风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析方法及系统

1.本发明涉及电力工程技术领域，特别是涉及一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析方法及系统。


背景技术：

2.以风能、光能为代表的新能源在电力系统中的占比不断地提高，引发了系统的诸多问题。由于风机通过电力电子设备并入电网，不能像传统火电一样为电力系统提供惯性和阻尼支撑，电力系统的惯性和阻尼被削弱，这给当今电力系统的稳定运行带来了许多新的困难与挑战。为此学者们提出了不同类型的虚拟惯量控制策略，其中利用储能为风机提供虚拟惯量控制，已成为风机并网系统频率稳定性提升的关键技术，其可在保持风机最大功率跟踪运行的基础上改善系统的频率稳定性。
3.为了分析储能系统对频率的支撑作用，分析发生故障后的系统频率动态特性十分重要。然而目前量化分析储能系统在短路故障下对系统频率的支撑能力的研究较少。大多文献仅通过仿真分析了三永短路故障下风机、光伏故障穿越控制环节对系统频率的影响，未对系统频率动态特性进行理论分析。有文献通过贡献因子来分析储能对系统频率的惯量支撑能力，但未进行量化分析。另有学者基于电力系统频率响应模型分析暂态频率特性，通过简化调速器模型得到系统频率解析表达式，并对风力发电及直流输电对频率动态特性的影响进行了量化分析，但未针对储能展开讨论。因此如何提出一种在短路故障下风火储送出系统的频率特性分析方法有待进一步研究。


技术实现要素：

4.本发明的目的是提供一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析方法及系统，以量化分析短路故障下的风火储送出系统的频率动态特性。
5.为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
6.一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析方法，其特征在于，所述频率特性分析方法应用于风火储送出系统，所述风火储送出系统包括：风电场、储能系统、火电场和负荷；所述风电场分别与所述负荷和所述储能系统连接；所述火电场与所述负荷连接；所述风电场包括若干台风机；所述火电场包括若干台同步机；所述储能系统用于采用恒定有功无功控制策略和储能型虚拟惯量阻尼控制策略为所述风机提供惯量支撑；
7.所述频率特性分析方法包括：
8.获取所述风火储送出系统在短路故障期间的功率变化信息；所述功率变化信息包括：负荷有功功率增量、同步机有功功率增量、同步机的总功率、每台同步机的惯性时间常数、每台同步机的视在功率、稳态时所有风机的总有功功率、每台风机的有功功率、风机的总功率、系统总功率和储能系统输出有功功率；
9.根据所述负荷有功功率增量、所述同步机有功功率增量、所述稳态时所有风机的总有功功率、所述每台风机的有功功率和所述储能系统输出有功功率，确定短路故障后不
配备储能时的有功功率变化量和短路故障后配备储能时的有功功率变化量；
10.根据所述同步机的总功率、所述风机的总功率、所述每台同步机的惯性时间常数和所述每台同步机的视在功率，确定短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数；
11.根据所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数和所述短路故障后配备储能时的有功功率变化量，确定短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数；
12.确定所述风火储送出系统的虚拟惯量控制参数和虚拟阻尼控制参数；
13.根据所述短路故障后不配备储能时的有功功率变化量、所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数、所述短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数、所述虚拟惯量控制参数和所述虚拟阻尼控制参数，确定目标时域表达式；所述目标时域表达式为所述风火储送出系统在短路故障期间的频率变化曲线的时域表达式；
14.根据所述目标时域表达式确定所述风火储送出系统在短路故障期间的初始频率变化率和系统频率最大值；所述初始频率变化率和所述系统频率最大值用于表征所述风火储送出系统的频率稳定性。
15.可选地，所述短路故障后不配备储能时的有功功率变化量，计算公式为：
[0016][0017]
其中，δps为短路故障后不配备储能时的有功功率变化量，δp
l
为负荷有功功率增量，δpg为同步机有功功率增量，p
sw
为稳态时所有风机的总有功功率，p
wj
为第j台风机的有功功率，m为风机的台数；
[0018]
所述短路故障后配备储能时的有功功率变化量，计算公式为：
[0019]
δp
s1
＝δp
s-p
ess
；
[0020]
其中，δp
s1
为短路故障后配备储能时的有功功率变化量，p
ess
为储能系统输出有功功率。
[0021]
可选地，所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数，计算公式为：
[0022][0023]
其中，hs为短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数，hi为第i台同步机的惯性时间常数，si表示第i台同步机的视在功率，ss为同步机的总功率，sw为风机的总功率，n为同步机的台数；
[0024]
所述短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数，计算公式为：
[0025][0026]
其中，ds为短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数，δp
s1
为短路故障后配备储能时的有功功率变化量，f为电网系统频率，f0为系统频率基准值，t为时间。
[0027]
可选地，所述目标时域表达式，具体公式为：
[0028][0029]
其中，f(t)为t时刻的系统频率，f0为系统频率基准值，t0为故障开始时刻，t为时间，hs为短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数，ds为短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数，δps为短路故障后不配备储能时的有功功率变化量，h
vir
为虚拟惯量控制参数，d
vir
/为虚拟阻尼控制参数，sn为系统总功率。
[0030]
可选地，所述初始频率变化率，具体公式为：
[0031][0032]
其中，rocof1为初始频率变化率，f0为系统频率基准值，δps为短路故障后不配备储能时的有功功率变化量，hs为短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数，h
vir
为虚拟惯量控制参数，sn为系统总功率。
[0033]
可选地，所述系统频率最大值，具体公式为：
[0034][0035]
其中，f
max1
为系统频率最大值，f0为系统频率基准值，δps为短路故障后不配备储能时的有功功率变化量，hs为短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数，ds为短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数，h
vir
为虚拟惯量控制参数，d
vir
/为虚拟阻尼控制参数，sn为系统总功率，t0为故障开始时刻，t
p
为故障切除时刻。
[0036]
可选地，所述频率特性分析方法还包括：
[0037]
根据所述虚拟惯量控制参数和所述系统总功率，确定所述储能系统的惯量贡献；
[0038]
根据所述虚拟阻尼控制参数和所述系统总功率，确定所述储能系统的阻尼贡献；
[0039]
所述惯量贡献和所述阻尼贡献用于表征所述储能系统对所述风火储送出系统的频率的支撑能力。
[0040]
一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析系统，所述频率特性分析系统应用于风火储送出系统，所述风火储送出系统包括：风电场、储能系统、火电场和负荷；所述风电场分别与所述负荷和所述储能系统连接；所述火电场与所述负荷连接；所述风电场包括若干台风机；所述火电场包括若干台同步机；所述储能系统用于采用恒定有功无功控制策略和储能型虚拟惯量阻尼控制策略为所述风机提供惯量支撑；
[0041]
所述频率特性分析系统包括：
[0042]
数据获取模块，用于获取所述风火储送出系统在短路故障期间的功率变化信息；所述功率变化信息包括：负荷有功功率增量、同步机有功功率增量、同步机的总功率、每台同步机的惯性时间常数、每台同步机的视在功率、稳态时所有风机的总有功功率、每台风机的有功功率、风机的总功率、系统总功率和储能系统输出有功功率；
[0043]
有功功率变化量确定模块，用于根据所述负荷有功功率增量、所述同步机有功功率增量、所述稳态时所有风机的总有功功率、所述每台风机的有功功率和所述储能系统输
出有功功率，确定短路故障后不配备储能时的有功功率变化量和短路故障后配备储能时的有功功率变化量；
[0044]
等效惯性时间常数确定模块，用于根据所述同步机的总功率、所述风机的总功率、所述每台同步机的惯性时间常数和所述每台同步机的视在功率，确定短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数；
[0045]
等效阻尼参数确定模块，用于根据所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数和所述短路故障后配备储能时的有功功率变化量，确定短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数；
[0046]
虚拟惯量和虚拟阻尼确定模块，用于确定所述风火储送出系统的虚拟惯量控制参数和虚拟阻尼控制参数；
[0047]
目标时域表达式确定模块，用于根据所述短路故障后不配备储能时的有功功率变化量、所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数、所述短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数、所述虚拟惯量控制参数和所述虚拟阻尼控制参数，确定目标时域表达式；所述目标时域表达式为所述风火储送出系统在短路故障期间的频率变化曲线的时域表达式；
[0048]
频率特性参数确定模块，用于根据所述目标时域表达式确定所述风火储送出系统在短路故障期间的初始频率变化率和系统频率最大值；所述初始频率变化率和所述系统频率最大值用于表征所述风火储送出系统的频率稳定性。
[0049]
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
[0050]
本发明提供的短路故障下的频率特性分析方法，同时考虑了短路故障期间，风机和储能系统的低电压穿越控制，能够更准确地得到发生短路故障后，风火储送出系统的频率动态特性，进而能够更全面地分析储能系统对风火储送出系统的频率支撑作用，为工程上的储能容量配置提供指导。
附图说明
[0051]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，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的附图。
[0052]
图1为本发明提供的频率特性分析方法的流程图；
[0053]
图2为本发明提供的风火储送出系统的拓扑结构图；
[0054]
图3为本发明提供的有功功率-并网电压的关系曲线图；
[0055]
图4为本发明提供的风机并网电压的变化情况图；
[0056]
图5为本发明提供的风机并网功率的变化情况图；
[0057]
图6为本发明提供的系统频率仿真曲线和理论曲线的对比图；
[0058]
图7为本发明提供的配备储能前后系统频率曲线的对比图；
[0059]
图8为本发明提供的锁相环测得频率和系统频率的对比图；
[0060]
图9为本发明提供的某实际电网仿真结构图；
[0061]
图10为本发明提供的储能系统有功功率变化情况图；
[0062]
图11为本发明提供的系统频率变化曲线图；
[0063]
图12为本发明提供的频率特性分析系统的模块图。
[0064]
符号说明：
[0065]
数据获取模块—1，有功功率变化量确定模块—2，等效惯性时间常数确定模块—3，等效阻尼参数确定模块—4，虚拟惯量和虚拟阻尼确定模块—5，目标时域表达式确定模块—6，频率特性参数确定模块—7。
具体实施方式
[0066]
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，所描述的实施例仅仅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。
[0067]
本发明的目的是提供一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析方法及系统，以量化分析短路故障下的风火储送出系统的频率动态特性。
[0068]
目前对频率动态特性的分析，通常基于负荷扰动进行展开，很少有文献基于短路故障进行频率动态特性的分析，且未有文献同时考虑风机和储能系统的低压穿越控制，对风火储送出系统的频率动态特性进行分析。本发明可以实现同时考虑风机和储能系统的低压穿越控制，对风火储送出系统的频率动态特性进行更准确、更全面的分析。
[0069]
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
[0070]
实施例一
[0071]
本发明提供一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析方法，所述频率特性分析方法应用于风火储送出系统，所述风火储送出系统包括：风电场、储能系统、火电场和负荷；所述风电场分别与所述负荷和所述储能系统连接；所述火电场与所述负荷连接；所述风电场包括若干台风机；所述火电场包括若干台同步机；所述储能系统用于采用恒定有功无功控制策略和储能型虚拟惯量阻尼控制策略为所述风机提供惯量支撑。
[0072]
如图1所示，所述频率特性分析方法包括：
[0073]
步骤s1：获取所述风火储送出系统在短路故障期间的功率变化信息；所述功率变化信息包括：负荷有功功率增量、同步机有功功率增量、同步机的总功率、每台同步机的惯性时间常数、每台同步机的视在功率、稳态时所有风机的总有功功率、每台风机的有功功率、风机的总功率、系统总功率和储能系统输出有功功率。
[0074]
步骤s2：根据所述负荷有功功率增量、所述同步机有功功率增量、所述稳态时所有风机的总有功功率、所述每台风机的有功功率和所述储能系统输出有功功率，确定短路故障后不配备储能时的有功功率变化量和短路故障后配备储能时的有功功率变化量。
[0075]
步骤s3：根据所述同步机的总功率、所述风机的总功率、所述每台同步机的惯性时间常数和所述每台同步机的视在功率，确定短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数。
[0076]
步骤s4：根据所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数和所述短路故障后配备储能时的有功功率变化量，确定短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数。
[0077]
步骤s5：确定所述风火储送出系统的虚拟惯量控制参数和虚拟阻尼控制参数。
[0078]
步骤s6：根据所述短路故障后不配备储能时的有功功率变化量、所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数、所述短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数、所述虚拟惯量控制参数和所述虚拟阻尼控制参数，确定目标时域表达式；所述目标时域表达式为所述风火储送出系统在短路故障期间的频率变化曲线的时域表达式。
[0079]
步骤s7：根据所述目标时域表达式确定所述风火储送出系统在短路故障期间的初始频率变化率和系统频率最大值；所述初始频率变化率和所述系统频率最大值用于表征所述风火储送出系统的频率稳定性。
[0080]
进一步地，所述频率特性分析方法还包括：
[0081]
步骤s8：根据所述虚拟惯量控制参数和所述系统总功率，确定所述储能系统的惯量贡献；根据所述虚拟阻尼控制参数和所述系统总功率，确定所述储能系统的阻尼贡献；所述惯量贡献和所述阻尼贡献用于表征所述储能系统对所述风火储送出系统的频率的支撑能力。
[0082]
下面分别对上述步骤进行详细论述。
[0083]
首先给出风火储送出系统的拓扑结构图，如图2所示，包括直驱风电场、储能系统、火电场及负荷。风电场中的直驱风机采用传统的机侧控制(msc)和网侧控制(gsc)策略。风电场配备场站级储能系统为风机提供惯量支撑，储能系统变流器在采用典型p/q控制的基础上加入储能型虚拟惯量阻尼控制策略。
[0084]
当风机并网点电压跌落到0.2p.u.-0.9p.u.区间内时，风电机组的低电压穿越控制发挥作用。此时风机通过输出无功功率以提升并网电压稳定性，与此同时风机并网有功功率下跌，会导致系统频率的动态变化。风机的注入无功电流和注入有功电流满足下式：
[0085][0086]
其中，i
gqref
为风机注入无功电流的基准值，k
iq
为风机无功电流调节系数，通常取为1.5，u
gpu
为风机并网电压的标幺值，in为电流额定值，i
gmax
为风机允许注入电流限值，ki为一常数，表示风机最大电流比例系数，通常取为1.05，i
gd
为注入有功电流，*号表示标幺值。
[0087]
假设故障期间风机的并网电压为恒定值，则短路故障期间风机输出的有功功率标幺值为pw：
[0088]
pw＝u
gpuigd*
(2)
[0089]
联立式(1)和式(2)，可以得到下式(3)。
[0090][0091]
通过式(3)可以分析得到，随着风机并网电压u
gpu
的降低，风机在短路期间输出的有功功率逐渐减小，系统有功功率差额逐渐增大，从而恶化系统的频率稳定性。
[0092]
根据图2可知，储能系统输出有功功率(标幺值)满足下式。
[0093][0094]
其中，p
ess
为储能系统输出有功功率，sn为系统总功率，f0为系统频率基准值，h
vir
为虚拟惯量控制参数，d
vir
/为虚拟阻尼控制参数，f
pll
(t)为锁相环测得频率。
[0095]
与风机的低电压穿越控制相似，储能系统为保证储能并网电压的稳定，也有对应的低电压控制。与风机的电压保护范围不同，储能系统的电压保护范围为0-0.85u
en
，其中，u
en
表示储能系统并网电压的额定值。储能变流器注入电力系统的动态无功电流ie为：
[0096][0097]
其中，u
epu
为储能并网电压的标幺值，k
ie
为储能的无功电流调节系数，k为储能系统电流比例系数。根据储能并网导则，k
ie
取为1.6，k取为1.04。
[0098]
可求得短路故障期间储能输出有功功率最大值(标幺值)p
emax
满足：
[0099][0100]
其中，p
semax
为p
ess
变化曲线的最大值。
[0101]
本发明提供的短路故障下的频率特性分析方法，具体实现步骤如下：
[0102]
步骤1：建立储能型虚拟惯量阻尼控制模型，为风火送端系统提供惯量阻尼支撑。
[0103]
其中，储能型虚拟惯量阻尼控制策略分别引入系统频率的微分环节和比例环节提供惯量阻尼支撑，包括利用储能系统提供的惯量响应支撑功率
pess1
和阻尼支撑功率p
ess2
。其表达式如下：
[0104][0105]
其中，h
vir
和d
vir
分别为虚拟惯量阻尼控制参数，δf
pll
为利用锁相环得到的频率变化量，p
essref
为储能所输出有功功率的额定值，s表示拉氏算子。
[0106]
步骤2：计及风机的低压穿越控制，分析短路故障期间风机有功功率的变化情况。
[0107]
在发生短路故障后，风机及储能系统有功功率与并网电压之间的关系如图3所示，可以清晰看到两者的低压控制电压保护范围，当并网电压小于0.2p.u.时，风机输出有功为0，而储能输出的有功功率的最大值会小于0.03倍的额定值。且随着风机和储能并网电压的降低，在短路期间输出的有功功率逐渐减小，系统有功功率差额逐渐增大，从而恶化系统的频率稳定性。
[0108]
步骤3：计及储能系统的低压穿越控制，分析短路故障期间系统有功功率的变化情
况。
[0109]
根据式(1)至式(6)的分析，计及风机和储能系统的低压穿越控制，短路故障期间系统的有功功率变化量的表达式为：
[0110][0111]
其中，δps为短路故障后不配备储能时的有功功率变化量，δp
l
为负荷有功功率增量，p
sw
为稳态时所有风机的总有功功率，p
wj
为第j台风机的有功功率，m为风机的台数。值得注意的是，在短路故障期间，同步机和风机的有功功率基本不变，则假设故障期间δps为恒定值。
[0112]
步骤4：计及风机和储能系统的低电压穿越控制，分析短路故障期间有功功率与系统频率的关系。
[0113]
风火储送出系统频率的惯量响应阶段满足如下方程：
[0114][0115]
其中hs为系统等效惯性时间常数，f为电网系统频率，f0为系统频率基准值，即为50hz。
[0116]
对于含多台同步电机及风机的风机并网系统，忽略风机的惯量，固有的系统等效惯性时间常数hs满足如下关系式：
[0117][0118]
其中n表示同步机的个数，hi表示第i台同步机的惯性时间常数，si表示第i台同步机的视在功率，ss为同步机的总功率，sw为风机的总功率，n为同步机的台数。
[0119]
当计及同步机的阻尼参数时，系统有功功率差额与系统频率之间满足如下关系式：
[0120][0121]
其中ds为系统的阻尼参数。
[0122]
假设锁相环能够准确测得实时系统频率变化情况，即锁相环测得频率f
pll
与系统频率f相等。可以得到短路故障期间系统频率变化曲线的时域表达式。
[0123][0124]
其中，f(t)为t时刻的系统频率，t0为系统故障开始时刻。
[0125]
且当系统不配备储能时，即p
ess
＝0时，可得不配备储能时的系统频率f2的时域表达式：
[0126][0127]
步骤5：推导短路故障期间，系统频率的初始变化率，系统频率的最大值，并得到储能系统对风火储送出系统的惯量贡献和阻尼贡献。
[0128]
通过式(12)和式(13)可知，配备储能后，风火储送出系统的等效惯性时间常数h
s1
和等效阻尼参数d
s1
增加，贡献的惯量和阻尼分别为h
vir
/sn和d
vir
/sn，即：
[0129][0130]
对上式(12)进行求导，可以得到初始频率变化率：
[0131][0132]
通过上式(15)可知，加入储能系统能够使得风机参与系统频率的惯量响应调节。且随着虚拟惯量h
vir
的增大，系统初始频率变化率的绝对值越小，频率稳定性越强。
[0133]
若不考虑风机有功功率恢复的时间，则系统频率最大值出现的时刻即为故障切除时刻。设故障切除时间为t
p
，可求得系统频率最大值f
max1
为：
[0134][0135]
通过上述过程，即可量化分析短路故障下风火储送端系统的频率动态特性，得到储能对系统的惯量和阻尼贡献。
[0136]
下面提供一个具体实施例，以验证本发明提供方法的正确性。
[0137]
在本实施例中，分别基于含风储的单机系统及某省实际电网，利用psasp进行仿真验证理论分析的正确性，当图2中的火电机组和风电机组均为1台时，以图2为算例在psasp软件中进行时域仿真。
[0138]
在0.5秒时，风机节点附近发生非金属性三相短路，0.6秒时故障清除，风机的并网点电压和并网功率分别如图4及图5所示。
[0139]
发生三相短路后，根据短路故障期间的负荷有功变化量以及同步机有功变化量、风机有功功率变化量等，可求得系统有功功率差额，从而可计算系统惯量和系统阻尼值，最后可得到系统频率的理论值，系统频率的仿真曲线和理论曲线的对比图如图6所示。由图6可以分析得到本发明所提供的频率动态特性分析方法的正确性。
[0140]
图7为配备储能前后的系统频率变化情况对比图。根据本发明提供的方法计算可得，系统初始频率变化率为13.21hz/s，频率最大值为51.32hz，与图7中的仿真值进行对比，验证了风火储送出系统频率动态特性分析的正确性。
[0141]
由于在实际电网系统中，风机并网侧系统频率通常基于锁相环测得，通过时域仿真对比分析锁相环测得频率和实际系统频率的变化情况如图8所示。由图8可以得到，故障期间锁相环的动态特性与测得频率整体变化情况基本相同，验证本发明假设的合理性。
[0142]
接下来基于psasp搭建的某省实际电网模型，在送端电网中，搭建含储能型场站级
虚拟惯性阻尼控制的100mw直驱风电场模型，接入某省实际电网进行仿真。该系统中主要含有同步机及风机，图9为该实际电网仿真结构图。设置储能有功功率容量为20mw，即风电场容量的20％，储能的充放电效率设置为1p.u.。
[0143]
当风电场附近某节点发生三相短路时，计及储能低压穿越控制，此时储能系统并网电压降低到0.5p.u.，储能输出有功变化曲线如图10所示。通过理论计算故障期间储能输出的有功功率大约为0.4441p.u.，验证了理论分析的正确性。
[0144]
为清晰分析计及储能低压穿越控制后系统频率动态特性，需将psasp曲线阅览室的数据导入matlab中进行曲线绘制。图11为某实际电网仿真结果图。由图11可知，当利用功率容量为20mw的储能时，由于低压穿越控制的限制，储能输出最大值为8.8mw，此时风机并网点频率最大值为51.65hz，会使得风机脱网。验证了本发明提供方法的频率定性分析的正确性。随着虚拟惯量的增大和虚拟阻尼的增大，系统稳定性逐渐提升。
[0145]
因此，本发明提供的频率特性分析方法，适用于系统中短路故障后系统频率动态特性分析，能够更正确地分析发生短路故障后风火储送出系统的频率动态特性。
[0146]
实施例二
[0147]
为了执行上述实施例一对应的方法，以实现相应的功能和技术效果，下面提供一种风火储送出系统在短路故障下的频率特性分析系统，所述频率特性分析系统应用于风火储送出系统，所述风火储送出系统包括：风电场、储能系统、火电场和负荷；所述风电场分别与所述负荷和所述储能系统连接；所述火电场与所述负荷连接；所述风电场包括若干台风机；所述火电场包括若干台同步机；所述储能系统用于采用恒定有功无功控制策略和储能型虚拟惯量阻尼控制策略为所述风机提供惯量支撑。
[0148]
如图12所示，所述频率特性分析系统包括：
[0149]
数据获取模块1，用于获取所述风火储送出系统在短路故障期间的功率变化信息；所述功率变化信息包括：负荷有功功率增量、同步机有功功率增量、同步机的总功率、每台同步机的惯性时间常数、每台同步机的视在功率、稳态时所有风机的总有功功率、每台风机的有功功率、风机的总功率、系统总功率和储能系统输出有功功率。
[0150]
有功功率变化量确定模块2，用于根据所述负荷有功功率增量、所述同步机有功功率增量、所述稳态时所有风机的总有功功率、所述每台风机的有功功率和所述储能系统输出有功功率，确定短路故障后不配备储能时的有功功率变化量和短路故障后配备储能时的有功功率变化量。
[0151]
等效惯性时间常数确定模块3，用于根据所述同步机的总功率、所述风机的总功率、所述每台同步机的惯性时间常数和所述每台同步机的视在功率，确定短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数。
[0152]
等效阻尼参数确定模块4，用于根据所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数和所述短路故障后配备储能时的有功功率变化量，确定短路故障后不配备储能时的等效阻尼参数。
[0153]
虚拟惯量和虚拟阻尼确定模块5，用于确定所述风火储送出系统的虚拟惯量控制参数和虚拟阻尼控制参数。
[0154]
目标时域表达式确定模块6，用于根据所述短路故障后不配备储能时的有功功率变化量、所述短路故障后不配备储能时的等效惯性时间常数、所述短路故障后不配备储能
时的等效阻尼参数、所述虚拟惯量控制参数和所述虚拟阻尼控制参数，确定目标时域表达式；所述目标时域表达式为所述风火储送出系统在短路故障期间的频率变化曲线的时域表达式。
[0155]
频率特性参数确定模块7，用于根据所述目标时域表达式确定所述风火储送出系统在短路故障期间的初始频率变化率和系统频率最大值；所述初始频率变化率和所述系统频率最大值用于表征所述风火储送出系统的频率稳定性。
[0156]
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
[0157]
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。