。
本发明的目的之二在于提供一种实现所述风电支撑系统的频率调节能力判定方法的系统。
本发明提供的这种风电支撑系统的频率调节能力判定方法，包括如下步骤：
S1.获取目标电网系统的工作数据信息；
S2.根据步骤S1获取的数据信息，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数；
S3.在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值；
S4.根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量；
S5.根据得到的数据，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标、风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标和风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标；
S6.根据步骤S6得到的支撑指标，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定。
步骤S2所述的根据步骤S1获取的数据信息，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数，具体包括如下步骤：
在无新能源系统接入时，采用如下算式计算得到系统等效惯性时间常数H：
式中Si为系统中第i台机组的容量；Hi为第i台机组的惯性时间常数；N为系统中机组台数的总量；
当新能源系统接入系统且不参与系统频率调节时，采用如下算式计算得到新能源接入后的系统等效惯性时间常数H'：
H'＝H(1-η)
式中η为新能源渗透率，SRES为新能源接入容量。
步骤S3所述的在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值Hcr：
式中Pstep为系统功率扰动标幺值；RoCoFmax为系统频率变化率的最大值。
步骤S4所述的根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到考虑风电机组虚拟惯量控制时，满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量：
式中H'为新能源接入后的系统等效惯性时间常数；为风电机组虚拟惯量控制给系统提供的等效惯性时间常数值；Kinertia为风电机组虚拟惯量控制比例放大参数；S'RES为参与系统频率调节的风电装机容量，其值要小于等于系统风电的总装机容量。
步骤S5中的计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标α：
式中HT为系统在满足系统频率变化率约束和惯性时间常数约束下的系统等效惯性时间常数，且HT＝max(Hcr,Hre)，Hre为惯性时间常数约束值。
步骤S5中的计算得到风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下步骤计算得到风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标β：
式中f为风电参与系统调节后的系统稳态频率；fN,∞为满足频率约束的系统稳态频率；fini,∞为风电未参与频率调节时的系统额定频率。
步骤S5中的计算得到风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下步骤计算得到风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标λ：
式中fcr为系统第一轮低频减载频率门槛值；fini,nadir为新能源接入且不参与系统频率调节时的最低点频率。
步骤S6所述的根据步骤S6得到的支撑指标，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定，具体包括如下步骤：
采用如下算式对风电的稳态频率支撑能力进行判定：
采用如下算式对风电的暂态频率支撑能力进行判定：
采用如下算式对风电的惯量支撑能力进行判定：
其中，α越大，表示风电能够提供的惯量支撑能力越大。
本发明还提供了一种实现所述风电支撑系统的频率调节能力判定方法的系统，具体包括数据获取模块、等效惯性时间常数计算模块、临界值计算模块、容量计算模块、支撑指标计算模块和频率调节能力判定模块；数据获取模块、等效惯性时间常数计算模块、临界值计算模块、容量计算模块、支撑指标计算模块和频率调节能力判定模块依次串联；数据获取模块用于获取目标电网系统的工作数据信息，并将数据上传等效惯性时间常数计算模块；等效惯性时间常数计算模块用于根据接收到的数据，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数，并将数据上传临界值计算模块；临界值计算模块用于根据接收到的数据，在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值，并将数据上传容量计算模块；容量计算模块用于根据接收到的数据，根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量，并将数据上传支撑指标计算模块；支撑指标计算模块用于根据接收到的数据，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标、风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标和风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标，并将数据上传频率调节能力判定模块；频率调节能力判定模块用于根据接收到的数据，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定。
本发明提供的这种风电支撑系统的频率调节能力判定方法及系统，基于系统发生扰动时的频率变化率的最大值和系统等效惯性时间常数约束，求解得到系统所需等效惯量最小值，再考虑风电机组通过虚拟惯量控制、下垂控制和桨距角控制响应系统频率响应，提出了在满足惯性时间常数约束下新能源参与系统频率调节容量计算方案，最后提出了系统等效惯性时间常数支撑指标、稳态频率支撑指标和暂态频率支撑指标，实现了对新能源机组支撑系统频率调节的能力进行量化判断；因此本发明的可靠性高、精确性好且效果较好。
附图说明
图1为本发明方法的方法流程示意图。
图2为本发明方法实施例的IEEE30节点标准测试系统示意图。
图3为本发明方法实施例的机组均为常规机组时系统频率响应曲线示意图。
图4为本发明方法实施例的不同风电渗透率情况下系统频率响应曲线示意图。
图5为本发明方法实施例的风机参与系统频率调节前后频率响应曲线示意图。
图6为本发明系统的功能模块示意图。
具体实施方式
如图1所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种风电支撑系统的频率调节能力判定方法，包括如下步骤：
S1.获取目标电网系统的工作数据信息；
S2.根据步骤S1获取的数据信息，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数；具体包括如下步骤：
在无新能源系统接入时，采用如下算式计算得到系统等效惯性时间常数H：
式中Si为系统中第i台机组的容量；Hi为第i台机组的惯性时间常数；N为系统中机组台数的总量；
当新能源系统接入系统且不参与系统频率调节时，采用如下算式计算得到新能源接入后的系统等效惯性时间常数H'：
H'＝H(1-η)
式中η为新能源渗透率，SRES为新能源接入容量；
S3.在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值；具体包括如下步骤：
风电机组参与系统频率调节通过下垂控制、虚拟惯量控制、桨距角控制。其中下垂控制和桨距角控制通过改变风电机组的输出功率相应系统频率变化，虚拟惯量控制通过增加系统的惯量相应系统频率变化，虚拟惯量控制如下所示：
式中为风电机组虚拟惯量控制给系统提供的等效惯性时间常数值；/>为系统频率变化率标幺值；Pm为系统总机械功率；PL为系统总负荷；D为系统阻尼系数；Δf为系统频率偏差标幺值；
评估系统频率特性通常采用系统频率变化率系统等效惯性时间常数和系统暂态频率最低点fnadir；
在扰动发生时，采用如下算式计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值Hcr：
式中Pstep为系统功率扰动标幺值；RoCoFmax为系统频率变化率的最大值；频率响应曲线的初始频率变化率值取决于Pstep和Hcr；
具体实施时，上式可以计算得到满足频率变化率约束的系统临界惯性时间常数Hcr，同时也可以根据满足系统惯量需求时求解得到的惯性时间常数Hre计算扰动发生时刻的系统频率变化率RoCoFmax；
S4.根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量；具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到考虑风电机组虚拟惯量控制时，满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量：
式中H'为新能源接入后的系统等效惯性时间常数；为风电机组虚拟惯量控制给系统提供的等效惯性时间常数值；Kinertia为风电机组虚拟惯量控制比例放大参数；S'RES为参与系统频率调节的风电装机容量，其值要小于等于系统风电的总装机容量；
S5.根据得到的数据，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标、风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标和风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标；
通常情况下，风电机组运行在最大功率跟踪曲线上。虚拟惯量控制和下垂控制仅能改变系统频率的暂态相应特性，无法为系统提供稳态功率和稳态频率支撑，并且暂态有功功率相应特性比相同容量的火电机组有功相应特性差。因此加入桨距角控制增强风电机组对有功功率的支撑功能；
其中，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标α：
式中HT为系统在满足系统频率变化率约束和惯性时间常数约束下的系统等效惯性时间常数，且HT＝max(Hcr,Hre)，Hre为惯性时间常数约束值；算式中，分母表示基于新能源接入系统后不参与系统频率调节时，为达到满足约束下的系统等效惯性时间常数的差值，分子表示风电机组虚拟惯量控制为系统提供等效惯性后与系统惯量需求的差值；
计算得到风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下步骤计算得到风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标β：
式中f为风电参与系统调节后的系统稳态频率；fN,∞为满足频率约束的系统稳态频率；fini,∞为风电未参与频率调节时的系统额定频率；由此分析风电参与系统频率调节后，稳态频率与稳态频率约束之间的差值和风机为参与系统频率调节时稳态频率及其约束差值之间的比值，可量化分析风电机组参与频率调节后对稳态频率的支撑作用；
计算得到风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下步骤计算得到风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标λ：
式中fcr为系统第一轮低频减载频率门槛值；fini,nadir为新能源接入且不参与系统频率调节时的最低点频率；
S6.根据步骤S6得到的支撑指标，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定；具体包括如下步骤：
采用如下算式对风电的稳态频率支撑能力进行判定：
采用如下算式对风电的暂态频率支撑能力进行判定：
采用如下算式对风电的惯量支撑能力进行判定：
其中，α越大，表示风电能够提供的惯量支撑能力越大；在新能源渗透率不变的情况下，一般不会出现新能源参与系统频率调节后，提供负的稳态频率和暂态频率支撑作用。
以下结合一个实施例，对本发明方法进行进一步说明：
如图2所示为本实施例的IEEE30节点系统结构示意图；系统装机容量为425MW，系统负荷285MW，设置扰动为45MW，t＝5s时发生扰动。当系统全部为常规火电机组、水电机组时，系统的惯性时间常数为H＝6.5s，系统的频率响应曲线如图3所示。
现将节点2处的常规电源机组更换为风电机组，容量为100MW，新能源渗透率η＝0.235。当风电机组不参与系统频率调节时，系统频率响应特性曲线如图4所示；此时系统等效惯性时间常数H'＝H(1-η)＝6.5×(1-0.235)＝4.97s；
由图中可以看出，当常规机组被新能源机组替代后，相同扰动情况下系统的暂态频率偏移和稳态频率偏移增大，扰动发生时刻系统的频率变化率增加。因此新能源替代常规电源后，若不参与系统频率调节，则将不利于系统频率的安全稳定。
根据系统对系统等效惯性时间常数的要求，Hre≥6.5s，由此计算可以得到通过虚拟惯量控制参与系统频率调节的风电机组容量至少为65MW，RoCoFmax≤0.4Hz/s。同时假设系统最大频率变化率RoCoFmax≤0.4Hz/s，由此可以计算得出Hcr≥6.6s，因此计算分析可以得出HT＝6.6s。此时计算得到满足惯量需求时，系统中参与频率调节的风电机组容量至少为70MW。
IEEE 30节点系统中，节点2处接入的100MW风电机组通过虚拟惯量控制、下垂控制和桨距角控制参与系统的频率调节。风电机组不参与系统频率调节和参与系统频率调节的频率响应曲线如下图所示。根据计算和仿真分析可以得到风电参与系统频率调节时的相关参数：H′＝4.97s，HT＝6.6s。根据电力系统稳态频率允许的偏移范围，对于小型系统，稳态频率偏差为±0.5Hz。所以fN,∞＝49.5Hz，fini,∞＝49.65Hz。在系统发生扰动时，不应触发第一轮低频减载动作。通过仿真分析可以得到：fini,nadir＝49.33Hz。结合电网的实际情况，fcr＝49.25Hz。
由上述参数可以计算得到系统等效惯性时间常数支撑指标：
计算得到系统稳态频率支撑指标：
计算得到系统暂态频率支撑指标：
有上述求解得到的系统等效惯性时间常数支撑指标、系统稳态频率支撑指标和系统暂态频率支撑指标可以看出，100MW风电机组通过虚拟惯量控制、下垂控制和桨距角控制后，可以对系统的等效惯性时间常数、系统稳态频率和系统的暂态频率起到支撑作用。
本发明通过分析系统新能源接入对系统等效惯性时间常数的影响，基于系统发生扰动时的频率变化率的最大值和系统等效惯性时间常数约束，求解得到系统所需等效惯量最小值。考虑风电机组通过虚拟惯量控制、下垂控制和桨距角控制响应系统频率响应，提出了在满足惯性时间常数约束下新能源参与系统频率调节容量计算方法。然后进一步提出了系统等效惯性时间常数支撑指标、稳态频率支撑指标和暂态频率支撑指标，有利于量化评估新能源机组支撑系统频率调节的能力。本发明方法能够科学合理地为电网运行提供参考依据，分析得到系统中新能源参与系统频率调节的容量，进而提高电力系统在新能源大规模接入情况下的安全稳定运行。
如图6所示为本发明系统的功能模块示意图：本发明公开的这种实现所述风电支撑系统的频率调节能力判定方法的系统，具体包括数据获取模块、等效惯性时间常数计算模块、临界值计算模块、容量计算模块、支撑指标计算模块和频率调节能力判定模块；数据获取模块、等效惯性时间常数计算模块、临界值计算模块、容量计算模块、支撑指标计算模块和频率调节能力判定模块依次串联；数据获取模块用于获取目标电网系统的工作数据信息，并将数据上传等效惯性时间常数计算模块；等效惯性时间常数计算模块用于根据接收到的数据，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数，并将数据上传临界值计算模块；临界值计算模块用于根据接收到的数据，在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值，并将数据上传容量计算模块；容量计算模块用于根据接收到的数据，根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量，并将数据上传支撑指标计算模块；支撑指标计算模块用于根据接收到的数据，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标、风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标和风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标，并将数据上传频率调节能力判定模块；频率调节能力判定模块用于根据接收到的数据，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定。
Claims (9)
1.一种风电支撑系统的频率调节能力判定方法，包括如下步骤：
S1.获取目标电网系统的工作数据信息；
S2.根据步骤S1获取的数据信息，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数；
S3.在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值；
S4.根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量；
S5.根据得到的数据，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标、风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标和风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标；
S6.根据步骤S6得到的支撑指标，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定。
2.根据权利要求1所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S2所述的根据步骤S1获取的数据信息，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数，具体包括如下步骤：
在无新能源系统接入时，采用如下算式计算得到系统等效惯性时间常数H：
式中Si为系统中第i台机组的容量；Hi为第i台机组的惯性时间常数；N为系统中机组台数的总量；
当新能源系统接入系统且不参与系统频率调节时，采用如下算式计算得到新能源接入后的系统等效惯性时间常数H'：
H'＝H(1-η)
式中η为新能源渗透率，SRES为新能源接入容量。
3.根据权利要求2所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S3所述的在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值Hcr：
式中Pstep为系统功率扰动标幺值；RoCoFmax为系统频率变化率的最大值。
4.根据权利要求3所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S4所述的根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到考虑风电机组虚拟惯量控制时，满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量：
式中H'为新能源接入后的系统等效惯性时间常数；为风电机组虚拟惯量控制给系统提供的等效惯性时间常数值；Kinertia为风电机组虚拟惯量控制比例放大参数；S'RES为参与系统频率调节的风电装机容量，且取值要小于或等于系统风电的总装机容量。
5.根据权利要求4所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S5中的计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标α：
式中HT为系统在满足系统频率变化率约束和惯性时间常数约束下的系统等效惯性时间常数，且HT＝max(Hcr,Hre)，Hre为惯性时间常数约束值。
6.根据权利要求5所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S5中的计算得到风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下步骤计算得到风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标β：
式中f为风电参与系统调节后的系统稳态频率；fN,∞为满足频率约束的系统稳态频率；fini,∞为风电未参与频率调节时的系统额定频率。
7.根据权利要求6所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S5中的计算得到风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标，具体包括如下步骤：
采用如下步骤计算得到风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标λ：
式中fcr为系统第一轮低频减载频率门槛值；fini,nadir为新能源接入且不参与系统频率调节时的最低点频率。
8.根据权利要求7所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法，其特征在于步骤S6所述的根据步骤S6得到的支撑指标，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定，具体包括如下步骤：
采用如下算式对风电的稳态频率支撑能力进行判定：
采用如下算式对风电的暂态频率支撑能力进行判定：
采用如下算式对风电的惯量支撑能力进行判定：
其中，α越大，表示风电能够提供的惯量支撑能力越大。
9.一种实现权利要求1～8之一所述的风电支撑系统的频率调节能力判定方法的系统，其特征在于具体包括数据获取模块、等效惯性时间常数计算模块、临界值计算模块、容量计算模块、支撑指标计算模块和频率调节能力判定模块；数据获取模块、等效惯性时间常数计算模块、临界值计算模块、容量计算模块、支撑指标计算模块和频率调节能力判定模块依次串联；数据获取模块用于获取目标电网系统的工作数据信息，并将数据上传等效惯性时间常数计算模块；等效惯性时间常数计算模块用于根据接收到的数据，计算新能源发电系统接入后的等效惯性时间常数，并将数据上传临界值计算模块；临界值计算模块用于根据接收到的数据，在扰动发生时，根据系统频率变化最大值计算得到系统的等效惯性时间常数的临界值，并将数据上传容量计算模块；容量计算模块用于根据接收到的数据，根据得到的数据，计算满足系统等效惯量需求时的风电机组参与系统频率调节的容量，并将数据上传支撑指标计算模块；支撑指标计算模块用于根据接收到的数据，计算得到风电虚拟惯量控制对系统等效惯性时间常数的支撑指标、风电参与系统频率调节时对稳态频率的支撑指标和风电参与系统频率调节时对系统暂态频率偏移最大值的支撑指标，并将数据上传频率调节能力判定模块；频率调节能力判定模块用于根据接收到的数据，对风电支撑系统的频率调节能力进行判定。
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| CN202310494122.XA CN116454919A (zh) | 2023-05-05 | 2023-05-05 | 风电支撑系统的频率调节能力判定方法及系统 |
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Citations (3)
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|---|---|---|---|---|
| CN111276973A (zh) * | 2020-03-09 | 2020-06-12 | 国网江苏省电力有限公司 | 一种计及风功率波动的电力系统惯量需求评估的方法 |
| CN114696323A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-07-01 | 国网湖南省电力有限公司 | 高比例新能源电力系统频率安全判定方法 |
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-
2023
- 2023-05-05 CN CN202310494122.XA patent/CN116454919A/zh active Pending
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