Frequency Support Capability Estimation for Renewable Energy Units under Dynamic Response Variations

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a novel power decoupling and parameter identification approach for estimating virtual inertia and primary frequency control coefficients from measured data.

🏢実務担当者:Grid operators and renewable plant owners can use this method to evaluate and optimize frequency support capability in low-inertia systems.

<title>抄録</title> <p>電力電子インターフェースを介した再生可能エネルギー発電の高比率統合により、現代の電力系統における慣性および周波数調整性能が著しく低下している。仮想慣性制御および一次周波数制御戦略により、再生可能エネルギー発電ユニットは周波数事象中に有効電力支援を提供できるものの、その実際の出力特性は、資源制約や制御遅延により設計指標から逸脱することが多い。測定データに基づく再生可能エネルギー発電所の利用可能な周波数支援容量の正確なオンライン推定は、低慣性系統における安全な運用を維持するために不可欠となっている。しかしながら、従来の評価手法は、外乱後の様々な再生可能エネルギー資源の過渡動的応答特性を無視しており、慣性関連電力を一次周波数制御電力から効果的に分離できないため、同定されたパラメータにかなりの誤差が生じる。本論文では、まず同期発電機とコンバータベースの再生可能エネルギー発電機との間の動的周波数応答メカニズムを比較する。次に、仮想慣性電力を一次周波数制御出力から分離するための改良型電力デカップリング手法を提案し、デカップリングされた信号を用いて仮想慣性定数を推定する勾配降下法に基づくパラメータ同定スキームを提示する。さらに、実時間デジタルシミュレータと同期位相測定ユニットを用いてハードウェアインザループ試験プラットフォームを構築し、現実的な動作条件下で提案手法を検証する。シミュレーションケースと現場測定の両方からの検証結果は、提案手法が高いロバスト性を有して仮想慣性時定数および一次周波数制御係数を正確に同定できることを実証している。推定結果は、再生可能エネルギー発電所における周波数調整資源の最適配分および制御パラメータの合理的な調整を支援することができる。</p>

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

<title>Abstract</title> <p>High proportional integration of power-electronics-interfaced renewable energy generation has severely weakened the inertia and frequency regulation performance of modern power systems. Although virtual inertia control and primary frequency control strategies enable renewable generating units to provide active power support during frequency events, their actual output characteristics often deviate from design indexes due to resource constraints and control delays. Accurate online estimation of the available frequency support capacity from renewable energy stations based on measured data has become essential for maintaining secure operation in low-inertia grids. However, conventional assessment approaches neglect the transient dynamic response features of various renewable resources after disturbances and cannot effectively separate inertia-related power from primary frequency regulation power, leading to considerable errors in identified parameters. This paper first compares the dynamic frequency response mechanisms between synchronous generators and converter-based renewable generators. Then, an improved power decoupling approach is proposed to separate virtual inertia power from primary frequency control output, and a gradient-descent-based parameter identification scheme is presented to estimate the virtual inertia constant using the decoupled signal. Furthermore, a hardware-in-the-loop testing platform is established using a real-time digital simulator and synchronized measurement units to verify the proposed method under realistic working conditions. Validation results from both simulation cases and field measurements demonstrate that the proposed method can accurately identify the virtual inertia time constant and primary frequency control coefficient with high robustness. The estimated results can support optimal allocation of frequency regulation resources and reasonable tuning of control parameters for renewable energy stations.</p>

• Research Square https://doi.org/10.21203/rs.3.rs-9659377/v1first seen 2026-06-05 04:40:28 · last seen 2026-06-18 04:26:28